Месторождение Усинское. Усинское месторождение нефти на карте


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

История:

Месторождение обнаружено в 1963 году трестом «Печорнефтегазразведка» Ухтинского территориально-геологического управления. Проектированием производственного комплекса занимался персонал НПО «Союзтермнефть, ПО «Коминефть», «ВНИИнефть», «ПечорНИПИнефти», МИНГа им. Губкина.

В 1966 году это дало толчок основанию и развитию населенного пункта Усинск, расположенного в 757 км к северо-востоку от Сыктывкара. Через 10 лет после открытия нефтяники приступили к освоению богатств: 26 октября 1973 года образовано нефтегазодобывающее управление «Усинскнефть».

В 1967 году из скважины № 7, пробуренной мастером В. А. Рай, ударил первый в Приполярье фонтан легкой нефти с суточным дебитом 600 кубометров. Именно сей факт дал старт разработке Усинского месторождения. Последующие изыскания подтвердили: происшедшее не является случайностью, на что обратило внимание руководство страны. Кто знает, если бы не это событие, признали бы в Москве грандиозный даже по социалистическим меркам проект перспективным? 

В конце концов подготовка месторождения к пуску превратилась во всесоюзную ударную комсомольскую стройку. Зимой с 1972 на 1973 год заложили трубопровод 377 миллиметров Усинск-Ухта протяженностью 409 километров. Вопреки проблемам в ходе преодоления реки Печора, он был готов в предельно короткий срок – к августу 1973-го, а через 2 года его протянули до Ярославля и Москвы. Это было обусловлено тем, что к завершающему году 9-й пятилетки планировалось довести добычу в Коми АССР до 13–15 млн тонн. В 1978-м открыт ряд высокодебитных залежей с притоком до 700 тонн в сутки, а через год произошло знаменательное и долгожданное событие: вступил в строй газоперерабатывающий завод.

На 80-е годы приходится бурный рост поисков и разведки углеводородного сырья, а также темпов эксплуатации. Достаточно сказать, что в 1978 году ПО «Коминефть» получило 100 млн тонн сырого жидкого топлива, а в 1984 году из глубин Тимано-Печоры было поднята уже 200-миллионная тонна! 

А 1983-й стал памятным для сотрудников ПО «Коминефть», которые поставили абсолютный рекорд добычи: за год им удалось отгрузить потребителю 19,3 млн тонн нефти, что явилось пиком производственной деятельности на предприятии за все время его существования. Годовая проходка глубоких поисковых и разведочных скважин в 1988 году достигла 78 тыс. м. До 1992 года открыто 20 нефтяных месторождений в пределах Хорейверской впадины и 5 новых месторождений на Колвинском мегавале. 

Тем не менее к 90-м скважины практически перестали функционировать из-за уменьшения пластового давления до критических параметров. Ситуацию спасла компания TBKOM AG, организовавшая СП Nobel Oil с отечественным партнером «Коминефть». В итоге метод парового вытеснения нефти вчетверо прирастил ее извлечение из недр. 

Летом 1994-го продуктопровод Харьяга – Усинск на участке между Возеем и головными сооружениями потерпел аварию, случилась масштабная экологическая катастрофа. 

Ветхую трубу прорвало, 117 тыс. тонн нефти попало наружу (по другим оценкам – до 150 тыс.). В результате левые притоки реки Колва Безымянный, Пальник-шор, Большой и Малый Кенью, озера и искусственные водоемы были существенно загрязнены. 

Компания целый месяц утаивала факт трагедии, стараясь управиться самостоятельно, и лишь усугубила ситуацию. 

В начале осени сложилась угрожающая обстановка. С последствиями чрезвычайного происшествия боролись много месяцев (насыпали земляные валы, гидрозатворы, боновые заграждения), однако в дальнейшем качество спасательных мероприятий признали неудовлетворительным. 

В 1993–1995 годах из-за уменьшения финансирования геологоразведочных операций за счет госбюджетных средств бурение скважин оказалось законсервированным. Причем объем глубокого бурения понизился до 3,7 тыс. м в год. 

