Верхнечонское нефтяное месторождение. Состав нефти верхнечонского месторождения


Верхнечонское нефтяное месторождение — Википедия

Материал из Википедии — свободной энциклопедии

Верхнечонское нефтяное месторождение — крупное месторождение нефти и газового конденсата в Катангском районе Иркутской области России. По состоянию на 31.12.2010 доказанные запасы составляли 82,2 млн т нефти и 6,9 млрд м³ газа.

Добыча нефти в 2010 году достигла 0,6 млн т.[1]

Владелец лицензии на разработку месторождения — компания «Верхнечонскнефтегаз» (принадлежит компании «Роснефть»)[2].

Месторождение открыто в 1978 году, название получило по реке Чоне[2]. С 2005 года осваивалось в режиме опытно-промышленной эксплуатации, в октябре 2008 года подключено к Восточному нефтепроводу (до окончания его строительства нефть с Верхнечона шла по трубопроводу в реверсном режиме, на запад), тогда же месторождение было введено в промышленную эксплуатацию[2][3]. Общий объём инвестиций в месторождение составил не менее $1 млрд, всего на освоении Верхнечона занято более 2 тыс. человек[2].

По системе геологического нефтегазового районирования Верхнечонское месторождение расположено в пределах Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области в составе Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции. В тектоническом отношении месторождение приурочено к Верхнечонскому поднятию Непского свода Непско-Ботуобинской антеклизы. Промышленные скопления нефти установлены в докембрийских отложениях, локализуясь в двух горизонтах: преображенском, представленном доломитами и верхнечонском, представленном песчаниками. Вышезалегающий нижнекембрийский карбонатный осинский горизонт содержит газоконденсат.

В целях выполнения программы утилизации попутного газа на Верхнечонском месторождении к 2014 году в карбонатных породах осинского горизонта на глубинах порядка 900 м планируется создать подземное газохранилище. Оно ежегодно сможет принимать около 1 млрд м³ газа, который в противном случае пришлось бы сжечь на факелах[4].

ru.wikipedia.org

Верхнечонское нефтяное месторождение Вики

Верхнечонское нефтяное месторождение — крупное месторождение нефти и газового конденсата в Катангском районе Иркутской области России. По состоянию на 31.12.2010 доказанные запасы составляли 82,2 млн т нефти и 6,9 млрд м³ газа.

Добыча нефти в 2010 году достигла 0,6 млн т.[1]

Владелец лицензии на разработку месторождения — компания «Верхнечонскнефтегаз» (принадлежит компании «Роснефть»)[2].

Месторождение открыто в 1978 году, название получило по реке Чоне[2]. С 2005 года осваивалось в режиме опытно-промышленной эксплуатации, в октябре 2008 года подключено к Восточному нефтепроводу (до окончания его строительства нефть с Верхнечона шла по трубопроводу в реверсном режиме, на запад), тогда же месторождение было введено в промышленную эксплуатацию[2][3]. Общий объём инвестиций в месторождение составил не менее $1 млрд, всего на освоении Верхнечона занято более 2 тыс. человек[2].

По системе геологического нефтегазового районирования Верхнечонское месторождение расположено в пределах Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области в составе Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции. В тектоническом отношении месторождение приурочено к Верхнечонскому поднятию Непского свода Непско-Ботуобинской антеклизы. Промышленные скопления нефти установлены в докембрийских отложениях, локализуясь в двух горизонтах: преображенском, представленном доломитами и верхнечонском, представленном песчаниками. Вышезалегающий нижнекембрийский карбонатный осинский горизонт содержит газоконденсат.

В целях выполнения программы утилизации попутного газа на Верхнечонском месторождении к 2014 году в карбонатных породах осинского горизонта на глубинах порядка 900 м планируется создать подземное газохранилище. Оно ежегодно сможет принимать около 1 млрд м³ газа, который в противном случае пришлось бы сжечь на факелах[4].

