Ярактинское нефтегазоконденсатное месторождение. Тайгинское месторождение нефти


Ярактинское нефтегазоконденсатное месторождение — WiKi

Месторождение находится в верхнем течении Нижней Тунгуски, в бассейнах её левых притоков Яракты (отсюда название) и Гульмока.

Нефтегазоносность связана с отложениями вендского и кембрийского возрастов - песчаниками ярактинского горизонта общей толщиной до 40 м. Запасы нефти 102,5 млн тонн. Плотность нефти составляет 0,830 г/см³ или 34° API. Плотность конденсата составляет 0,67 - 0,71 г/см³

Нефтегазоконденсатное месторождение относится к Восточно-сибирской нефтегазовой провинции. В тектоническом отношении расположено в пределах юго-западного погружения Непского свода Непско-Ботуобинской антеклизы.

Первая поисковая скважина на Ярактинской площади была заложена в 1969 году. В конце 1970 года был получен первый результат - фонтан нефти дебитом 100 м3/сутки, послуживший открытием Ярактинского месторождения. Эксплуатация Ярактинского нефтегазоконденсатного месторождения началась в 1992 году.

Оператор — Иркутская нефтяная компания (ИНК), для которой Ярактинское месторождение является основным — здесь добывается примерно 80 % углеводородного сырья компании[1].

Держатель лицензии на разработку Ярактинского месторождения — ОАО «Усть-Кутнефтегаз» (дочернее предприятие ИНК[2]). Лицензия ИРК № 01162 НЭ, выдана 23 декабря 1996 года, действительна до декабря 2033 года.[3]

По результатам 2009 года на месторождении извлечено 319,4 тыс. тонн сырья (▲ 29,7 % по сравнению с 2008 годом). В 2010 году планировалось добыть около 0,5 млн тонн сырья[4].

При поставках в ВСТО добываемая на месторождении нефть облагается нулевой экспортной пошлиной[5].

Трубопровод Яракта — Марково — Усть-Кут

Транспортировка нефти до окончательной сдачи трубопровода Яракта — ВСТО осуществляется по трубопроводу, связывающему Ярактинское, Марковское месторождения и железнодорожный терминал в Усть-Куте.

Участок от Яракты до Маркова построен в 2003 году, его длина составляет 94 км. До 2007 года добытое на обоих месторождениях сырьё концентрировалось на перекачивающей станции Марковского месторождения, а затем вывозилось автотранспортом в Усть-Кут.

В 2007 году было завершено строительство нефтепровода от Марковского месторождения до железнодорожной станции Лена длиной 130 км и мощностью 750 тыс. тонн в год, что позволило исключить автомобильные перевозки из транспортной цепочки[6].

В 2011 году этот трубопровод будет законсервирован[7].

Трубопровод Яракта — ВСТО

С 2011 года вся транспортировка добываемой нефти будет осуществляться по трубопроводу, соединяющему месторождение с ВСТО в районе нефтеперекачивающей станции (НПС) № 7.

Длина линейной части трубопровода составляет 61 км, строительство завершено в октябре 2010 года. В конечной точке нефтепровода расположен пункт сдачи-приёмки сырья (ПСП), первая очередь которого была завершена в январе 2011 года. Мощность ПСП составляет 1,5 млн тонн в год, по мере роста добычи её планируется увеличить до 3,4 млн тонн в 2013 году.

По состоянию на апрель 2011 года производится государственная регистрация прав собственности на трубопровод[8].

В дальнейшем компания планирует продлить нефтепровод, построив участок, соединяющий Ярактинское месторождение с Даниловским[7].

ru-wiki.org

Южно-Ягунское нефтяное месторождение

С О Д Е Р Ж А Н И Е

ВВЕДЕНИЕ

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1 Характеристика района

1.2 История освоения месторождения

2 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Краткая геолого-физическая характеристика месторождения

2.1.1 Стратиграфи

2.1.2 Тектоническое Нефтеносность месторождений. Гидрогеология

2.3 Свойства пластовых жидкостей и газов

3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 Основные проектные решения по разработке Южно - Ягунского месторождения

3.2 Текущее состояние разработки

3.3 Анализ системы заводнения

3.4 Анализ результатов гидродинамических исследований скважин и пластов, характеристика их продуктивности и режимов

