Нефтегазоконденсатное Чаяндинское месторождение. Состав нефти чаяндинское месторождение


Нефтегазоконденсатное Чаяндинское месторождение

Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение находится примерно в 150 км к западу от города Ленск, на территории Мирненского и Ленского районов республики Саха. Стратегия развития газификации и газоснабжения всего Дальнего Востока и Восточной Сибири определяется базовым документом - государственной Программой. Она направлена на создание в регионах единой системы добычи, транспортировки топлива и обеспечения им с учетом возможного экспорта рынков Китая и других стран АТР. Восточная программа была одобрена осенью 2007 г. приказом Министерства промышленности и энергетики РФ.

Организационные вопросы

Координация необходимых действий в ходе реализации возложена Правительством РФ на "Газпром". Чаяндинское месторождение в рамках Программы является одним из перспективных центров добычи сырья. При этом в восточной части России формируются новые зоны газодобычи. Это, в частности, Иркутский, Красноярский и Камчатский центры, а также области о. Сахалин (районы шельфа). Ключевым фактором организации работы "Газпрома" является комплексный подход. Он заключается в синхронном вводе объектов, в том числе по формированию центра газодобычи в Якутии. Создание новых объектов, а также процесс переработки и транспортировки углеводородов тесно взаимосвязан с другими государственными инфраструктурными проектами в Республике Саха, которые финансируются из федерального бюджета. На сегодняшний день в Якутии активно развивается сетевая, транспортная и энергоснабжающая отрасли хозяйства. При этом особое внимание уделяется оптимальности в принятии решений, способных обеспечить максимальное количество возникающих потребностей, в том числе у газовиков. Полноценное развитие центра газодобычи в Якутии поддерживается благодаря высокому уровню профессиональной подготовки привлеченного персонала. Кадры также имеют возможность пройти опережающую подготовку непосредственно в Республике Саха. Для этого правительством Якутии совместно с "Газпромом" было создано специализированное отделение в Северо-восточном Федеральном университете в г. Якутск.

Партнерские взаимоотношения

Стратегическим партнером Республики Саха является ОАО "Газпром". Взаимодействие сторон осуществляется и регламентируется Соглашением о сотрудничестве и Договором о газификации. В план реализации действующих проектов ОАО на территории Якутии входит не только снабжение топливом, но и стабильное экономическое развитие региона.

Ресурсы

По предварительным оценкам, перспективные запасы сырья Саха составляют 10,4 трлн м³. Основой для формирования центра добычи и его эффективного развития служит Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение. Объем заложенных ресурсов группы «С1+С2» составляет 1,2 трлн м³ газа, 791 тыс. т. нефти и конденсата.

Расположение

Характерной особенностью, которой обладает Чаяндинское месторождение, впрочем, как и другие природные залежи, расположенные на территории Восточной Сибири, является наличие специфических термобарических пластовых условий. Кроме того, местность отличается сложным геологическим строением. Добытый в этой области газ отличается своим многокомпонентным составом, а также высоким содержанием гелия. Разработка Чаяндинского месторождения будет осуществляться в условиях сурового климата Республики Саха. Температура зимой здесь может опускаться ниже отметки минус 50 °С. Путь трубопровода от Чаяндинского месторождения в Якутии до г. Владивосток планируется проложить через горные, заболоченные и сейсмоактивные участки.

Разрешительные документы

ОАО "Газпром" уполномочен пользоваться ресурсами, заложенными в недрах Чаяндинского месторождения. Данное право организации предоставлено распоряжением Правительства России от 16 апреля 2008 года. Для обеспечения эффективного развития центра добычи сырья в Республике Саха и оптимального использования топливно-транспортной системы планируется подключить к работе все ресурсы данного региона. ОАО "Газпром" с декабря 2011 г. также имеет лицензию, разрешающую пользоваться недрами Верхневелючанского, Соболох-Неджелинского, Среднетюнгского и Тас-Юряхского месторождений, расположенных на территории региона.

Осуществление Программы

В сентябре 2010 г. комиссией по вопросам разработки залежей углеводородных ресурсов была утверждена технологическая схема, в соответствии с которой будет осваиваться Чаяндинское месторождение. Окончательный проект по вопросам, связанным с обоснованием инвестиций в подготовку залежей, переработку сырья и транспорт, был утвержден в октябре 2012 г. По сей день на Чаяндинском месторождении ведутся работы геологоразведочного характера, изучается геометрия залежей, особенности насыщения продуктивных горизонтов, а также геологическое строение месторождения в целом. Более половины ресурсов сырья, заложенных в недрах, уже переведены в группу разведанных залежей. Завершение всех работ, необходимых для реализации программы, планируется на 2015 г. Комплекс мер по освоению и обустройству месторождения организуется созданным филиалом Чаяндинского нефтегазопромыслового управления ООО "Газпром добыча Ноябрьск".

Общие сведения

Центр добычи сырья в Саха связан с Иркутским единой топливно-транспортной системой под названием "Сила Сибири". С его помощью будет осуществляться поставка сырья, добытого в данных областях, через весь Хабаровск до Владивостока. Свое название система получила по итогам специально проведенного конкурса. Прежде всего для передачи сырья на дальние расстояния планируется построить газопровод "Якутия — Хабаровск — Владивосток". После этого центры в Саха и Иркутске будут соединены. Маршрут магистральной газотранспортной системы, основными центрами в которой будут являться Ковыктинское и Чаяндинское месторождения, будет проложен вдоль трассы уже действующего нефтепровода с направлением "Восточная Сибирь — Тихий океан". Данное решение позволяет значительно сократить затраты на энергоснабжение, а также инфраструктуру. Путь ГТС будет протянут через горные, заболоченные и сейсмоактивные участки.