Победив в тендере и приобретя лицензию, в июне 2000-го ООО «Енисей» активизирует буровые операции; в частности, начинается бурение III разведочной скважины, затем бурится добычная скважина. С приходом «Енисея» имеющиеся скважины с суточной добычей всего 300 тонн в декабре 1999 года снимаются с консервации и восстанавливаются. В 1999 году глава ЛУКОЙЛа Вагит Алекперов сделал заявление о намерении выкупить активы ОАО «Коми ТЭК», контролировавшей месторождение с 1994 года. Так в 2002-м новым хозяином месторождения стал ЛУКОЙЛ, взявший обязательства прежнего собственника, в том числе связанные с минимизацией масштабов аварии. Уже через пару лет с Усинского сняли статус зоны экологического бедствия (комплекс же мероприятий был завершен в 2010 году). А к 2005-му произошел скачок добычи. В связи с этим потребовалось увеличить производительность нефтепровода Уса – Ухта до 23 млн тонн. Скоростными темпами соорудили 2 нефтеперекачивающие станции – «Таежную» и «Печору» с пунктом разогрева нефти на НПС «Чикшино», а центральная НПС «Уса» была подвергнута генеральной реконструкции. Сейчас месторождение является крупнейшим в Коми; на нем добывается больше трети суммарных республиканских углеводородов. В принятых границах, по прогнозам экономических наблюдателей, запасов месторождения хватит до 2030 года. 

Прирост запасов углеводородного сырья возможен за счет нелокализованных ресурсов. В ближайшие годы внимание будет сосредоточено на Харьяга-Усинском и Колвависовском регионах. Последующие геологоразведочные операции будут проводиться преимущественно силами нефтеразработчиков. 

В настоящее время разработкой с ежегодной добычей более 2 млн тонн занимается нефтяная компания ЛУКОЙЛ, а также Роснефть, «Тиман-Печора Эксплорейшн», «НефтУс». Транспортировку сырья осуществляют «Северные магистральные нефтепроводы» (ДП «Транснефти»). 

Если учесть, что почти каждый второй житель Усинского района так или иначе связан с нефтегазовой промышленностью, а численность его населения составляет более 40 тыс. человек, то количество обслуживающего месторождение персонала почти 20 тыс. работников, включая командированных и вахтовиков.

Показатели:

Промышленные запасы 350 млн тонн и содержание серы 0,45–2,1%. Балансовые запасы по прогнозам экспертов достигают 963 млн тонн. На глубине 1100–3500 м имеет 4 пластовые купольные залежи, из которых 2 наиболее массивные находятся в разработке. Эксплуатация серпуховской и верхнепермской залежей в настоящее время признана экономически нецелесообразной. Средняя высота залежей – около 400 м с температурой от 19 до 75°C. 

С определенными проблемами обслуживаются пласты мощностью более 50 м. 

Нефть преимущественно тяжелая и аномально вязкая с удельным весом от 720 до 968 кг/м3, содержанием парафина 4,65–6,24% и температурой плавления 50°С, смол – 8,03–10,94%, асфальтенов – 2,5%. 

Попутные газы в большинстве своем жирные, с высоким содержанием метана (до 50%) и слабыми примесями углекислого газа и азота. Разработка ведётся с учетом поддержания сейсмобаланса нагнетанием воды в пласт либо закачкой пара. 

Однако независимо от метода разработки на Усинском невозможно охватить тепловым воздействием весь пласт.

oilgasinform.ru

Усинское месторождение - Справочник химика 21

из "Нефти месторождений Советского Союза Справочник Изд.2"

На месторождении выявлены четыре залежи нефти. Самая верхняя залежь приурочена к толще порово-кавернозных и трещинных карбонатных пород, соответствующей по возрасту кунгурскому ярусу нижней перми, верхнему и среднему карбону. Она находится на глубине 1100—1400 м. Залежь массивная, сводовая и имеет наклонный водонефтяной контакт с отметками от 1288 м на юге до 1342 м на севере. [c.44] Небольшая залежь нефти выявлена в пористых и кавернозных доломитах серпуховского надгоризонта визейского яруса нижнего карбона. Залежь висячая, пластовая на глубине 1640—1690 м, ВНК — 1530 м. Следующая залежь обнаружена в карбонатной толще фаменского яруса на глубине 1970—2200 м. Обнаружена залежь нефти в песчаниках живетского яруса среднего девона на глубине 2290—3400 м. Эти песчаники условно разделены на основную толщу и верхнюю пачку. В основной толще выделены три песчаные пачки, которые неоднородны по литологическому составу. В свою очередь каждая пачка состоит из нескольких песчаных слоев, разделенных глинистыми и алевритистыми пропластками. Средняя пористость продуктивных песчаников 12,8%, проницаемость 114-10 м . Водонефтяной контакт наклонен с севера на юг от —3168 до —3384 м. Несколькими скважинами вскрыта еще одна залежь — в отложениях нижнего девона на глубине 3170—3640 м. [c.44] Нефти перечисленных горизонтов значительно отличаются друг от друга по свойствам в пластовых условиях. Нефть пермо-карбоновой залежи тяжелая и очень вязкая, газонасыщенность ее ниже, чем средней нефти. Нефти живетского яруса и нижнего девона близки по свойствам они легкие, имеют пониженную вязкость и среднее газосодержание. Наименьшую газонасыщенность имеет нефть фаменского яруса, а наибольшую— нефть серпуховского надгоризонта. [c.44] Зависимость свойств пластовой нефти от давления показана на рис. 19. [c.44] Зависимость вязкости пластовой нефти пермо-карбонового горизонта от температуры показана на рис. 20. [c.44] Растворенные в нефтях Усинского месторождения гдзы (за исключением пермо-карбонового горизонта) жирные с высоким содержанием гомологов метана (46—48%) и незначительным содержанием углекислого газа и азота. [c.44] Сепарированная нефть является легкой, маловязкой, малосмолистой, малосернистой, парафиновой, имеет низкую температуру начала кипения и высокий выход светлых фракций, выкипающих до 300° С. [c.45] При этом следует отметить, что если нефть пермо-карбонового горизонта находится на верхней границе П класса, то нефти остальных горизонтов находятся вблизи нижней границы П класса. [c.45]