4 ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

4.1 Требования к конструкции скважин, технологиям и проиводству

буровых работ

4.2 Подземное и устьевое оборудование при различных способах добычи

4.2.1 Фонтанная эксплуатация скважин

4.2.2 Эксплуатация скважин штанговыми глубинными насосными установками

4.2.3 Общие сведения об эксплуатации скважин УЭЦН

4.2.4 Технические характеристики насосов

4.3 Преимущество скважин оборудованных УЭЦН

5 СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

5.1 Характеристика фонда скважин, оборудованных УЭЦН

5.2 Анализ эффективности работы и причины отказов УЭЦН

5.3 Анализ ремонтов УЭЦН не отработавших гарантийный срок

5.4 Анализ применения УЭЦН Российского производства

5.5 Анализ применения УЭЦН импортного производства

5.6 Способы борьбы с осложнениями при эксплуатации УЭЦН

5.7 Подбор оборудования и установление оптимального режима эксплуатации скважин оборудованных УЭЦН

6. ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

6.1 Оптимизация режима работы скважин.

6.2 Расчет потока денежной наличности от применения НТП.

6.3 Анализ чувствительности проекта к риску.

7. ОЦЕНКА БЕЗОПАСНОСТИ И ЭКОЛОГИЧНОСТИ ПРОЕКТА

7.1 Обеспечение безопасности работающих

7.1.1 Основные вредные и опасные факторы в процессе производства

7.1.2 Расчет заземления скважин, оборудованных ЭЦН

7.1.3 Основные мероприятия по обеспечению безопасных условий труда.

7.1.4 Средства индивидуальной защиты

7.2 Оценка экологичности проекта

7.2.1 Анализ и оценка опасности для природной среды при обслуживании скважин, оборудованных ЭЦН

7.2.2 Расчет выбросов вредных веществ (углеводородов) от скважин

7.2.3 Расчет выбросов вредных веществ от свечи рассеивания

7.2.4 Основные мероприятия по охране природной среды

7.2.5 Охрана недр при эксплуатации скважин, оборудованных ЭЦН

7.3 Оценка и прогнозирование чрезвычайных ситуаций

7.3.1 Описание возможных аварийных ситуаций

7.3.2 Характеристика мероприятий по защите персонала промышленного объекта в случае возникновения ЧС

ВЫВОДЫ

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ

Западно-Сибирская провинция – наиболее крупная из всех нефтегазоносных провинций, выделенных на территории России. Расположенная на обширной равнине между горными сооружениями Урала на западе и Сибирской платформой на востоке, ограниченная на юге Алтае-Саянской горной системой, она охватывает земли Тюменской, Томской, Новосибирской и Омской областей.

Западно-Сибирская провинция занимает ведущее место в России как по величине выявленных в ее пределах запасов углеводородов, так и по уровню нефти и газа. Будучи самой молодой из провинций, имеющих развитую нефтедобывающую промышленность, она за короткий промежуток времени вышла на первое место по основным показателям. Объем начальных разведанных запасов нефти Западной Сибири составляет более 60% общероссийского, текущих – более 70%. Ежегодная добыча нефти в регионе составляет порядка 70% суммарной по России.

Отличительной особенностью сырьевой базы Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции является наличие большого числа крупнейших месторождений. К настоящему времени здесь выявлены и разрабатываются такие месторождения-гиганты как Самотлорское, Мамонтовское, Федоровское, Приобское. Быстрый ввод крупнейших месторождений в промышленную разработку явился определяющим фактором, позволившим в рекордно короткие сроки создать на территории Западной Сибири мощный нефтедобывающий комплекс.

Опыт показал, что для увеличения эффективности и надежности работы УЭЦН, извлечения дополнительной нефти при нарастающей обводненности, одной из важных задач является обеспечение работ насосных установок в оптимальном режиме, обеспечивающем минимальные энергетические затраты, возможно больший межремонтный период работы оборудования, а также повышения коэффициента эксплуатации.

Цель работы - провести анализ работы и оптимизацию скважин, оборудованных УЭЦН на Южно-Ягунском месторождении НГДУ «Когалымнефть» ЦДНГ-1, которое по объему начальных запасов относится к разряду крупных.

1. Общая часть

1.1 Характеристика района работ

Южно-Ягунское нефтяное месторождение находится в северо-восточной части Сургутского нефтегазоносного района и расположено в северо- восточной части города Сургута, в 75 км от него и в 60 км на юго-запад от города Ноябрьска. В непосредственной близости от месторождения проходят железная дорога Сургут - Уренгой и трасса газопровода Уренгой - Челябинск.