Перспективы развития

Создание центра газодобычи в Республике Саха станет началом крупномасштабного развития отрасли топливной промышленности на Востоке России. Строительство газопровода и освоение Чаяндинского месторождения – не единственные задачи, которые ставит перед собой Управляющая компания. Кроме этого, планируется производить одновременно формирование установок для переработки сырья и производства гелия в г. Белогорск. Сырье, которым богато Чаяндинское месторождение, может быть использовано для создания газохимических производств. Это впоследствии может привлечь инвестиции профильных компаний. Основной целью Якутского центра по газодобыче является обеспечение сырьем потребителей на территории РФ. Для этого будут приняты все необходимые меры, позволяющие достигнуть долгосрочного развития снабжения топливом Республики Саха и других регионов Дальнего Востока. Открытие Якутского центра станет также отправной точкой в создании нового комплекса добычи сырья на Востоке России, в котором ключевое значение будут иметь Ковыктинское и Чаяндинское месторождения. Центр будет сформирован для организации экспортных поставок сырья за рубеж. С этой целью ОАО "Газпром" планирует в скором будущем построить в г. Владивосток завод, специализирующийся на производстве сжиженного газа. На данный момент проект находится на стадии разработки обоснований инвестиций, необходимых для строительства.

Особенности Иркутского центра

Следующим этапом в развитии газовой программы станет разработка Ковыктинского газового месторождения. Расположено оно в Иркутской области. Ковыкта – довольно перспективное месторождение газовых залежей, открытое в 1987 г. Находится оно на территории Казачинско-Ленского и Жигаловского районов, в 450 км на северо-восток от Иркутска. Месторождение расположено в необжитой местности. Территория представляет собой высокогорное плато с темнохвойной тайгой. Некоторые районы Ковыкты находятся в полосе вечной мерзлоты. Местный рельеф испещрен многочисленными каньонами. Климат резкоконтинентальный, суровый. По предварительным оценкам, залежи природного газа Ковыктинского месторождения составляют примерно 1,9 трлн. м³ чистого газа, 115 млн. т. газового конденсата, 2,3 млрд. м³ гелия. Для реализации программы по разработке будет организовано строительство магистрали. Ее общая протяженность составит более 550 км по трассе "Ковыкта - Саянск - Ангарск - Иркутск". Также планируется возведение гелиевого и газоразделительного заводов.

fb.ru

месторождение Чаяндинское « blogivg

ЛУКОЙЛ нашел выход из Венесуэлы. Компания договорилась о продаже доли в ННК «Роснефти»

Как стало известно «Ъ», ЛУКОЙЛ наконец выходит из Национального нефтяного консорциума (ННК), который ведет добычу в Венесуэле. После года переговоров компания смогла согласовать продажу своих 20% «Роснефти». По неофициальным данным, последняя заплатит ЛУКОЙЛу примерно $150 млн, тогда как сам он вложил в ННК $200 млн. Затянувшаяся неопределенность со структурой акционеров осложняла работу ННК, но теперь у «Роснефти» остался всего один партнер — «Газпром нефть» с 20%.

ЛУКОЙЛ договорился с «Роснефтью» о продаже ей 20% в ННК, участвующем в разработке блока Хунин-6 в Венесуэле, рассказали «Ъ» источники, близкие к переговорам. Госкомпания согласилась выкупить пакет по «историческим затратам». Один из собеседников «Ъ» говорит, что сумма сделки составит около $150 млн, она должна быть закрыта в ноябре. В «Роснефти» «Ъ» лишь заявили, что «стороны находятся в постоянном диалоге, продолжают обсуждать возможные условия». В ЛУКОЙЛе от комментариев отказались.

ННК создан в 2009 году, в него в равных долях вошли все ведущие российские нефтекомпании — «Роснефть», ЛУКОЙЛ, «Сургутнефтегаз», ТНК-ВР, «Газпром нефть». Каждая внесла по $200 млн, получив 20%. ННК владеет 40% (60% у государственной PdVSA) в разработке месторождения Хунин-6, ресурсы которого оцениваются в 195 млн тонн, инвестиции в разработку — в $25 млрд. Основные работы на Хунине-6 вела «Газпром нефть». Добыча на проекте началась в конце прошлого года. Сейчас на нем пробурено уже 14 скважин, добыча составляет 950 тонн в сутки.

Постепенно у частных инвесторов интерес к проекту пропал. Первым в 2012 году из него вышел «Сургутнефтегаз», у которого доля в ННК была единственным иностранным активом (источники «Ъ» объясняли его участие административным давлением). «Роснефть» купила долю примерно за $200 млн. В 2013 году проект решил покинуть ЛУКОЙЛ, который хотел сосредоточиться на работе в других странах региона (компания интересуется активами в Мексике). Однако быстро договориться с «Роснефтью» (она к тому времени консолидировала ТНК-ВР и, соответственно, 60% в ННК) не удалось. Как поясняли собеседники «Ъ», ЛУКОЙЛ хотел получить за долю все вложенные средства, то есть $200 млн, но «Роснефть» это не устраивало. Год назад ЛУКОЙЛ объявил, что предложил долю в ННК и «азиатским компаниям». Однако источники «Ъ» говорили, что реальных претендентов на нее нет.

По словам источников «Ъ», из-за неопределенности со структурой акционеров управление консорциумом усложнилось: ЛУКОЙЛ фактически игнорировал принятие решений, а по уставу ННК они должны были одобряться всеми участниками. Например, «Роснефть», которая стала оператором ННК, не могла назначить нового гендиректора Алексея Рубцова, и и. о. главы консорциума была топ-менеджер ЛУКОЙЛа Ксения Баумгартен.

Валерий Нестеров из Sberbank Investment Research отмечает, что ЛУКОЙЛ последовательно выходит из иностранных активов, рентабельность которых под вопросом, компании не хватает ресурсов. Проекты в Венесуэле потенциально перспективны, добавляет эксперт, поскольку страна входит в число лидеров по запасам нефти, но из-за нестабильной политической обстановки и сложных условий добычи они требуют больших вложений. Для «Роснефти», по мнению господина Нестерова, это бизнес, но с серьезной геополитической составляющей: компания владеет по 40% еще в нескольких проектах и старается усиливать позиции.