Примечания[ | код]

Источники[ | код]

Реклама

CC© cookies police  

ru.wikibedia.ru

Верхнечонское нефтяное месторождение — Википедия

Материал из Википедии — свободной энциклопедии

Верхнечонское нефтяное месторождение — крупное месторождение нефти и газового конденсата в Катангском районе Иркутской области России. По состоянию на 31.12.2010 доказанные запасы составляли 82,2 млн т нефти и 6,9 млрд м³ газа.

Добыча нефти в 2010 году достигла 0,6 млн т.[1]

Владелец лицензии на разработку месторождения — компания «Верхнечонскнефтегаз» (принадлежит компании «Роснефть»)[2].

Месторождение открыто в 1978 году, название получило по реке Чоне[2]. С 2005 года осваивалось в режиме опытно-промышленной эксплуатации, в октябре 2008 года подключено к Восточному нефтепроводу (до окончания его строительства нефть с Верхнечона шла по трубопроводу в реверсном режиме, на запад), тогда же месторождение было введено в промышленную эксплуатацию[2][3]. Общий объём инвестиций в месторождение составил не менее $1 млрд, всего на освоении Верхнечона занято более 2 тыс. человек[2].

По системе геологического нефтегазового районирования Верхнечонское месторождение расположено в пределах Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области в составе Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции. В тектоническом отношении месторождение приурочено к Верхнечонскому поднятию Непского свода Непско-Ботуобинской антеклизы. Промышленные скопления нефти установлены в докембрийских отложениях, локализуясь в двух горизонтах: преображенском, представленном доломитами и верхнечонском, представленном песчаниками. Вышезалегающий нижнекембрийский карбонатный осинский горизонт содержит газоконденсат.

В целях выполнения программы утилизации попутного газа на Верхнечонском месторождении к 2014 году в карбонатных породах осинского горизонта на глубинах порядка 900 м планируется создать подземное газохранилище. Оно ежегодно сможет принимать около 1 млрд м³ газа, который в противном случае пришлось бы сжечь на факелах[4].

Примечания

Источники

wiki2.red

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

История:

Данное месторождение было открыто в 1978-ом году. Свое название оно получило благодаря реке Чоне. В режиме опытно-промышленной эксплуатации оно начало осваиваться с 2005-ого года.

К конце 2008-ого года Верхнечонское месторождение было подключено к Восточному нефтепроводу, а до окончания строительства нефтепровода с месторождения нефть шла по трубопроводу на запад в реверсном режиме.

Именно в то время Верхнечонское месторождение было введено уже и в промышленную эксплуатацию. Объем инвестиций на развитие данного месторождения составил порядка одного миллиарда долларов, а на освоении месторождении работало больше двух тысяч сотрудников.

Если рассматривать систему геологического нефтегазового районирования, то данное месторождение расположилось в Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области и вошло в состав Ленно-Тунгусской нефтегазоносной провинции. Если рассматривать тектоническую принадлежность Верхнечонского месторождения, то оно приурочено в Верхнечонскому поднятию Непского свода.

Промышленные скопления нефти найдены в докембрийских отложениях и они локализовались в нескольких горизонтах: в верхнечонском, который представлен песчаниками, и в преображенском, который представлен в основном доломитами. Нижнекембрийский карбонатный осинский горизонт, который расположен выше, содержит в себе газовый конденсат.

Для выполнения программ по утилизации попутного газа на данном месторождении запланировано создание подземного газохранилища в карбонатных породах осинского горизонта. Глубина, на которой планируется разместить хранилище, будет составлять девятьсот метров.