В орогидрофическом отношении рассматриваемый район представляет собой пологую озерно-аллювиальную равнину южного склона Сибирских увалов, абсолютные отметки которой колеблются от 110...120 км на севере, до 70...75 км на юге. Гидрографическая сеть представлена реками субмеридиального направления:

· Ингу-Ягун,

· Кирил-Выс-Мун,

· Глунг-Ягун и другие.

Для них характерны меандры, большое количество стариц и мелких притоков, песчаных перекатов и завалов леса. Первая и вторая надпойменные террасы достигают высоты соответственно 8 и 15 м. Ширина рек колеблется от 5-10 до 30 м, на 2 - 3 м.

Реки покрываются льдом в третьей декаде октября, глубина промерзания рек 0,35 м до 1,0 м. В конце декабря лед становится прочным и возможно безопасное передвижение гусеничного транспорта. Ледоход на реках начинается в середине мая.

Широко распространены болота и озера, которые являются составной частью грядковоозеркового комплекса микроландшафтов.В летнее время болота не проходимы для колесного транспорта, зимой часто встречаются непромерзшие участки (болотные речки "живуны"), что представляет собой значительные трудности для передвижения техники, при транспортировке оборудования, при строительстве буровых.

Заселенность площади составляет около 15% и находится в зоне средней тайги с преобладанием хвойных пород. Основные массивы лесов (кедр, лиственница, сосна) сосредоточены на приподнятых участках и на речных террасах. На водораздельных участках господствуют болота с отдельными островками карликового леса (сосна, береза).

Климат района резко континентальный с холодной, суровой зимой и коротким, но теплым летом. Среднегодовая температура зимой -23,20 С, летом +16,10 С. Устойчивый снежный покров образуется в третьей декаде октября и держится 200-220 дней. Толщина снежного покрова на отдельных участках не превышает 1,0 м, в заселенных местах до 1,2-1,6 м. Глубинапромерзания составляет 1,3-1,7 м.

Рисунок.1.1. Схема размещения нефтяных (1), нефтегазовых (2) и нефтегазоконденсатных (3) месторождений Сургутского нефтегазоносного района

Лето короткое, относительно теплое (среднемесячная температура +16,1С). Максимальная температура самого жаркого месяца – июля достигает +35 С. Количество атмосферных осадков в год составляет 482 мм, причем 75% приходится на теплое время года.

Преобладающее направление ветров в теплый период – северное и северо-восточное, а в холодный – южное и юго-западное.

Район относится к слабонаселенным, но с развитием нефтебобывающих и строительных работ за последние годы численность населения постоянно увеличивается за счет приезжающих из других областей и республик. Коренное население – ханты и манси.

На территории месторождения разведано 6 карьеров песков пылеватых, мелкой и средней крупности, что может быть использовано при строительстве дорог. Крупные месторождения песка, глин и песчано-гравийных смесей открыты в пределах Холмогорского месторождения и г. Ноябрьска.

На территории Южно-Ягунского месторождения имеется густая сеть внутри- и межпромысловых дорог, линий электропередач и трубопроводов различного назначения. Электроснабжение выполнено по высоковольтной линии ВЛ-110. На месторождении построены трансформаторные подстанции ПС 110/35,ПС 36/6.

Ближайшие месторождения:

· Когалымское,

· Холмогорское,

· Дружное.

1.2 История освоения месторождения

Основанием для постановки поисково-разведочного бурения на рассматриваемой площади послужило наличие положительной структуры, промышленная нефтеносность Когалымского, Савуйского, Фёдоровского и других соседних поднятий.

Бурение на площади начато в конце 1971 года.. Первая поисковая скважина №51 была заложена в сводовой части Ягунской локальной структуры, выявленной в результате площадных сейсморазведочных работ. Целевым назначением скважины являлось изучение нефтегазаносности юрских и нижнемеловых отложений, уточнение геологического строения Ягунской структуры.

В Сургутском и смежных районах в процессе нефтепоисковых работ были выявлены крупные скопления нефти, связанные антиклинальными ловушками (Южно-Сургутское, Повховское, Фёдоровское, Дружное)

В конце декабря 1975 года был утверждён геологический проект глубокого бурения на Южно-Ягунской площади. Для решения поставленных задач проектом предусматривалось заложение 3-х глубоких поисковых скважин №83, №84, №85, расположенных профилем меридионального, секущим предполагаемую заливообразную зону распространения коллекторов пласта БС10.