Топ-менеджер «дочки» «Газпрома», отвечавший за газопровод в Китай, уволен из-за разглашения секретных данных

Спустя месяц после торжественного начала стройки газопровода «Сила Сибири», по которому «Газ

blogivg.wordpress.com

Чаяндинское месторождение - Нефтяник Нефтяник

Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение настроено в Ленском участке Республики Саха (Якутия) России.

Резервы Чаяндинского месторождения по группы С1+С2 составляют 1,двадцатью четырьмя триллиона кубометров газа, 68,4 миллиона тонн нефти и конденсата.

Лицензия на Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение предоставлена торговой марки “Газпром” согласно с распоряжением правительства Российская Федерация от 16 апреля 2008 года.

В начале сентября 2010 года Центральная комиссиия по исследование месторождений углеводородного сырья Федерального агентства по недропользованию утвердила Технологическую схему разработки Чаяндинского месторождения.

Исследования месторождения будет иметься осуществляться по больше всего приемлемому альтернативу, учитывающему ежегодную добычу газа в объеме двадцать пять млрд куб. м.

В настоящий момент «Газпром» приступил к проектированию объектов обустройства месторождения. Будут иметься приняты на вооружение успешные инженерные намерения, предусматривающие отличительные черты геологического здания месторождения, присутствие нефтяной оторочки и важное содержание гелия.

«Газпромом» функционально проводятся геологоразведочные службы и сейсмические изыскания на месторождении. Осуществлены геодезические и инженерно-геологические изучения, пробурены наиважнейшие скважины.

В г. Ленске создан филиал ООО «Газпром добыча Ноябрьск» — Чаяндинское нефтегазопромысловое управление, какому задано обустройство и исследования месторождения.

Первая половина добычи нефти на Чаяндинском месторождении запланировано на 2014 год, газа — на 2016 год. В одно и тоже время в 2016 году обязаны быть внедрены в эксплуатацию первостепенные мощности по газопереработке и газохимии. Их произведение представляет собой главной деталью эффективного изучения Чаяндинского месторождения, газ какого имеет трудный компонентный состав.

В пользу транспортировки якутского газа будет иметься создана газотранспортная система (ГТС) «Якутия — Хабаровск — Владивосток», к постройку какой «Газпром» приступит в 2012 году в последствии заключения работ на ГТС «Сахалин — Хабаровск — Владивосток».

Интересные месторождения

9 Дек

oilman.by

ИССЛЕДОВАНИЯ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ СВОЙСТВ И КОМПОНЕНТНОГО СОСТАВА НЕФТИ ЧАЯНДИНСКОГО НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

16 Исследования физико-химических свойств и компонентного состава нефти Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения ИССЛЕДОВАНИЯ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ СВОЙСТВ И КОМПОНЕНТНОГО СОСТАВА НЕФТИ ЧАЯНДИНСКОГО НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ И.А. Зинченко (ООО «Газпром нефть шельф»), Н.М. Парфенова, Л.С. Косякова, И.М. Шафиев, Е.Б. Григорьев (ООО «Газпром ВНИИГАЗ») Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ) расположено в пределах центральной части Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области между Талаканским и Среднеботуобинским нефтегазовыми месторождениями (Республика Саха (Якутия). В истории открытия и разведки Чаяндинского НГКМ можно выделить два основных этапа. На первом этапе (1979 1988 гг.) на территории месторождения проводилось поисково-разведочное бурение, в результате которого было открыто несколько небольших по запасам месторождений в продуктивных ботуобинском, хамакинском и талахском горизонтах. Второй этап (начиная с 1989 г.) характеризуется проведением более масштабных геологоразведочных работ на территории единого Чаяндинского НГКМ. К настоящему времени на Чаяндинском НГКМ пробурено более 100 скважин, многие из которых дали промышленные притоки нефти и газа. Выводы, изложенные в настоящей статье, получены в результате исследования данных разведочной скв. 321-40, вскрывшей нефтяную оторочку ботуобинского горизонта Северного блока Чаяндинского НГКМ. Физико-химические свойства и фракционный состав нефти Физико-химические свойства нефти приведены в табл. 1. Нефть из скв. 321-40 имеет плотность 872,4 кг/м 3 и в соответствии с классификацией по ГОСТ Р 51858-2002 относится к типу тяжелых, является сернистой (содержание серы 0,71 % мас.), высокосмолистой (содержание смол силикагелевых 18,76 % мас., асфальтенов 2,42 % мас.), парафинистой (содержание парафина с температурой плавления 50 ºС составляет 3,35 % мас.). Вязкость нефти уменьшается с 33,0 до 20,2 мм 2 /с при повышении температуры от 20 до 50 С. Температура застывания нефти 39 С, потеря текучести наблюдается при 2 С. Фракционный состав нефти определен на автоматической установке фракционированной разгонки нефтей фирмы i-fisher в соответ-

Актуальные вопросы исследований пластовых систем месторождений углеводородов. Часть I 17 ствии с ASTM 2892 и ASTM 5236 с построением кривой истинных температур кипения (ИТК). Таблица 1 Физико-химические свойства нефти Показатели Значения Стандарт / метод исследования Плотность при 20 С, кг/м 3 872,4 ASTM D 5002 Молярная масса, г/моль 280 Криоскопический метод ОСТ 152-39.2-048-2003 20 Показатель преломления, n D 1,4849 ГОСТ 18995.2-73 Температура застывания, С 39 ГОСТ 20287-91 Вязкость кинематическая, мм 2 /с: ГОСТ 33-2000 при 20 С 33,0 ГОСТ 33-2000 40 С 22,0 ГОСТ 33-2000 50 С 20,2 ГОСТ 33-2000 Содержание, % мас.: твердых парафинов 3,35 ГОСТ 11851-85 смол силикагелевых 18,76 Адсорбционный метод ОСТ 152-39.2-048-2003 асфальтенов 2,42 ОСТ 152-39.2-048-2003 серы 0,71 ГОСТ Р 50442-92 воды в пробе 0,14 ГОСТ 2477-65 График атмосферно-вакуумной разгонки нефти до 540 С приведен на рис. 1. Фракционный состав нефти характеризуется широким температурным интервалом выкипания и довольно высоким выходом остатка с температурой выше 540 С 34,79 % мас. Нефть содержит растворенные газы в количестве 1,29 % мас. и легкие углеводороды (УВ) с температурой кипения до 60 С в количестве 1,7 % мас. Максимальный выход пятидесятиградусных фракций приходится на следующие интервалы температур: 300 350 и 350 400 С. Потенциальное содержание в нефти товарных фракций, определенное по кривой ИТК, следующее: Бензиновые: НК 120 С 6,54 % мас.; 60 160 С 8,5 % мас.; НК 200 С 14,83 % мас.