Каждый год оно сможет принимать один миллиард кубических метров газа. В ином случае этот газ пришлось бы просто сжечь на факелах. Срок создания хранилища – 2014-ый год. 

oilgasinform.ru

Программа химизации на Верхнечонском месторождении: уникальное комплексное решение - 20 Июля 2016 - Нефтегазовые новости

Первый год эксплуатации Верхнечонского месторождения позволил выявить ряд факторов, осложняющих процессы добычи, подготовки и транспортировки нефти. Ослаблению их негативного влияния будет способствовать разрабатываемая специалистами ОАО «Верхнечонскнефтегаз» программа химизации, реализация которой начнется в 2010 году. В отличие от Оренбургской области и Западной Сибири, где у ТНК-ВР уже есть опыт создания подобных систем, на Верхнечонском месторождении химические методы впервые будут применяться комплексно и с самого начала разработки месторождения.

Добыча нефти на одном из крупнейших новых месторождений Восточной Сибири – Верхнечонском – началась осенью 2008 года. Получаемые в ходе опытно-промышленной эксплуатации (ОПЭ) данные позволяют лучше подготовиться к полномасштабной разработке, отработать технические решения, а зачастую – выявить неизвестные ранее особенности месторождения, требующие поиска новых подходов.

Опыт эксплуатации Верхнечонского месторождения показал, что продукция скважин характеризуется высоким содержанием солей, смол и парафинов, отложения которых затрудняют эксплуатацию промыслового оборудования и повышают риски его преждевременного выхода из строя. При пилотном запуске системы поддержания пластового давления (ППД) также были выявлены неблагоприятные факторы, такие как наличие кислорода и сульфатредуцирующих бактерий в артезианской воде, используемой для закачки, что может ускорить коррозию промыслового оборудования.

Для снижения негативного влияния перечисленных особенностей Верхнечонского месторождения требуются специальные химические методы. Наиболее эффективным решением представляется реализация единой программы согласованных между собой мероприятий, учитывающей все особенности месторождения, – системы управления химизацией (СУХ).

Соли и парафины в составе нефти

В ходе ОПЭ Верхнечонского месторождения было выявлено высокое содержание в добываемой нефти солей. Содержание солей – один из основных факторов, характеризующих качество сдаваемой продукции, и чтобы нефть Верхнечонского месторождения оставалась в первой группе качества, требуется проведение ряда мероприятий, таких как отмыв солей от нефти с помощью воды. Кроме того, повышенное содержание солей приводит к образованию отложений в скважинах и в системе сбора и транспорта нефти и, соответственно, к ускорению коррозионных процессов.

Специалисты ОАО «Верхнечонскнефтегаз» провели исследования по рискам отложения солей, определили участки наиболее вероятной их локализации и заключили договор на проведение коррозионного мониторинга, включающего применение ингибиторов солеотложений практически по всей системе добычи.

Исследования показали, что процесс отложения солей протекает особенно интенсивно на рабочих частях установки подготовки нефти. Сегодня на Верхнечонском месторождении используются два типа аппаратов heater treater производства компании Sivalls, Inc., которые осуществляют одновременный нагрев продукции скважин, предварительное и глубокое отделение воды, а также глубокое обессоливание нефти переменным электрическим полем. «Слабым местом» этого оборудования являются жаровые трубы, служащие источником тепла для нагрева жидкости в процессе подготовки. Опыт эксплуатации показал, что именно на жаровых трубах образуются наибольшие отложения карбонатных солей, что затрудняет теплосъем с наружной поверхности трубы и может привести к ее местному перегреву вплоть до температуры плавления металла и, следовательно, к деформации, разрыву трубы и преждевременному выходу оборудования из строя. В настоящее время для борьбы с солеотложениями на жаровых трубах используется регулярная – два-четыре раза в год - ручная механическая очистка. Эта процедура требует полной остановки агрегата и, в общей сложности, занимает от трех до четырех суток.

Разработанная программа химизации, как ожидается, позволит бороться с солеотложениями более эффективно. За счет ингибирования продукции скважин, поступающей на подготовку, снизится уровень солеотложения на трубах и увеличится срок эксплуатации оборудования. Однако окончательный ответ на этот вопрос будет получен на основании опытно-промышленных испытаний ингибиторов солеотложений.

