Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Нгкм расшифровка нефть


Нефтегазоконденсатное месторождение - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Нефтегазоконденсатное месторождение

Cтраница 1

Нефтегазоконденсатные месторождения ( НГКМ) характеризуются рядом особекностзй, значительно осложняющих условия их разработки. Важнейшими из этих особенностей, отличающими НГКМ от нефтегазовых залежей, являются как содержание в них промышленных запасов не только нефти и газа, но и конденсата, так и характерные для их раз работки интенсивные фазовые превращения, которые могут привести К значительному изменению составов и свойств пластовых флюидов, а следовательно, и касыщенностей ими пород-коллекторов.  [1]

Нефтегазоконденсатное месторождение - Русский Хутор ( Центральный) расположено на границе Ставропольского края и Дагестанской АССР, в 10 км к северо-западу от нос.  [2]

Нефтегазоконденсатное месторождение Махачкала расположено в 2 км к юго-востоку от г. Махачкала. Оно приурочено к северо-восточному обрамлению Дагестанского клина, на северо-восточном крыле крупного Талгннского поднятия. Структура по чокракским отложениям имеет размер 8X2 км и ориентирована с северо-запада на юго-восток. Газоконденсатная залежь связана с карбонатными отложениями верхнего мела, нефтяные - с терригенными отложениями чек-рака.  [3]

Нефтегазоконденсатное месторождение Котуртепе ( Ленинское) расположено в 90 км к западу от г. Небитдага в Прибалханской зоне поднятий. Оно представляет собой брахиантиклияаль субширотного простирания ( рис. 154), характеризующуюся сложным геологическим строением.  [4]

Нефтегазоконденсатное месторождение Прорва расположено в 170 км к юго-востоку от г. Гурьева.  [6]

Нефтегазоконденсатное месторождение Жетыбай находится в 70 км к юго-востоку от нос. По продуктивным отложениям юры месторождение приурочено к одноименной структуре, расположенной на Жетыбай-Узеньской тектонической ступени в пределах северного склона Южно-Мангышлакского прогиба.  [8]

Нефтегазоконденсатное месторождение Рурд-Нусс расположено в 220 км к юго-востоку от нефтяного месторождения Хас-си - Мессауд. Открыто в 1962 г. В строении месторождения принимают участие отложения кембрия, ордовика, силура, девона, триаса, юры и мела. Триасовый комплекс пород несогласно залегает на девонских и силурийских отложепиях.  [9]

Нефтегазоконденсатное месторождение Карадаг, одно из наиболее значительных но запасам газа в Азербайджане, расположено в крайней юго-западной части Апшеронского полуострова, в 25 км от г. Баку. В 1939 г. здесь были получены первые промышленные притоки нефти и газа из свиты V горизонта.  [10]

Нефтегазоконденсатное месторождение Кянизадаг расположено в 40 км к юго-западу от г. Баку. Глубокое разведочное бурение на площади, начатое в 1932 г., с большими перерывами продолжается и по настоящее время.  [11]

Нефтегазоконденсатное месторождение Барса-Гельмес расположено в 25 км юго-восточнее Котур-Тепе.  [13]

Нефтегазоконденсатное месторождение Окарем расположено в 125 км к югу от г. Небит-Даг. В 1956 г. структура введена в глубокое разведочное бурение. Первый промышленный приток газа из нюкпекрасноцветных отложений получен в 1958 г. при опробовании скв.  [14]

Нефтегазоконденсатное месторождение Котур-Тепе открыто в 1956 г. Его разрез слагают отложения постплиоцена, апше-рона, акчагыла и красноцветной толщи, общей вскрытой мощностью около 5000 м, из которых 2520 мприходится на красноцветную толщу. Месторождение характеризуется исключительно сложным геологическим строением. Оно разбито множеством сбросов ( амплитуды от 15 - 20 до 500 - 600 м) на большое число тектонических блоков и полей. Поэтому свод складки располагается ниже западной периклинали на 100 - 150 м, но выше восточной на 800 - 1000 м, занимая промежуточное положение между ними. Наиболее значительными поперечными сбросами складка расчленяется на несколько крупных тектонических блоков, образующих три самостоятельных, гидродинамически изолированных участка: западный, центральный и восточный. Эти участки ступенеобразно погружаются в восточном направлении примерно на 600 - 1000 м относительно друг друга и отличаются различной глубиной залегания одновозрастных отложений, характером нефтегазоносности и другими особенностями. Например, глубина залегания кровли красноцветной толщи изменяется от 1450 - 1550 м на западном участке до 2550 м и более на восточном.  [15]