18 Исследования физико-химических свойств и компонентного состава нефти Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения Керосиновые: легкий керосиновый дистиллят 120 230 С 11,9 % мас.; авиакеросин 150 250 С 12,0 % мас. Фракции дизельного топлива: 140 320 С 23,93 % мас.; 140 350 С 30,5 % мас.; 180 350 С 25,41 % мас. Фракция масел: 350 500 С 21,2 % мас. Фракция вакуум-дистиллята: 500 540 С 4,0 % мас. остаток с температурой выше 350 С (мазут) 60,1 % мас.; остаток с температурой выше 540 С (гудрон) 34,79 % мас. Рис. 1. Фракционный состав нефти Содержание фракций, выкипающих до 200 С, в нефти низкое. Легкая бензиновая фракция НК 120 С содержится в количестве 6,54 % мас., на долю бензиновой фракции 60 160 С, которая является базовой для получения автомобильных бензинов, приходится всего 8,5 % мас., выход широкой бензиновой фракции НК 200 С 14,83 % мас. Выход керосиновых дистиллятов также низкий в пределах 12 % мас. Выходы фракций дизельного топлива достаточно значительные: широкие фракции 140 350 и 180 350 С составляют 30,5 и 25,41 % мас., дистиллят облегченного фракционного состава 140 320 С содержится в количестве 23,93 % мас.

Актуальные вопросы исследований пластовых систем месторождений углеводородов. Часть I 19 В нефти в значительном количестве (60,1 % мас.) содержится фракция мазута (выше 350 С). Выход масляных фракций, получаемых из мазута и выкипающих в интервале 350 500 С, довольно большой 21,2 % мас. Гудрон, содержащийся в количестве 34,79 % мас., наиболее рационально использовать в качестве дорожных покрытий. Физико-химическая характеристика топливных фракций нефти На основании полученной кривой ИТК стабильной нефти выбраны бензиновые и дизельные товарные фракции со следующими температурными интервалами выкипания: бензиновые фракции: НК 120 С, НК 180 С и НК 200 С; дизельные фракции: 140 320 С и 180 350 С. Бензиновые фракции Бензиновые фракции характеризуются низкой плотностью (700,8 729,5 кг/м 3 ), отсутствием механических примесей, выдерживают испытание на медной пластинке, но обладают низкой детонационной стойкостью. Октановое число бензинов невысокое: во фракции до 120 С оно составляет 63,3 пункта (по исследовательскому методу), во фракции до 180 С 59,0 пункта и во фракции до 200 С 54,7 пункта. Содержание серы в бензиновых фракциях, выкипающих при различных температурных интервалах, составляет 0,130 0,148 % мас., что превышает требования, предъявляемые к бензинам различных марок (0,5 0,12 % мас.). По этой причине использование бензиновых фракций в качестве добавок или компонентов возможно в процессах получения автомобильных бензинов различных марок с предварительной гидроочисткой фракций. Физико-химические свойства бензиновых фракций приведены в табл. 2. Таблица 2 Физико-химические свойства бензиновых фракций Фракция, С Выход, % мас. Показатель преломления, n D 20 Плотность при 20 С, кг/м 3 Вязкость кинематическая, мм 2 /с Содержание серы, % мас. НК-120 6,54 1,3964 700,8 0,56 0,130 НК-180 12,61 1,4084 723,3 1,13 0,140 НК-200 14,83 1,4124 729,5 1,52 0,148 Октановое число (рассчитанное по ASTM D 6729) 60,9 (М) 63,3 (И) 56,9 (М) 59,0 (И) 57,5 (М) 54,7 (И) Испытание на медной пластинке Механические примеси отсутствуют отсутствуют отсутствуют

20 Исследования физико-химических свойств и компонентного состава нефти Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения Фракции дизельного топлива Физико-химические свойства фракций дизельного топлива приведены в табл. 3. Таблица 3 Характеристика фракций дизельного топлива Показатели Фракции Норма для марок дизтоплива (ГОСТ 305-82) 140 320 С 180 350 С Л З Выход, % мас. 23,93 25,41 - - Цетановое число (рассчитанное по ГОСТ 27768-88), ед. 54,00 54,60 > 45 > 45 Плотность при 20 С, кг/м 3 805,1 825,0 < 860 < 840 Плотность при 15 С, кг/м 3 808,7 828,5 - - Вязкость кинематическая при 20 С, мм 2 /с Массовая доля серы, % Испытание на медной пластинке Фракционный состав: 50 % перегоняется при температуре, С 2,63 4,69 3,0 6,0 1,8 5,0 0,162 0,131 < 0,5 < 0,5 236,1 267,3 < 280 < 280 90 % перегоняется при температуре, С 286,8 320,9 < 360 < 340 конец кипения, С 305,3 342,1 - - остаток в колбе, % об. 1,3 1,4 - - остаток + потери, % об. Температура помутнения, С Температура застывания, С Температура вспышки в закрытом тигле, С 1,6 2,1 - - 30 17 < 5 < 25 34 23 < 10 < 35 68 83 > 40 > 35 Обе фракции дизельного топлива по всем показателям соответствуют требованиям ГОСТ 305-82 на летнее дизельное топливо марки Л-0,5-6,1 и не соответствуют требованиям, предъявляемым к зимним дизельным топливам, только по значениям температур помутнения и застывания.