Разведочное бурение на месторождении было начато в мае 1979 года. Бурение было сосредоточено в центральной части и Южной Ягунской структуры. Скважины располагались по двум профилям:

mirznanii.com

Южно-Ягунское нефтяное месторождение

С О Д Е Р Ж А Н И Е

ВВЕДЕНИЕ

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1 Характеристика района

1.2 История освоения месторождения

2 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Краткая геолого-физическая характеристика месторождения

2.1.1 Стратиграфи

2.1.2 Тектоническое Нефтеносность месторождений. Гидрогеология

2.2 Коллекторские свойства продуктивных пластов

2.3 Свойства пластовых жидкостей и газов

3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 Основные проектные решения по разработке Южно - Ягунского месторождения

3.2 Текущее состояние разработки

3.3 Анализ системы заводнения

3.4 Анализ результатов гидродинамических исследований скважин и пластов, характеристика их продуктивности и режимов

  1. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

    1. Требования к конструкции скважин, технологиям и проиводству

буровых работ

4.2 Подземное и устьевое оборудование при различных способах добычи

4.2.1 Фонтанная эксплуатация скважин

4.2.2 Эксплуатация скважин штанговыми глубинными насосными установками

4.2.3 Общие сведения об эксплуатации скважин УЭЦН

4.2.4 Технические характеристики насосов

4.3 Преимущество скважин оборудованных УЭЦН

5 СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

    1. Характеристика фонда скважин, оборудованных УЭЦН

    2. Анализ эффективности работы и причины отказов УЭЦН

    3. Анализ ремонтов УЭЦН не отработавших гарантийный срок

5.4 Анализ применения УЭЦН Российского производства

5.5 Анализ применения УЭЦН импортного производства

5.6 Способы борьбы с осложнениями при эксплуатации УЭЦН

5.7 Подбор оборудования и установление оптимального режима эксплуатации скважин оборудованных УЭЦН

6. ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

6.1 Оптимизация режима работы скважин.

6.2 Расчет потока денежной наличности от применения НТП.

6.3 Анализ чувствительности проекта к риску.

7. ОЦЕНКА БЕЗОПАСНОСТИ И ЭКОЛОГИЧНОСТИ ПРОЕКТА

7.1 Обеспечение безопасности работающих

7.1.1 Основные вредные и опасные факторы в процессе производства

7.1.2 Расчет заземления скважин, оборудованных ЭЦН

7.1.3 Основные мероприятия по обеспечению безопасных условий труда.

7.1.4 Средства индивидуальной защиты

7.2 Оценка экологичности проекта

7.2.1 Анализ и оценка опасности для природной среды при обслуживании скважин, оборудованных ЭЦН

7.2.2 Расчет выбросов вредных веществ (углеводородов) от скважин

7.2.3 Расчет выбросов вредных веществ от свечи рассеивания

7.2.4 Основные мероприятия по охране природной среды

7.2.5 Охрана недр при эксплуатации скважин, оборудованных ЭЦН

7.3 Оценка и прогнозирование чрезвычайных ситуаций

7.3.1 Описание возможных аварийных ситуаций

7.3.2 Характеристика мероприятий по защите персонала промышленного объекта в случае возникновения ЧС

ВЫВОДЫ

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ

Западно-Сибирская провинция – наиболее крупная из всех нефтегазоносных провинций, выделенных на территории России. Расположенная на обширной равнине между горными сооружениями Урала на западе и Сибирской платформой на востоке, ограниченная на юге Алтае-Саянской горной системой, она охватывает земли Тюменской, Томской, Новосибирской и Омской областей.

Западно-Сибирская провинция занимает ведущее место в России как по величине выявленных в ее пределах запасов углеводородов, так и по уровню нефти и газа. Будучи самой молодой из провинций, имеющих развитую нефтедобывающую промышленность, она за короткий промежуток времени вышла на первое место по основным показателям. Объем начальных разведанных запасов нефти Западной Сибири составляет более 60% общероссийского, текущих – более 70%. Ежегодная добыча нефти в регионе составляет порядка 70% суммарной по России.

Отличительной особенностью сырьевой базы Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции является наличие большого числа крупнейших месторождений. К настоящему времени здесь выявлены и разрабатываются такие месторождения-гиганты как Самотлорское, Мамонтовское, Федоровское, Приобское. Быстрый ввод крупнейших месторождений в промышленную разработку явился определяющим фактором, позволившим в рекордно короткие сроки создать на территории Западной Сибири мощный нефтедобывающий комплекс.