Страницы:      1    2    3    4    5

www.ngpedia.ru

Нефтегазоконденсатное месторождение - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Нефтегазоконденсатное месторождение

Cтраница 3

Нефтегазоконденсатное месторождение расположено в 25 км к юго-востоку от нос. Южно-Сухокумск, приурочено к антиклинальной складке, осложненной четырьмя куполами. Продуктивными на месторождении являются нижнемеловые и юрские отложения.  [32]

Нефтегазоконденсатное месторождение расположено в 125 км северо-западнее г. Волгограда и на юго-запад от Коробковского месторождения, приурочено к поднятию, расположенному в южной части Доно-Медведиц - кого вала. Пластовые давления залежей 287 и 303 - 306 кгс / см2, температура в пашийских залежах 76 С, в воробьевских около 90 С.  [34]

Нефтегазоконденсатные месторождения можно и нужно разрабатывать по системам, отличным от систем разработки газоконденсатных залежей.  [35]

Вуктыльское нефтегазоконденсатное месторождение имеет сложное строение. В процессе разработки залежи было подтверждено наличие неравномерно развитой подгазовой нефтяной оторочки, которая хорошо развита на периклиналях и восточном крыле складки. В настоящее время фонд эксплуатационных скважин на залежи составляет более 150 скважин.  [36]

Зайкинское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в Первомайском районе в 110 км к юго-западу от г. Бузу-лук. Открыто в 1982 г. В тектоническом отношении площадь приурочена к Каменск-Чаганской флексуре. Промышленная нефтегазоносность связана с пластами Д-V-O, Д-V-l, Д - У-2 афонинского горизонта, Д-IV-l, Д-1 У-2 воробьевского горизонта и Д-III-l, Д - П1 - 2 ардатовских слоев. Месторождение разрабатывается с 1987 г. По технологической схеме разработки ( 1988 г.) предусмотрено выделение трех объектов разработки: I объект - пласты Д-V-O Д-V-l Д - 2; II объект - пласты Д-IV-l Д - - 2; III объект - пласты Д-III-l Д - Ш-2. Технологической схемой разработки предусмотрено бурение 130 скважин, из которых 102 - добывающие и 28 - нагнетательные. Основным по запасам нефти является первый объект, с которым связано 46 6 % от начальных извлекаемых запасов нефти месторождения.  [37]

Жирновское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в 320 км к северу от г. Волгограда. Приурочено к северной части Доно-Медведицкого вала Приволжской моноклинали. Промышленная нефтеносность установлена в песчаниках верхнебашкирского подъяруса среднего карбона, тульского, бобриков-ского горизонтов визейского яруса нижнего карбона, в известняках нижнебашкирского подъяруса и турнейского яруса среднего и нижнего карбона, в евланово-ливенских и воробьевских отложениях верхнего и среднего девона. В верхнебашкирском подъярусе выделены 4 песчаных пласта, содержащих 2 газонефтяных залежи. Залежь нефти и газа в нижнебашкирском подъярусе приурочена к трещиноватым органогенно-обломочным известнякам.  [38]

Зайкинское нефтегазоконденсатное месторождение ( рис. 33) расположено в Южно-Бузулукской нефтегазоносной зоне. С юга она ограничена тектоническим нарушением. Пласт-коллектор в эйфельских отложенияхна относительно приподнятом блоке замещается такими же известняками верхнефранско-фаменского возраста опущенного блока. Таким образом, нарушение играет роль тектонического экрана в структуре-ловушке.  [39]

Ванейвисское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в 50 км к северо-востоку от г. Нарьян-Мара. Открыто в 1973 г. Месторождение закончено разведкой и является одним из крупных месторождений провинции.  [40]

Северо-Гуляевское нефтегазоконденсатное месторождение ( рис. 48) расположено в ПО км к северу от пос.  [41]