Актуальные вопросы исследований пластовых систем месторождений углеводородов. Часть I 21 Компонентный состав нефти Исследование компонентного состава нефти проводилось на газовом хроматографе Varian CP-3800, снабженном высокоэффективной 50- метровой капиллярной колонкой с нанесенной неподвижной фазой CP- Sil 5 CB, пламенно-ионизационным детектором и автодозатором. Анализ проводился в режиме программирования температуры. При обработке результатов использовался пакет прикладных программ Galaxie. Результаты молекулярно-массового распределения нормальных и изопреноидных алканов в нефти представлены на рис. 2, 3. Рис. 2. Молекулярно-массовое распределение нормальных алканов Протяженность ряда нормальных алканов составляет С 2 С 37. На кривой молекулярно-массового распределения нормальных алканов отмечается несколько концентрационных максимумов, находящихся в области УВ С 6, С 11, С 15, С 17, С 19 и С 31. Сумма относительно легких нормальных алканов в области С 11 С 18 более чем в два раза превышает сумму средних и тяжелых алканов в области С 19 С 35 (С 11 С 18 / С 19 С 35 = = 2,23). В связи с этим коэффициент Σн - (С 13 С 15 ) / Σн - (С 25 С 27 ), являющийся косвенным показателем «зрелости» нефти, достаточно велик (4,85), что наряду с изопреноидным коэффициентом К i, находящимся в области значений 0,1 0,6, может являться свидетельством катагенетического преобразования нефтяного флюида [1]. По характеру распределения алканов (см. рис. 2, 3) нефть Чаяндинского НГКМ из скв. 321-40 относится к нефтям типа А 1 метанового или нафтенометанового основания, поскольку наблюдается существенное (примерно в 8 раз) преобладание нормальных алканов (30,57 % мас.) над изопреноидными (3,96 % мас.). Кроме того, изопреноидный коэффициент для таких нефтей К i = Σ(пристан + фитан) /

22 Исследования физико-химических свойств и компонентного состава нефти Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения Σн-(С 17 +С 18) < 1 [2]. Для исследуемого образца Чаяндинской нефти этот коэффициент равен 0,62. Поскольку различия в распределении высокомолекулярных алканов в нефтях обусловлены особенностями исходного органического вещества (ОВ), от которого зависит и количество продуцируемых жидких и газообразных УВ (сапропелевое ОВ продуцирует жидкие и газообразные УВ в соотношении 1 : 0,01 0,1, а гумусовое в соотношении 1 : 4 10) [3], в процессе исследования был установлен тип исходного ОВ. Рис. 3. Молекулярно-массовое распределение изопреноидных алканов в нефти Для определения типа исходного ОВ и условий его преобразования авторами настоящей статьи использовались коэффициенты, рассчитанные на основании компонентного состава нефти и широко применяемые в геохимической практике (табл. 4). Таблица 4 Геохимические коэффициенты Нефти морского Чаяндинская нефть Коэффициенты происхождения скв. 321-40 К неч. = (С 15 С 17 ) / 2С 16 > 1,10 1,19 Σ(пристан + фитан) / Σн-(С 17 +С 18) 0,2 1,0 0,62 Σн-(С 13 С 15 ) / Σн-(С 23 С 25 ) > 2,0 3,62 Σн-(С 27 С 29 ) / Σн-(С 17 С 18 ) < 1,5 0,37 Пристан / фитан < 1,0 0,87

Актуальные вопросы исследований пластовых систем месторождений углеводородов. Часть I 23 Как видно из представленных данных, геохимические коэффициенты, рассчитанные по компонентному составу, указывают на преобладание в исходном ОВ материнского вещества морского генезиса. Кроме того, преобладание фитана над пристаном указывает на происхождение этой нефти из морского ОВ сапропелевого типа в относительно более восстановительных условиях преобразования ОВ. Индивидуальный состав широкой бензиновой фракции НК 200 С Чаяндинской нефти изучался на газовом хроматографе Varian CP-3800. Исследование проводилось согласно ASTM D-6729 на 100-метровой капиллярной колонке в режиме программирования температуры. Использование пакетов прикладных программ Galaxie и DHA позволило получить количественные данные об индивидуальном составе широкой бензиновой фракции НК 200 С и рассчитать ее групповой углеводородный состав (табл. 5). Таблица 5 Групповой углеводородный состав широкой бензиновой фракции НК 200 С Число Содержание на фракцию НК 200 С, % мас. атомов метановые неизвестные всего нафтеновые ароматические углерода изо- нормальные С 3 0,13 0,13 С 4 2,78 0,40 2,38 С 5 8,20 0,38 2,73 5,07 0,02 С 6 14,35 2,64 4,92 5,25 1,43 0,12 С 7 16,69 3,87 4,26 5,53 3,00 С 8 16,40 3,95 4,51 4,95 2,68 0,31 С 9 16,83 2,71 5,47 4,64 2,44 1,56 С 10 18,63 0,95 6,07 4,36 4,87 2,38 С 11 5,71 0,77 3,16 0,43 1,35 С 12 0,28 0,11 0,16 0,02 С 13 0,00 0,00 Всего 100,00 14,50 29,14 35,57 15,01 5,77 В исследованной широкой бензиновой фракции НК 200 С идентифицировано 196 индивидуальных УВ от пропана (0,13 % мас.) и н-бутана (2,38 % мас.) до додекана (0,11 % мас.). В ней также содержится 64,71 % метановых УВ, из которых количество нормальных алканов заметно преобладает над разветвленными (35,57 против 29,14 % мас.). Среди метановых УВ изостроения бóльшая доля прихо-