Вернуться к основной статье

chem21.info

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

История:

Возейское нефтяное месторождение было открыто в 1971-ом году, а его разработка началась через шесть лет – в 1977-ом году. Содержание серы в добываемой нефти составляет 0,66 процентов, парафина – 5,5 процентов, а её плотность 37,8 градусов Цельсия API. 

Оператором Возейского месторождения является нефтяная компания Лукойл. 

В 2010-ом году объем добытой здесь нефти составил 1,157 миллионов тонн. Глубина, на которой залегают залежи, составляет от 1436 до 3712 метров. Высота же залежей находится в диапазоне от 11 и до 458 метров. В отложениях перми, карбона и девона найдены двадцать пять нефтяных залежей и одна газоконденсатная залежь. Все залежи контролируются 4-мя поднятиями – Западно-Возейским, Костюковским, Центральным и Южно-Воозейским. В отложениях нижнего и верхнего девона, нижней перми, карбоне выявлены карбонатные порды, в отложениях верхней перми и среднего девона коллектора – песчаники. Пористость песчаников составляет от 11 до 28 процентов, а их проницаемость от 22 до 765 мД. Административным и промышленным центром разработки Возейского нефтяного месторождения стал город Усинск. Месторождение приурочено к Колвинскому мегавалу. На данном Возейском месторождении в качестве способа эксплуатации применяется законтурное заводнение. Законтурное заводнение представляет из себя такой способ разработки месторождений нефти, когда восстановление или поддержание баланса пластовой энергии осуществляется путем закачки воды в нагнетательные скважины, размещенные за внешним контуром нефтеносности, то есть по периметру залежи. 

На Возейском месторождении ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" впервые в Коми применена технология бурения вторых стволов скважин, помогающая повысить эффективность их работы. Об этом "Комиинформу" сообщили в пресс-службе компании. 

За последние полгода в бурении вторых стволов на трех простаивавших скважинах Возейского нефтяного месторождения пройдено 1,5 тысячи метров. По окончании этих работ скважины снова запущены в эксплуатацию, и на них получен приток нефти обводненностью 50-60 процентов, что на 30-40 процентных пункта ниже среднего показателя обводненности по этому месторождению. 

Возейское нефтяное месторождение находится в поздней стадии разработки, для которой характерно снижение эффективности добычи. По словам начальника отдела прогнозирования уровней добычи нефти и газа ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" Павла Ладина, цель этих работ - повышение нефтеотдачи и увеличение текущего уровня добычи нефти на месторождении. Технология бурения вторых стволов, по его словам, позволяет реанимировать эксплуатируемые с начала 80-х годов низкодебитные или неработающие скважины, поскольку помогает снизить обводненность нефти, получаемой из старых скважин. При этом строительство второго ствола обходится приблизительно вдвое дешевле, чем бурение новой скважины.  

Возейское нефтяное месторождение относится к комплексному цеху по добыче нефти и газа КЦДНГ-4 территориально-производственного предприятия ТПП "ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз" - структурного подразделения компании ООО «ЛУКОЙЛ-Коми». ООО 

"ЛУКОЙЛ-Коми" - крупнейшее нефтедобывающее предприятие в Республике Коми и Ненецком Автономном Округе (НАО), в состав которого входят 16 цехов добычи нефти и газа. Поиск, разведка и добыча нефти и газа ведётся в 7-ми административных районах Республики Коми (Усинский, Печорский, Вуктыльский, Ухтинский, Сосногорский, Ижемский, Усть-Цилемский) и Ненецком автономном округе.

oilgasinform.ru