Западно-Тепловское нефтегазоконденсатное месторождение ( рис. 56) расположено в северной части бортового уступа. Открыто в 1973 г. Залежь газа, конденсата и нефти массивного типа приурочена к рифовым известнякам артинского возраста, незначительная ее газовая часть связана с доломитами нижней части кун-гура. Размеры ловушки по изогипсе - 2800 м кровли артинского яруса составляют 6 2x2 км, амплитуда 184 м, этаж газоносности 150 м, этаж нефтеносности 34 м, Дебит газа при 19-миллиметровом штуцере достигал 835 тыс. м3 / сут, при этом получено 90 т / сут стабильного конденсата, Дебит нефти составлял 66 м3 / сут при 7-мм штуцере. Месторождение относится к категории мелких.  [42]

Юрубчено-Тохомское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в 145 км южнее пос.  [43]

Куюмбинское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в 80 км к югу от пос. Открыто в 1974 г. Приурочено к трем пологим брахиантиклинальным складкам на северовосточном погружении Камовского свода Байкитской антеклизы. Поднятия осложнены разломами, обусловившими блоковое строение месторождения. Нефтегазоносность связана с эродированными, разновозрастными породами рифея. Залежи пластово-сводовые, литологически и тектонически ограниченные. Газовая залежь приурочена к западному локальному поднятию, по замкнутой изогипсе - 2200 м ( кровля глинисто-карбонатной пачки рифея) имеет размеры 9x8 км, амплитуду 287 м, связана с ри-фейскими каверно-трещинными доломитами, выведенными под эрозионную предвендскую поверхность.  [44]

Собинское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в Красноярском крае. Месторождение из трех залежей в интервале 2499 - 2596 м: две верхние залежи газоконденсатные с нефтяной оторочкой, нижняя - газонефтяная. Продуктивные пласты сложены песчаниками терригенной толщи венда ( ванавар-ская свита), залегающей на размытой поверхности глинисто-доломитовых отложений рифеиского возраста. Две верхние залежи пластово-сводовые, нижняя пластово-массивная.  [45]

Страницы:      1    2    3    4    5

www.ngpedia.ru

Разработка - нефтегазоконденсатное месторождение - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Разработка - нефтегазоконденсатное месторождение

Cтраница 2

Для расчета процесса разработки нефтегазоконденсатного месторождения важно знать свойственную данному месторождению изотерму конденсации, которую получают в результате лабораторного моделирования процесса истощения нефтегазо-конденсатных месторождений в бомбах pVT или на установках с пористой средой.  [16]

В качестве продукции разработки нефтегазоконденсатных месторождений принимается обезвоженная, обессоленная и стабилизированная нефть и газовый конденсат из нефтегазоконденсатных месторождений.  [17]

Проблемы и методы разработки нефтегазоконденсатных месторождений Днеп - - ровско - Донецкой впадины.  [18]

Таким образом, исследование вопросов разработки нефтегазоконденсатных месторождений оказалось связанным с изучением вопросов фильтрации в пористой среде газоконденсатной смеси, которой представлена газовая шапка ( газоконденсатная область) нефтегазоконденсатных залежей.  [19]

Количественное же исследование ряда задач практики разработки нефтегазоконденсатных месторождений возможно только на основе исследования стационарной фильтрации реальных многокомпонентных систем, участвующих в этих процессах. Использование для этих целей отмеченной выше методики / - 5 7 затруднительно. Многопараметрические зависимости фазовых соотношений и физических свойств фаз от их составов, давления и температуры для реальных многокомпонентных смесей фильтрующихся в процессах разработки нефтегазоконденсатных залежей, как правило, неизвестны. Предварительное же, независимое от гидродинамики, экспериментальное их установление или расчет по известным приближенным методам / - 4 57 во всем возможном диапазоне изменения давления, температуры и составов фаз связано с огромным объемом трудоемких работ и расчетов. Более целесообразным, при решении задач фильтрации многокомпонентных смесей на ЭВМ, представляется использование приближен - ных алгоритмов расчета отмеченных многопараметрических зависимостей. Такой путь значительно сокращает объем вспомогательных расчетов, ограничивая их диапазоном изменения давления, температуры и параметров состава реализуемых в исследуемой задаче. Исследованию стационарной фильтрации многокомпонентных смесей в такой постановке посвящена настоящая работа.  [20]