24 Исследования физико-химических свойств и компонентного состава нефти Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения дится на монозамещенные структуры 18,71 % мас., дизамещенных алканов обнаружено в три раза меньше. На долю тризамещенных алканов приходится чуть более 1 % мас. В группе нафтеновых УВ содержание циклогексановых вдвое превышает содержание циклопентановых (9,42 против 4,27 % мас.). Причем циклогексан и метилциклогексан составляют 50 % циклогексановых УВ, а на долю циклопентана и метилциклопентана приходится около 40 % циклопентановых УВ. Среди ароматических УВ на долю толуола приходится 3,00 % мас., бензола 1,43 % мас. и ксилолов 2,13 % мас. Полученные данные по индивидуальному углеводородному составу широкой бензиновой фракции НК 200 о С позволили рассчитать ее групповой состав (см. табл. 5), который представлен следующими УВ: метановые 64,71 % мас., нафтеновые 14,50 % мас., ароматические 15,01 % мас. Наличие значительного количества метановых и небольшого нафтеновых и ароматических УВ повлияло на эксплуатационные характеристики широкой бензиновой фракции НК 200 С (табл. 6). Таблица 6 Основные эксплуатационные характеристики широкой бензиновой фракции НК 200 С Характеристика Значение Октановое число (моторный метод) 54,7 Октановое число (исследовательский метод) 57,5 Давление насыщенных паров, кпа 0,85 Теплота сгорания низшая, кдж/кг 43600 Теплота сгорания высшая, кдж/кг 47200 Плотность при 20 С, кг/м 3 735,3 Октановое число по моторному методу составляет 54,7 пункта, по исследовательскому 57,5, что на 10 пунктов выше, чем в среднем для прямогонных бензинов. Давление насыщенных паров, связанное с фракционным составом нефти, очень низкое и составляет всего 0,85 кпа (нижний предел давления насыщенных паров, при котором возможен запуск двигателя, составляет 35 кпа). Теплота сгорания (43600 47200 кдж/кг) и низкая плотность (735,3 кг/м 3 ) бензиновой фракции нефти находятся в допустимых пределах качества бензина.

Актуальные вопросы исследований пластовых систем месторождений углеводородов. Часть I 25 Полученные результаты позволяют рекомендовать два варианта использования широкой бензиновой фракции НК 200 С: топливный в качестве сырья для каталитического риформинга с целью получения высокооктанового бензина; нефтехимический для получения ароматического сырья (бензола, толуола, ксилолов). Заключение 1. Нефть Чаяндинского НГКМ из скв. 321-40 относится к типу тяжелых, парафинистых, сернистых, высокосмолистых. Для нее характерно низкое содержание фракции, выкипающей до 120 С (6,54 % мас.) и значительное содержание фракций дизельного топлива (25,4 30,5 % мас.) и масел (21,2 % мас.). Геохимические коэффициенты, рассчитанные по компонентному составу, указывают на преобладание в исходном органическом веществе материнского вещества морского генезиса. 2. Эксплуатационные характеристики широкой бензиновой фракции НК 200 С в целом не отвечают требованиям к качеству бензина, вследствие чего эта фракция может быть рекомендована в качестве сырья для каталитического риформинга, а также для получения ароматического сырья (бензола, толуола, ксилолов). Список литературы 1. Сафонова Г.И. Реликтовые структуры в углеводородах нефтей различных стратиграфических подразделений / Г.И. Сафонова. М.: Недра, 1980. С. 346. 2. Петров А.А. Углеводороды нефти / А.А. Петров. М.: Наука, 1984. С. 427. 3. Максимов С.П. Дифференцированная оценка перспектив нефте- и газоносности Западной Сибири по комплексу геологогеохимической информации / С.П. Максимов, Т.А. Ботнева, М.К. Калинко, А.М. Бридзинский // Геология нефти и газа. 1977. 11. С. 31 38.

docplayer.ru

Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ) | Месторождения

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

Чаяндинское НГКМ открытопри испытании поисковой скважины 321.

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.

Оператор месторождения - Газпром добыча Нягань.

Планируется в качестве источника заполнения проектируемого МГП Сила Сибири ( Якутия-Хабаровск-Владивосток).

neftegaz.ru

iv_g

Гелий — вещество с самой низкой температурой кипения. Гелий кипит при температуре −269 °C

РаспространённостьГелий занимает второе место по распространённости во Вселенной после водорода — около 23 % по массе. Однако на Земле гелий редок. Практически весь гелий Вселенной образовался в первые несколько минут после Большого Взрыва, во время первичного нуклеосинтеза. В современной Вселенной почти весь новый гелий образуется в результате термоядерного синтеза из водорода в недрах звёзд. На Земле он образуется в результате альфа-распада тяжёлых элементов (альфа-частицы, излучаемые при альфа-распаде — это ядра гелия-4). Часть гелия, возникшего при альфа-распаде и просачивающегося сквозь породы земной коры, захватывается природным газом, концентрация гелия в котором может достигать 7 % от объёма и выше.

Запасы гелия в атмосфере, литосфере и гидросфере оцениваются в 5·10^14 м³. Гелионосные природные газы содержат как правило до 2 % гелия по объёму. Исключительно редко встречаются скопления газов, гелиеносность которых достигает 8 — 16 %.

ПолучениеВ промышленности гелий получают из гелийсодержащих природных газов (в настоящее время эксплуатируются главным образом месторождения, содержащие > 0,1 % гелия). От других газов гелий отделяют методом глубокого охлаждения, используя то, что он сжижается труднее всех остальных газов. Охлаждение производят дросселированием в несколько стадий очищая его от CO2 и углеводородов. В результате получается смесь гелия, неона и водорода. Эту смесь, т. н. сырой гелий, (He — 70-90 % об.) очищают от водорода (4-5 %) с помощью CuO при 650—800 К. Окончательная очистка достигается охлаждением оставшейся смеси кипящим под вакуумом N2 и адсорбцией примесей на активном угле в адсорберах, также охлаждаемых жидким N2. Производят гелий технической чистоты (99,80 % по объёму гелий) и высокой чистоты (99,985 %).

В России газообразный гелий получают из природного и нефтяного газов. В настоящее время гелий извлекается на гелиевом заводе ООО «Газпром добыча Оренбург» в Оренбурге из газа с низким содержанием гелия (до 0,055 % об.), поэтому российский гелий имеет высокую себестоимость. Актуальной проблемой является освоение и комплексная переработка природных газов крупных месторождений Восточной Сибири с высоким содержанием гелия (0,15-1 % об.), что позволит намного снизить его себестоимость.