Опыт показал, что для увеличения эффективности и надежности работы УЭЦН, извлечения дополнительной нефти при нарастающей обводненности, одной из важных задач является обеспечение работ насосных установок в оптимальном режиме, обеспечивающем минимальные энергетические затраты, возможно больший межремонтный период работы оборудования, а также повышения коэффициента эксплуатации.

Цель работы - провести анализ работы и оптимизацию скважин, оборудованных УЭЦН на Южно-Ягунском месторождении НГДУ «Когалымнефть» ЦДНГ-1, которое по объему начальных запасов относится к разряду крупных.

1. Общая часть

1.1 Характеристика района работ

Южно-Ягунское нефтяное месторождение находится в северо-восточной части Сургутского нефтегазоносного района и расположено в северо- восточной части города Сургута, в 75 км от него и в 60 км на юго-запад от города Ноябрьска. В непосредственной близости от месторождения проходят железная дорога Сургут - Уренгой и трасса газопровода Уренгой - Челябинск.

В орогидрофическом отношении рассматриваемый район представляет собой пологую озерно-аллювиальную равнину южного склона Сибирских увалов, абсолютные отметки которой колеблются от 110...120 км на севере, до 70...75 км на юге. Гидрографическая сеть представлена реками субмеридиального направления:

  • Ингу-Ягун,

  • Кирил-Выс-Мун,

  • Глунг-Ягун и другие.

Для них характерны меандры, большое количество стариц и мелких притоков, песчаных перекатов и завалов леса. Первая и вторая надпойменные террасы достигают высоты соответственно 8 и 15 м. Ширина рек колеблется от 5-10 до 30 м, на 2 - 3 м.

Реки покрываются льдом в третьей декаде октября, глубина промерзания рек 0,35 м до 1,0 м. В конце декабря лед становится прочным и возможно безопасное передвижение гусеничного транспорта. Ледоход на реках начинается в середине мая.

Широко распространены болота и озера, которые являются составной частью грядковоозеркового комплекса микроландшафтов.В летнее время болота не проходимы для колесного транспорта, зимой часто встречаются непромерзшие участки (болотные речки "живуны"), что представляет собой значительные трудности для передвижения техники, при транспортировке оборудования, при строительстве буровых.

Заселенность площади составляет около 15% и находится в зоне средней тайги с преобладанием хвойных пород. Основные массивы лесов (кедр, лиственница, сосна) сосредоточены на приподнятых участках и на речных террасах. На водораздельных участках господствуют болота с отдельными островками карликового леса (сосна, береза).

Климат района резко континентальный с холодной, суровой зимой и коротким, но теплым летом. Среднегодовая температура зимой -23,20С, летом +16,10С. Устойчивый снежный покров образуется в третьей декаде октября и держится 200-220 дней. Толщина снежного покрова на отдельных участках не превышает 1,0 м, в заселенных местах до 1,2-1,6 м. Глубинапромерзания составляет 1,3-1,7 м.

Рисунок.1.1. Схема размещения нефтяных (1), нефтегазовых (2) и нефтегазоконденсатных (3) месторождений Сургутского нефтегазоносного района

Лето короткое, относительно теплое (среднемесячная температура +16,1С). Максимальная температура самого жаркого месяца – июля достигает +35 С. Количество атмосферных осадков в год составляет 482 мм, причем 75% приходится на теплое время года.

Преобладающее направление ветров в теплый период – северное и северо-восточное, а в холодный – южное и юго-западное.

Район относится к слабонаселенным, но с развитием нефтебобывающих и строительных работ за последние годы численность населения постоянно увеличивается за счет приезжающих из других областей и республик. Коренное население – ханты и манси.

www.coolreferat.com

Тенгиз (нефтяное месторождение) - это... Что такое Тенгиз (нефтяное месторождение)?

Тенгиз (нефтяное месторождение)

Координаты: 46°09′10″ с. ш. 53°23′00″ в. д. / 46.152778° с. ш. 53.383333° в. д. (G)46.152778, 53.383333 Тенгиз (каз. Теңіз, анг. Tengiz) — гигантское нефтяное месторождение в Атырауской области Казахстана, в 160 км к юго-востоку от г. Атырау. Относится к Прикаспийской нефтегазоносной провинции. Открыто в 1979 году.