Учет природных факторов становится принципиальным в вопросах разработки крупных нефтегазоконденсатных месторождений. В СНГ существуют месторождения природных углеводородов, обладающие рядом общих черт: большими размерами залежи по вертикали, высокими пластовыми давлениями, сложным составом пластовой смеси. Вследствие большой протяженности по вертикали компонентный состав в них существенно изменяется по разрезу залежи. К таким месторождениям относятся нефтегазоконденсатное месторождение Карачаганак в Прикаспийской впадине, Кокдумалак в Узбекистане и др. В пластах месторождений указанного типа флюид находится в термодинамическом состоянии, близком к предельно насыщенному. Поэтому снижение давления в газоконденсатной части залежи приводит к выпадению жидкого конденсата и потерям тяжелых фракций пластовой смеси.  [21]

Для расчета фильтрационных процессов, проходящих при разработке нефтегазоконденсатных месторождений и исследованиях скважин и пластов, необходимо применять модель, позволяющую рассматривать смесь с любым числом компонентов, как углеводородных, так и неуглеводородных. Модель должна позволять использовать различные методы расчета газожидкостного равновесия и физических свойств равновесных фаз. Она апробирована М. Н. Муркесом ( 1980 г.) - применительно к задаче вытеснения и В.А.Рождественским ( 1980 г.) - при решении задачи истощения нефтегазоконденсатных месторождений и месторождений с нефтяной оторочкой. Проведены расчеты показателей разработки для различных технологических режимов.  [22]

Ко второй группе методов поддержания пластового давления при разработке нефтегазоконденсатных месторождений относятся способы заводнения продуктивных пластов. В специфических условиях нефтегазоконденсатных залежей наиболее целесообразным представляется метод так называемого барьерного заводнения. Он успешно применяется в США на месторождениях Адена, Кили-Бэйоу и на ряде других. Ряд неоспоримых преимуществ способа барьерного заводнения дает основания рассмотреть его более подробно. Этим прежде всего обеспечивается возможность одновременно и активно добывать нефть, конденсат и газ. Причем темпы отбора нефти и газа с конденсатом могут устанавливаться в зависимости от дифицитности и возможностей утилизации каждого из этих продуктов, что позволяет маневрировать очередностью извлечения их запасов.  [23]

Именно такое положение сложилось в настоящее время с разработкой нефтегазоконденсатных месторождений страны, которые в подавляющем большинстве случаев эксплуатируются по системе на истощение. Проведенный анализ геологопромысловых материалов позволяет выявить физико-геологические особенности нефтегазоконденсатных залежей, которые необходимо учитывать при выборе и проектировании систем разработки.  [24]

Приведено численное исследование характеристик фильтрации многокомпонентных смесей в процессах разработки нефтегазоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления путем закачки газа или воды.  [25]

Если зависимость (V.13) известна, то система соотношений для расчета разработки нефтегазоконденсатного месторождения (V.9) - (V.13) замкнутая, учитывая, что в V.9 даны три уравнения.  [26]

В одной из статей изложена усовершенствованная методика экономической оценки систем разработки нефтегазоконденсатных месторождений, основанная на комплексном учете народнохозяйственной ценности каждого из трех полезных ископаемых: нефти, газа и конденсата. Методика устанавливает соотношение между затратами и прибылями при необходимой полноте учета затрат.  [27]

Приводится перечень дополнительных данных, которые необходимо иметь при проектировании разработки нефтегазоконденсатных месторождений, а также даются некоторые рекомендации по разведке и разработке таких зале жей. В статье имеется сводная таблица основных характеристик и состояния разработки 35 нефтегазоконденсатных месторождений страны, находящихся в промышленной эксплуатации.  [29]

Если зависимость (V.13) известна, то система соотношений для расчета разработки нефтегазоконденсатного месторождения (V.9) - (V.13) замкнутая, учитывая, что в V.9 даны три уравнения. В этих соотношениях а, р к, р2к, р3, Vm, р, фср, ргат - константы.  [30]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Ванкорское нефтегазоконденсатное месторождение | Месторождения

Ванкорское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ) - перспективное месторождение в Красноярском крае России.

Вместе с расположенным неподалеку месторождениями - Сузунским, Тагульским и Лодочным - Ванкорское НГКМ образует Ванкорский кластер.

Расположено на севере Края, включает в себя Ванкорский (Туруханский район Красноярского края) и Северо-Ванкорский (расположен на территории Таймырского (Долгано-Ненецкого) автономного округа) участки недр.

Расположено в пределах Пур-Тазовской нефтегазоносной области в составе Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (НГП).

В тектоническом отношении месторождение приурочено к Ванкорскому поднятию в северной части Лодочного вала, осложняющего южную часть Большехетской структурной террасы Надым-Тазовской синеклизы.