По производству гелия лидируют США (140 млн м³ в год), затем — Алжир (16 млн м³). Россия занимает третье место в мире — 6 млн м³ в год. Мировые запасы гелия составляют 45,6 млрд м³.

В 2003 г. производство гелия в мире составило 110 млн м3, в том числе в США — 87 млн м3, Алжире — 16 млн м3, России — более 6 млн м3, Польше — около 1 млн м3.

( Read more...Collapse )

В 2009 г. цены частных компаний на газообразный гелий находились в пределах 2,5—3 $/м³.В 2010 г. цена в Европе на сжиженный гелий была около 11 евро за литр. В 2012 году - 23 евро за литрhttp://ru.wikipedia.org/wiki/Гелий

World Grade-A Helium Annual ProductionUnited States - 177, Rest of world - 70, Total - 247(Million cubic meters)http://www.indexmundi.com/en/commodities/minerals/helium/helium_t5.html

Гелий применяется в производстве около 80% деталей мобильных телефонов, полупроводников, жидкокристаллических экранов, оптических волокон, а также в космических программах. В связи с тем, что этот газ почти не подвержен радиации, он активно используется в атомной энергетике при создании атомных реакторов. Помимо этого гелий применяется для сварки, резки и плавки металлов, в медицине, рекламной индустрии, для производства электроники и при создании поездов на «магнитной подушке».

Крупнейшие потребители гелия – США, Европа и страны АТР. При этом мировое потребление гелия растет, оставаясь неподвластным экономическому кризису.

Причем если в Европе этот рост составляет 2-3% в год, то в странах АТР 4-5% (а в Китае так и все 15-20% ежегодно). По прогнозам к 2030 году мировое потребление гелия составит 300 млн. куб.м.

Соответственно росту потребления растет и производство гелия. И тут начинается самое интересное. Мировой лидер по запасам этого газа – Россия. Мы располагаем 34% мировых запасов (за нами идут Алжир и Катар), однако наш вклад в его мировое производство ничтожно мал и составляет всего 3% (и то за счет единственного завода в Оренбурге). Пальма первенства в этой сфере принадлежит США, которые дают 73% мирового производства.

Так на чем зиждется гелиевое могущество США? Во-первых, на грамотном подходе со стороны государства. В 60-70 годы власти США предусмотрительно выкупали у своих производителей излишки гелия (потребление в те годы было низким). Таким образом им удалось создать большой резерв объемом в 950 млн. куб.м., который стал распродаваться с хорошей прибылью в 90-ые годы.

Профессионалы российского рынка предлагают использовать аналогичный подход и у нас. Дело в том, что зарубежный рынок гелия намного объемнее внутреннего, а значит, и мы можем добывать гелий про запас. Выбросить большие объемы сырья на рынок сейчас – не рационально, так как это приведет к снижению цен. Следовательно, целесообразно перенять американский опыт, создавая хранилища газа.

Важно то, что в 1996 году в США был принят закон о ликвидации к 2015 году своего национального резерва гелия. Формально это делается для того, чтобы возместить затраты на создание хранилища, но такая логика не совсем понятна, ведь в условиях растущего рынка, распродажа сырья по дешевке выглядит несколько странной. Тем не менее, США, проводя политику распродажи запасов гелия, держат цены на него на низком уровне. Однако уже после 2015 года ситуация резко изменится и у России появится замечательный шанс стать лидером рынка.

Вторая причина господства США на рынке – это наличие у них цистерн для транспортировки гелия. Это очень выгодно, ведь в сжиженном состоянии объем гелия уменьшается в 6 раз. К счастью, теперь у нас появились все шансы обойти США на этом крутом повороте.

Впрочем, есть и еще один нюанс – как говорилось выше, в России гелий добывается только в Оренбурге. Крупнейшие же запасы этого газа находятся в Восточной Сибири. Здесь расположены месторождения с высоким содержанием гелия: Чаяндинское, Ковыктинское, Собинское, Чиканское и др. с совокупными запасами около 20 млрд. куб. м. Их разработка позволит в 2020 году увеличить долю России в производстве гелия с 3% до 50%.http://www.odnako.org/blogs/show_19055/

iv-g.livejournal.com

Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение

Количество просмотров публикации Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение - 1161

Иктехское нефтегазовое месторождение

Месторождение расположено на восточном склоне Мирнинского выступа на границе с Вилючанской седловиной и приурочено к одноимённой брахиантиклинали северо-восточного простирания. Структура осложнена малоамплитудными разрывными нарушениями. Размеры структуры по кровле отражающего горизонта II - 40х13 км, амплитуда - 100 м.

Промышленные залежи установлены в юряхском горизонте, в составе которого выделяется три пласта (Ю-I, Ю-II, Ю-III), содержащих самостоятельные залежи. Эти пласты сложены кавернозно-поровыми доломитами и разделяются пачками плотных глинистых карбонатных пород. Залежь в пласте Ю-I пластовая сводовая с элементами тектонического и литологического контроля. Высота залежи 27 м, высота нефтяной части залежи 17 м. В газонефтяной зоне залежи эффективная мощность достигает 7 м. Дебит газа до 504 тыс. м3/сут., нефти - 13 м3/сут. Давление в залежи 15,1-15,3 МПа. Залежь пласта Ю-II пластовая сводовая, с элементами тектонического и литологического контроля. Дебиты газа незначительные. Давление в залежи 15,1-15,3 МПа. Залежь пласта Ю-III газовая пластовая сводовая. Дебит газа до 113 тыс. м3/сут. Залежи недоразведаны.

В северо-западной части структуры в разрезе присутствуют песчаники ботуобинского горизонта. В скв. 655 при опробовании КИИ из них был получен приток газа дебитом 150 тыс. м3/сут. (шайба 9,25 мм). На большей части площади структуры мощность газонасыщенных песчаников ботуобинского горизонта не превышает 1 м.

Месторождение в целом недоразведано - крайне важно оценить промышленную ценность нефтяной оторочки в пласте Ю-I и уточнить строение залежи в пластах Ю-II и Ю-III.