Залежи углеводородов расположены на глубине 3,8—5,4 км. Залеж массивная, рифогенного строения. Нефтеносность связана с отложениями средне-нижнекаменноугольного и девонского возрастов.

Коэффициент нефтенасыщенности 0,82. Начальный газовый фактор 487 мэ/мэ, начальный дебит нефти 500 м3/сут при 10 мм штуцере. Начальное пластовое давление 84,24 МПа, температура 105°С. Плотность нефти 789 кг/м3. Нефть сернистая 0,7%, парафинистая 3,69%, малосмолистая 1,14%, содержит 0,13% асфальтенов.

В 1993 г. Правительство Казахстана учредило ТОО СП «Тенгизшевройл» совместно компанией «Chevron» для разработки нефтяного месторождение Тенгиз. Сегодня партнерами являются уже четыре компании: АО НК «Казмунайгаз» (20%), «Chevron Overseas» (50%), «Exxon Mobil»(25%) и «LukArko»(5%).

Запасы оценивается в 20 млрд. баррелей или 3,1 млрд. тонн нефти [1].

Добыча нефти на Тенгизе в 2009 году составила 22,5 млн. тонн.

Центр добычи — п-к Кульсары.

Транспортировка нефти

С пуском в 2001 году Каспийского трубопроводного консорциума вся нефть Тенгиза пошла в Новороссийск, с этого момента появилась первая казахстанская марка нефти Tengiz. С ноября 2008 года Казахстан впервые начало экспорт казахстанской нефти через нефтепровод Баку-Тбилиси-Джейхан, а также возобновило отправку небольших объемов нефти по железной дороге Баку-Батуми после августа 2008 года.

Интересные факты

  • Лето 1985 года на скважине NN 37 с глубины 4209 метров рванул ввысь нефтегазовый фонтан. Горящий столб поднимался на высоту 200 метров. К факелу невозможно было приблизиться - высокая температура плавила все. Работы по глушению гигантского фонтана продолжалась больше года и завершилась только в июле 1986 года. Сложившаяся ситуация не имела аналогов в мировой практике.

Литература

  • Справочник: Месторождении нефти и газа, Алматы — 2007.

Ссылки

dvc.academic.ru

Туймазинское НМ (нефтяное месторождение) - B2B GLOBAL

Дополнительная информация

Туймазинское нефтяное месторождение — в Российской Федерации, Башкортостан, близ города Туймазы. Относится к Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Открыто в 1937 году.

Нефтесодержащие песчаники девона и карбона на глубине 1-1,7 км. Средняя плотность нефти 0,89 г/см³, содержание серы 2,7-3,0 %.

В 1944 году введена в эксплуатацию новая нефтяная скважина № 100, глубиной 1700 м и дебитом свыше 250 тонн. Она обеспечила дебит, превышающий дебит нефти всех существующих 57 скважин. Первые шесть девонских скважин давали ежесуточно 1100 тонн нефти. С открытием девона Туймазинское месторождение вошло в пятерку уникальных, самых крупных по запасам нефти месторождений мира. При дальнейшем оконтуривании месторождения размеры его составили 40 на 20 километров.

В декабре 1948 года на месторождении впервые в истории страны было осуществлено законтурное заводнение пластов. На Туймазинском месторождении вообще впервые в мировой практике осуществлялась разработка с поддержанием пластового давления сочетанием законтурного, приконтурного, внутриконтурного и очагового заводнения пластов. Благодаря этому основная масса извлекаемых запасов была добыта за 20 лет. Из девонских пластов отобрано нефти в два раза больше, чем удалось бы извлечь обычными способами без закачки воды.

В 1956 году впервые в стране на Туймазинском месторождении было освоено глубокое обессоливание нефти в промысловых условиях. Тогда же была подготовлена первая нефть экспортной кондиции.

В апреле 1983 года был добыта 300-миллионная тонна нефти на Туймазинском месторождении. А в 1989 году на предприятии была создана служба охраны окружающей среды.

С начала 90-х годов в связи со снижением объемов добываемой жидкости начата комплексная реконструкция системы сбора, системы ППД и системы подготовки нефти, которая продолжается по сей день. В 2001 году впервые в АНК «Башнефть» на территории была введена в эксплуатацию опытно-промышленная установка по переработке нефтешлама. За год работы переработано 5582 тонны нефтешлама, получено 1872 тонны нефтяного сырья.