Его продуктивные горизонты имеют песчаный состав и приурочены к нижнемеловым отложениям нижнехетской (верхний берриас - нижний валанжин) и яковлевской (средний апт - средний альб) свит.

В кровле долганской свиты (верхний альб - сеноман) установлены непромышленные скопления газа.

Извлекаемые запасы нефти по категориям ABC1 и С2 российской классификации на месторождении превышают 3,8 млрд баррелей (524 млн т), газа - около 106 млрд м³.

Проектная мощность - 14 млн т/год нефти.

Введено в эксплуатацию в августе 2009 г.

К октябрю 2017 г накопленная добыча нефти на Ванкорском НГКМ достигла 150 млн т.

 

На конец 2017 г добычу нефти на НГКМ обеспечивают 468 скважин.

Нефтепромысловая инфраструктура :

- центральный пункт сбора (ЦПС) мощностью 25 млн т/год нефти,

- установка предварительного сброса воды (УПСВ-Юг) мощностью более 15 млн т/год нефти;

- УПСВ-Север в стадии опытно-промышленной эксплуатации,

- собственный магистральный нефтепровод (МНП) Ванкор - Пурпе протяженностью 556 км.

- временный поселок для 1220 вахтовиков - «Кэмп-1220».

- сеть автомобильных дорог - главная из них - от Кэмп-1220 и вертолетной площадки до УПСВ-Ю имеет бетонное покрытие, остальные дороги грунтовые и в виде зимников.

Газовая программа Ванкора включает 95% утилизацию попутного нефтяного газа (ПНГ).

Газ является топливом для Ванкорской газотурбинной электростанции (ГТЭС) и также используется для поддержания пластового давления.

В Единую систему газоснабжения страны с Ванкора постпает 5,6 млрд м3/год.

В прошлом, лицензия на разработку месторождения принадлежала Енисейнефти, контрольным пакетом которой владела Anglo-Siberian Oil Company, а лицензия на Северо-Ванкорский блок месторождения - Таймырнефти.

Ныне оператор месторождения - РН-Ванкор.

В октябре 2016 г консорциум Oil India Ltd, Indian Oil Corporation Ltd и Bharat PetroResources Ltd купили 23,9% Ванкорнефти, доведя долю участия индийских инвесторов в Ванкоре до 49,9%, и перспективу получения 11 млн т/год нефти.

У Роснефти - 50,1% акций Ванкорнефти и управление проектом.

 

В июне 2018 г Роснефть сообщила об экономии 25 тыс тонн условного топлива (тут) на Ванкоре за счет реализации программы энергосбережения.

neftegaz.ru

Чаяндинское НГКМ (нефтегазоконденсатное месторождение) - B2B GLOBAL

Дополнительная информация

Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ) расположено в пределах Ленского и Мирненского районов республики Якутия, приблизительно в 150 км к западу от г. Ленска.

В терригенных отложениях ботуобинского горизонта венда в интервале 1828-1938 м был получен приток газа дебитом 154 тыс м3/сут на 10,63-мм штуцере.

В орографическом отношении участок представляет собой слабовсхолмленную равнину. Месторождение было открыто в 1989 г и включает в себя 2 ранее открытых месторождения - Озерное и Нижне-Хамакинское.

Чаяндинское НГКМ расположено на юге Сибирской платформы в пределах Непского свода.

Согласно нефтегеологическому районированию данная территория относится к Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области (НГО) - богатейшей по разведанным запасам углеводородов и прогнозным ресурсам частью Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции (НГП). В пределах Непско-Ботуобинской НГО в настоящее время разведано 13 месторождений нефти и газа, среди которых 3 крупных и 1 уникальное.

Главные нефтегазоносные объекты НГО - базальные отложения рифей-венд-нижнекембрийского терригенно-карбонатного комплекса.

Чаяндинское НГКМ приурочено к крупной неантиклинальной ловушке в северо-восточной части Непского свода и связано с зонами выклинивания песчаников венда.

Основные газовые залежи находятся в ботуобинском и хамакинском продуктивных горизонтах венда.

Ботуобинский горизонт соответствует нижней подсвите бюкской свиты; Хамакинский горизонт - верхней подсвите паршинской свиты.