Месторождение расположено на северо-восточном склоне Непско-Пелœедуйского свода и приурочено к ловушке неантнклиналъного типа. Данная ловушка связана с зоной регионального выклинивания разновозрастных песчаников венда (ботуобинский, хамакинский и талахский горизонты) в пределах наиболее приподнятой части Непско-Пелœедуйского свода.

Месторождение имеет весьма интересную историю открытия. Первые промышленные притоки газа в пределах современного контура ловушки были получены в скв. 751 в 1979 ᴦ. из песчаников хамакинского и талахского горизонтов на Нижнехамакинской площади. В 1983 ᴦ. на Озерной площади, находящейся в 35-40 км севернее Нижнехамакннской площади, в скв. 761 был получен промышленный приток газа и песчаников ботуобниского горизонта. Сейсморазведочными работами МОГТ (Н.С.Бодатова, 1987-1988 гᴦ.) была подготовлена к глубокому бурению Чаяндинская площадь, простиравшаяся от Ннжнехамакинскоro месторождения на западе до Бюк - Танарской площади на востоке. Общая площадь по изогипсе -1525 м отражающего горизонта КВ оценивалась в 4500 км2. В 1988ᴦ. Б.Д.Матвеевым и Б.П.Шабалиным была намечена и оконтурена Чаяндинская неантиклинальная ловушка. Предполагалась весьма существенная нефтеносность этой ловушки (Матвеев и др., 1989).

Буровыми работами конца 80-х - начала 90-х годов были установлены основные черты строения этой неантиклиналъной ловушки. В пределах ее выделяются следующие структурные элементы (вверх по восстанию пластов): Чаяндинская моноклиналь, Озерная переходная зона и Нижнехамакинская структурная терраса (рис. 73).

Рис. 72. Разрез продуктивных горизонтов Маччобинского нефтегазового месторождения.

Условные обозначения см. на рис. 67.

Мощность осадочного чехла в пределах площади месторождения увеличивается от 1600 м на юго-западе до 2020 м на северо-востоке. В терригенно-карбонатном разрезе венда выделяются три горизонта͵ сложенных преимущественно песчаниками, содержащими прослои алевролитов и аргиллитов, доля которых в разрезе горизонтов меняется по площади. Данные горизонты представляют из себякулисообразно располагающиеся в пространстве геологические тела.

Ботуобинский горизонт в плане представляет собой песчаную линзу весьма прихотливой формы, вытянутую в северо-восточном направлении. Мощность ботуобинского горизонта изменяются от 0 до 28 м. Наибольшие мощности фиксируются в пределах Чаяндинской моноклинали, наименьшие - в пределах Нижнехамакинской структурной террасы. Мощность горизонта резко сокращается в южном и северном направлениях и более постепенно по линии простирания в юго-западном направлении. Глубины залегания горизонта 1540-1970 м. К горизонту приурочена основная по размерам нефтегазовая залежь. Высота залежи составляет 330 м. Эффективные мощности газонасыщенных коллекторов колеблются от 0,4 до 21,4 м, нефтенасыщенных - от 4,4 до 20,8 м. Нефтяная оторочка распространена только в пределах Чаяндинской моноклинали. Открытая пористость пород-коллекторов ботуобинского горизонта 12-22%, газопроницаемость - 0,16-1,4 мкм2. Максимальные дебиты газа около 600 тыс. м3/сут., нефти - около 60 м3/сут. Пластовые давления: в пределах Озерной площади 13,14 МПа, в пределах Чаяндинской моноклинали - до 13,9 МПа. Пластовая температура 90С.

Рис. 73. Разрез продуктивного горизонта Чаядинского нефтегазоконденсатного месторождения.

Условные обозначения см. на рис. 67.

Хамакинский горизонт также представляет собой сложное по своей конфигурации геологическое тело. От ботуобинского горизонта он отделяется 20-55 м пачкой аргиллитов и алевролитов с тонкими прослоями доломитов. Глубины залегания горизонта в пределах месторождения 1370 1850 м. К горизонту приурочена газоконденсатная залежь литологического типа с высотой около 430 м. Эффективные мощности в пределах месторождения изменяются от первых метров до 35 м. Максимальные мощности фиксируются в пределах Нижнехамакинской структурной террасы. Залежь распространена в пределах Озерной переходной зоны и Нижнехамакинской структурной террасы. ФЕС пород-­коллекторов хамакинского горизонта ниже, чем в ботуобинском горизонте. Горизонт характеризуется невыдержанностью ФЕС пород­-коллекторов по латерали, что обусловлено накоплением осадков хамакинского горизонта в условиях заметно расчлененного рельефа морского дна с различной гидродинамикой среды седиментации. Открытая пористость пород-коллекторов не превышает 21% (преобладают значения 8-12%), а газопроницаемость достигает 0,871 мкм2. Максимальные дебиты газа около 400 тыс. м3/сут. Пластовые давления в хамакинском горизонте составляют 11,95-13,33 МПа, пластовые температуры не превышают 13°С.

Мощность талахского горизонта - 29-73 м. Глубина залегания горизонта в пределах ловушки 1620-1770 м. К горизонту приурочена газоконденсатная залежь литологического типа. Высота залежи 120 м. Залежь распространена в пределах Озерной переходной зоны и Нижнехамакинской структурной террасы. Эффективные газонасыщенные мощности изменяются от 5 до 45 м. ФЕС пород-коллекторов заметно хуже, чем в вышезалегающих продуктивных горизонтах. Это обусловлено еще более резкой расчлененностью рельефа морского дна, чем для времени накопления осадков хамакинского горизонта (присутствие в разрезе горизонта хлидолитов), что обусловило более низкую степень сортированности обломочного материала, более высокое содержание глинистого цемента. Открытая пористость пород-коллекторов не превышает 20% (преобладают значения 8-11 %), газопроницаемость не более 0,12 мкм2. Максимальные дебиты газа около 0200 тыс. м3/сут. Пластовое давление 12 МПа, пластовая температура +15 С.

referatwork.ru