Другой важной особенностью верхнечонской нефти является высокое содержание смол, что в условиях низких пластовых температур предопределяет отложение парафинов в пласте, скважинах, на установках подготовки нефти и в товарном нефтепроводе. Сегодня для очистки промыслового оборудования используются механические способы – скребки для скважин и поршни для нефтепроводов, а с 2010 года начнется апробирование линейки реагентов по ингибированию парафиноотложений, разработанных как российскими, так и зарубежными компаниями. 

Осложнения в системе ППД

В 2009 году на Верхнечонском месторождении была запущена система поддержания пластового давления, и здесь также будут применяться химические методы. В частности, исследования системы ППД позволили выявить риски, связанные с высокой скоростью коррозии промыслового оборудования, а также с наличием в закачиваемой артезианской воде сульфатредуцирующих бактерий и кислорода. В связи с этим, в комплекс системы управления химизацией включены требования по применению ингибиторов коррозии, поглотителей кислорода и антибактериальной присадки.

Говоря о сульфатредуцирующих бактериях, в первую очередь, необходимо предупредить их распространение в пласты месторождения и сохранить залежь свободной от продуктов их жизнедеятельности – сероводорода. В перспективе это позволит предотвратить появление сероводорода в продукции добывающих скважин и, соответственно, минимизирует связанные с этим риски коррозии промыслового оборудования.

Система управления химизацией также предусматривает использование ингибиторов гидратообразований в нагнетательных скважинах. Исследования ряда российских и зарубежных компаний демонстрируют высокие риски образования гидратов и выпадения парафинов при запуске системы ППД. В связи с этим в 2009 году реализован пилотный проект по закачке ингибиторов парафиноотложений и гидратообразований (подрядчик – ЗАО «Опытный завод Нефтехим»). Проделанные работы позволили нивелировать имевшиеся риски – трудностей с запуском скважин и снижения приемистости при применении методов химизации не отмечается. 

Комплексный подход

Опыт применения химических методов на различных месторождениях свидетельствует, что решение одной, узкоспециализированной проблемы зачастую приводит к негативным изменениям в других процессах. Применение любых реагентов будет оказывать влияние на качество конечной продукции, поэтому при разработке системы управления химизацией возникает необходимость комплексно учитывать их воздействие на всю систему подготовки нефти. Именно такой комплексный подход к программе химизации будет реализован на Верхнечонском месторождении, что подразумевает тестирование совместимости реагентов (ингибиторов, эмульгаторов, растворителей), используемых на различных участках системы добычи и транспорта, а также определение процедур обработки, которые не создают осложнений при подготовке нефти.

Выбор в пользу комплексной системы управления химизацией определяет целесообразность осуществления работ единым подрядчиком, который будет выполнять функции по закачке реагентов и оценке их влияния на конечный продукт. При этом применение химии других поставщиков не будет ограничиваться, напротив, обязательства подрядчика по химизации будут включать проведение опытно-промышленных испытаний продукции других производителей. Для контроля эффективности деятельности подрядчика в настоящее время активно ведется переоснащение полевых лабораторий – увеличение штата, закупка нового оборудования, химических реактивов и расходных материалов.

До конца 2009 года на Верхнечонском месторождении запланирован запуск третьей лаборатории в районе головных сооружений. Это позволит разгрузить лабораторию на установке подготовки нефти и обеспечить массированный подход к проведению анализов.

Верхнечонское месторождение станет первым российским проектом, где комплексный подход к программе химизации будет применен с самого начала разработки. Если на других месторождениях аналогичные проблемы решались по мере возникновения, то здесь предпринята попытка предугадать, оценить возможные риски и своевременно подготовиться к ним.

www.nftn.ru

Верхнечонское нефтяное месторождение - Gpedia, Your Encyclopedia

Верхнечонское нефтяное месторождение — крупное месторождение нефти и газового конденсата в Катангском районе Иркутской области России. По состоянию на 31.12.2010 доказанные запасы составляли 82,2 млн т нефти и 6,9 млрд м³ газа.