Горизонты сложены линзовидными телами преимущественно средне- и мелкозернистых хорошо сортированных песчаников с кварцевым и сульфатно-карбонатным цементом. Мощность тел достигает 20 м.

Еще одна крупная залежь сосредоточена в породах талахского продуктивного горизонта, соответствующего талахской свите венда.

Однако она распространена локально, только в центральных частях месторождения. Коллектор терригенный.

Все залежи пластовые, литологически и тектонически экранированные.

Глубина залегания залежи - 1450-1850 м.

Разрывные нарушения делят месторождение на 2 блока - северный и южный.

Газ метановый (86%), низкоуглекислый, азотный (до 8%) и низкоконденсатный.

Газовая залежь содержит нефтяные оторочки.

Нефть тяжелая, смолистая, сернистая, парафиновая.

Газы содержат значительную примесь гелия.

В 2010 г Газпром перевел 90% запасов нефти Чаяндинского НГКМ (порядка 50 млн тн нефти), из категории С2 в С1, которая является более точной и позволяла приступить к разработке проекта освоения нефтяной части месторождения.

Запасы Чаяндинского месторождения по категории С1+С2 составляют 1,24 трлн м3 газа, 68,4 млн т нефти и конденсата. Запасы гелия по категории АВС1+С2 составляют 1400 млн м3.

Лицензия на Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение предоставлена Газпрому без конкурса в соответствии с распоряжением правительства РФ от 16 апреля 2008 г.

bbgl.ru

Западно-Мессояхское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ) | Месторождения

Западно-Мессояхское газонефтяное месторождение Входит в группу Мессояхских месторождений, которая расположена в Тазовском районе Ямало-Ненецкого автономного округа, в 340 км к северу от г. Новый Уренгой.

 

Месторождения открыты в 1980-х годах и являются самыми северными из разрабатываемых нефтяных месторождений России, находящихся на суше.

Мессояхское месторождение расположено на границе ЯНАО и Красноярского края на полуострове Таймыр.

 

Западно-Мессояхское газонефтяное месторождение было открыто в 1983 году.

Геологоразведочные работы в Тазовском районе на территории Восточно-Мессояхского и Западно-Мессояхского месторождений проводило объединение Заполярнефтегазгеология. 

 

Своё название группа месторождений получила благодаря реке Мессояха, которая пересекает оба лицензионных участка.

Доказанные запасы С1+С2 месторождений составляют около 480 млн тонн нефти и газового конденсата, а также более 180 млрд м3 природного и попутного газа.

 

Площадь месторождений — 100 тыс. га, глубина залегания основного пласта — примерно 800 м.

В настоящее время доразведка недр лицензионных участков продолжается. Лицензии на разведку и разработку группы месторождений принадлежат Мессояханефтегаз, совместному предприятию Газпром нефть и НК Роснефть. 

Функции оператора проекта выполняет филиал Мессояха Газпромнефть-Развитие.

 

Подготовка к разработке месторождений началась в 2010 году. В октябре 2012 года в рамках опытно-промышленных работ была получена первая нефть с Восточно-Мессояхского нефтегазоконденсатного месторождения.

 

В 2013 году сформирована концепция разработки месторождений, спроектированы ключевые инфраструктурные объекты. Добытая нефть будет поступать в магистральную нефтепроводную систему Заполярье — Пурпе.

 

В 2014 году компания приступила к строительству необходимой инфраструктуры, в том числе напорного нефтепровода мощностью 7 млн тонн нефти в год и протяженностью порядка 100 км от Восточно-Мессояхского месторождения до головной нефтеперекачивающей станции нефтепровода «Заполярье — Пурпе». 

 

Месторождения находятся в арктической климатической зоне, в регионе с неразвитой инфраструктурой.

При разработке месторождений используются специальные технологии, сокращающие воздействие на окружающую среду. Так, в рамках проекта методом наклонно-направленного бурения были построены самые северные в России подводные переходы нефтепровода через реку.

Использование этого метода позволило сохранить нетронутым природный ландшафт рек Индикъяха и Мудуйяха, максимально сократив техногенное воздействие на флору и фауну при прокладке трубопровода.

Для минимизации воздействия на окружающую среду нефтепровод оборудован балочными переходами через водные преграды и специальными проходами для животных в местах миграции оленей.

Для сохранения слоёв многолетней мерзлоты применяется надземная прокладка трубопровода с системой термостабилизации опор. 

 

neftegaz.ru