По состоянию на 2004 год в НГДУ «Туймазанефть» работают четыре цеха добычи нефти и газа, эксплуатационный фонд нефтяных скважин составляет 1494 единицы, плановая добыча нефти составляет 900 тысяч тонн в год.

bbgl.ru

Ярактинское нефтегазоконденсатное месторождение - это... Что такое Ярактинское нефтегазоконденсатное месторождение?

Ярактинское — нефтегазоконденсатное месторождение в России. Открыто в 1971 году. Расположено в 140 км от города Усть-Кута, в северной части Усть-Кутского района и южной части Катангского района Иркутской области.

Географичекие и геологические данные

Месторождение находится в верхнем течении Нижней Тунгуски, в бассейнах её левых притоков Яракты (отсюда название) и Гульмока.

Нефтегазоносность связана с отложениями вендского и кембрийского возрастов - песчаниками ярактинского горизонта общей толщиной до 40 м. Запасы нефти 11 млн тонн. Плотность нефти составляет 0,850 г/см³ или 34° API. Плотность конденсата составляет 0,67 - 0,71 г/см³

Нефтегазоконденсатное месторождение относится к Прибайкальской нефтегазоносной провинции. В тектоническом отношении расположено в пределах юго-западного погружения Непского свода Непско-Ботуобинской антеклизы.

Лицензирование и разработка

Первая поисковая скважина на Ярактинской площади была заложена в 1969 году. В конце 1970 года был получен первый результат - фонтан нефти дебитом 100 м3/сутки, послуживший отрытием Ярактинского месторождения. Эксплуатация Ярактинского нефтегазоконденсатного месторождения началась в 1992 году.

Оператор — Иркутская нефтяная компания (ИНК), для которой Ярактинское месторождение является основным — здесь добывается примерно 80 % углеводородного сырья компании[1].

Держатель лицензии на разработку Ярактинского месторождения — ОАО «Усть-Кутнефтегаз» (дочернее предприятие ИНК[2]). Лицензия ИРК № 01162 НЭ, выдана 23 декабря 1996 года, действительна до декабря 2033 года.[3]

По результатам 2009 года на месторождении извлечено 319,4 тыс. тонн сырья (▲ 29,7 % по сравнению с 2008 годом). В 2010 году планировалось добыть около 0,5 млн тонн сырья[4].

При поставках в ВСТО добываемая на месторождении нефть облагается нулевой экспортной пошлиной[5].

Транспортировка

Трубопровод Яракта — Марково — Усть-Кут

Транспортировка нефти до окончательной сдачи трубопровода Яракта — ВСТО осуществляется по трубопроводу, связывающему Ярактинское, Марковское месторождения и железнодорожный терминал в Усть-Куте.

Участок от Яракты до Маркова построен в 2003 году, его длина составляет 94 км. До 2007 года добытое на обоих месторождениях сырьё концентрировалось на перекачивающей станции Марковского месторождения, а затем вывозилось автотранспортом в Усть-Кут.

В 2007 году было завершено строительство нефтепровода от Марковского месторождения до железнодорожной станции Лена длиной 130 км и мощностью 750 тыс. тонн в год, что позволило исключить автомобильные перевозки из транспортной цепочки[6].

В 2011 году этот трубопровод будет законсервирован[7].

Трубопровод Яракта — ВСТО

С 2011 года для транспортировка добываемой нефти будет осуществляться по трубопроводу, соединяющему месторождение с ВСТО в районе нефтеперекачивающей станции (НПС) № 7.

Длина линейной части трубопровода составляет 61 км, строительство завершено в октябре 2010 года. В конечной точке нефтепровода расположен пункт сдачи-приёмки сырья (ПСП), первая очередь которого была завершена в январе 2011 года. Мощность ПСП составляет 1,5 млн тонн в год, по мере роста добычи её планируется увеличить до 3,4 млн тонн в 2013 году.

По состоянию на апрель 2011 года производится государственная регистрация прав собственности на трубопровод[8].

В дальнейшем компания планирует продлить нефтепровод, построив участок, соединяющий Ярактинское месторождение с Даниловским[7].

Примечания

Ссылки

Координаты: 57°59′32″ с. ш. 106°47′16″ в. д. / 57.992222° с. ш. 106.787778° в. д. (G) (O)57.992222, 106.787778

dic.academic.ru