Добыча нефти в 2010 году достигла 0,6 млн т.[1]

Владелец лицензии на разработку месторождения — компания «Верхнечонскнефтегаз» (принадлежит компании «Роснефть»)[2].

Месторождение открыто в 1978 году, название получило по реке Чоне[2]. С 2005 года осваивалось в режиме опытно-промышленной эксплуатации, в октябре 2008 года подключено к Восточному нефтепроводу (до окончания его строительства нефть с Верхнечона шла по трубопроводу в реверсном режиме, на запад), тогда же месторождение было введено в промышленную эксплуатацию[2][3]. Общий объём инвестиций в месторождение составил не менее $1 млрд, всего на освоении Верхнечона занято более 2 тыс. человек[2].

По системе геологического нефтегазового районирования Верхнечонское месторождение расположено в пределах Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области в составе Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции. В тектоническом отношении месторождение приурочено к Верхнечонскому поднятию Непского свода Непско-Ботуобинской антеклизы. Промышленные скопления нефти установлены в докембрийских отложениях, локализуясь в двух горизонтах: преображенском, представленном доломитами и верхнечонском, представленном песчаниками. Вышезалегающий нижнекембрийский карбонатный осинский горизонт содержит газоконденсат.

В целях выполнения программы утилизации попутного газа на Верхнечонском месторождении к 2014 году в карбонатных породах осинского горизонта на глубинах порядка 900 м планируется создать подземное газохранилище. Оно ежегодно сможет принимать около 1 млрд м³ газа, который в противном случае пришлось бы сжечь на факелах[4].

Примечания

Источники

www.gpedia.com

Верхнечонское нефтегазовое месторождение | Месторождения

Верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ)- крупное месторождение нефти и газового конденсата в Катангском районе Иркутской области России.

Оператор месторождения - компания Верхнечонскнефтегаз, дочка Роснефти.

Месторождение открыто в 1978 г, название получило по реке Чоне.

С 2005 г осваивалось в режиме опытно-промышленной эксплуатации, в октябре 2008 г подключено к ВСТО (до окончания его строительства нефть с Верхнечонского НГМ шла по трубопроводу в реверсном режиме, на запад), тогда же месторождение было введено в промышленную эксплуатацию.

По системе геологического нефтегазового районирования Верхнечонское месторождение расположено в пределах Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области в составе Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции.

В тектоническом отношении месторождение приурочено к Верхнечонскому поднятию Непского свода Непско-Ботуобинской антеклизы.

Промышленные скопления нефти установлены в докембрийских отложениях, локализуясь в 2х горизонтах: преображенском, представленном доломитами и верхнечонском, представленном песчаниками.

Вышезалегающий нижнекембрийский карбонатный осинский горизонт содержит газовый конденсат.

На месторождении действует порядка 205 скважин общим дебитом 25 тыс т/сутки.

Используется технология сквозной перфорации нескольких нефтеносных пластов горизонтальными скважинами.

Широко используются горизонтальные скважины.

Применяется технология продавливания пластовой нефти к кустовому стволу с помощью растворов, откуда нефть подается на установку подготовки нефти (УПН).

Нужно отметить, что нефть Верхнечона довольно чистая.

По состоянию на 31.12.2010 г доказанные запасы составляли 82,2 млн т нефти и 6,9 млрд м³ газа.

Ныне запасы извлекаемой нефти прогнозируется на уровне 200 млн т, природного газа - 95,5 млрд м³.

Добыча нефти в 2010 г достигла 0,6 млн т.

В октябре 2014 г добыта 30-миллионная т нефти, в декабре 2015 г - 40-миллионная тонна.

В целях выполнения программы утилизации ПНГ на Верхнечонском месторождении к 2014 г в карбонатных породах осинского горизонта на глубинах порядка 900 м планируется создать подземное газохранилище, емкостью около 1 млрд м³ газа.

neftegaz.ru