Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Варынгское месторождение нефти


Применение методов разглинизации для условий пластов Ю1 Варынгского месторождения

ВВЕДЕНИЕ

Большинство нефтяных месторождений  России разрабатываются с применением  заводнения, однако выбор воды для  воздействия на пласт не всегда связывался с минеральным составом породы-коллектора. Вызвано это было рядом обстоятельств, в том числе отсутствием как анализа влияния минерализации закачиваемых вод на эффективность вытеснения нефти, так  и методик, позволяющих  рассчитывать нефтеотдачу с учетом минерального состава породы-коллектора. К настоящему времени накопился результатов, позволяющих выявить особенности проектирования разработки нефтяных месторождений, коллектора которых содержат глинистые минералы в качестве цементирующего материала.

Глинистые минералы могут  составлять значительную (до 20-50 %) долю в терригенных коллекторах. Согласно общепринятой терминологии к глинистым породам относятся коллектора с содержанием глинистого материала более 5%, причем выделяются четыре степени уплотнения глинистых пород: а) слабое уплотнение, характеризующееся открытой пористостью более 13% и отсутствием трещин; б) умеренное уплотнение с открытой пористостью 8-13% и слабой трещиноватостью; в) сильное уплотнение с открытой пористостью 4-8% и заметной трещиноватостью; г) очень сильное уплотнение с открытой пористостью менее 4% и значительной трещиноватостью. С увеличением глубины залегания глинистых пород уменьшаются пористость, пластичность, набухаемость и размокаемость в воде, возрастают плотность и способность к растрескиванию.   

Для частичного или полного устранения гидравлической связи пласта со скважиной наиболее распространенными и технологии разработками является такие физико-химические методы обработки призабойной зоны пласта, как кислотные обработки, обработки растворами ПАВ. В последнее время все большее развитие получили методы реагентной разглинизации призабойной зоны скважин, основанные на ионобменных реакциях между ионным комплексом глин и ионами растворов композиции химреагентов. Все физико-химические методы имеют свои преимущества недостатки, свою область применения и эффективность, зависящую от многих факторов. Поэтому при выборе методов воздействия необходимо полнее учитывать геолого-промысловые особенности продуктивных пластов. Особенно остро эта проблема стоит в современных условиях, когда значительные  остаточные запасы нефти и газа сосредоточены  в зонах сложного геологического строения с ухудшенными коллекторскими  свойствами. Анализ промыслового материала показал, что для месторождений сложного геологического строения с трудно извлекаемыми запасами для достижения оптимальных коэффициентов нефтеотдачи необходимо разработать новые методы интенсификации добычи нефти. На территории Западно-Сибирского региона терригенные продуктивные коллектора характеризуются повышенным содержанием глинистых минералов, что значительно осложняет процесс разработки и эксплуатации таких месторождений. 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1  ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ И СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ   

 

1.1 Общие сведения о месторождении

Варынгское нефтегазоконденсатное  месторождение находится в Нижневартовском  районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Ближайшими населенными пунктами являются поселки: Ваховск (180км), Колик-Еган (120км), Ларьяк (150км). Ближайшими разрабатываемыми месторождениями являются Верхне-Коликеганское и Бахиловское (рис.1.1). 

В орогидрографическом  отношении район месторождения представляет собой сглаженную равнину, абсолютные отметки рельефа колеблются в пределах от +50 м до +120 м. Гидрографическая сеть представлена реками Колик-Еган, Сарм-Сабун, Лунг-Еган и более мелкими водотоками. Реки несудоходны. Широко развиты озера термокарстового происхождения, наиболее крупные из них Верен-Имтор. Большие площади занимают болотные массивы, мощность отложений торфа 5 м и более.

В геоморфологическом отношении  территория месторождения представляет собой холмисто-грядовую равнину, в той или иной степени переработанную процессами денудации. Участки вдоль рек характеризуются, в основном, среднетаежными ландшафтами с лиственно-лишайниковыми лесами.

Климат района резко  континентальный, зима продолжительная, морозная и снежная, часты метели и снегопады. Толщина снежного покрова достигает 1,5 м. Безморозный период продолжается около 90 дней в году, а период устойчивых морозных дней в среднем 180 в году. Температура воздуха зимой достигает -550С. Лето короткое, сравнительно теплое, дождливое. Летние месяцы имеют устойчивые положительные температуры, достигающие +300С. Среднегодовое количество атмосферных осадков составляет 500-550 мм.

 

 

 Варынгское месторождение расположено  в южной геокриологической зоне, для которой свойственно существование реликтовой мерзлоты. Кровля реликтовой мерзлоты залегает на глубинах от 70 м до 220 м, а подошва от 100 м до 280 м, мощность слоя мерзлоты 20-80 м.

Территория месторождения  находится в таежной зоне, населенной различными таежными видами животного мира.

К западу от Варынгского  месторождения проходит газопровод Уренгой-Челябинск-Новополоцк и нефтепровод  Холмогорское-Федоровское-Сургут-Омск.

 

1.2. Нефтегазоносность

 

В разрезе Варынгского  месторождения выделено 6 подсчетных объектов: Ю-1-1 и Ю-1-23 васюганской свиты, БВ13, БВ-11-1 и БВ-11-2 мегионской свиты, а также отложения ипатовской свиты, содержащих 7 залежей, из которых 2 - газоконденсатные, 2 - нефтегазоконденсатные и 3 - нефтяные. Основные типы залежей - пластовые, оводовые и литологически экранированные. На юго-западе Варынгское месторождение граничит с Верхне-Коликъеганским, этаж нефтеносности которого значительно больше.

Горизонт ЮВ1. В составе горизонта выделяются два продуктивных пласта - ЮВ-1-1 и ЮВ-1-23. Нижний пласт ЮВ-1-23 развит в песчаной фации повсеместно, характеризуется однородным строением и значительной толщиной коллекторов, достигающей 40 м, вскрыт на абсолютных отметках -2356 - 2481 м. В пласте выявлена залежь нефти, вскрытая 29-ю скважинами, положение ВНК принято на отметке -2392 м. Залежь подстилается пластовой водой, высота залежи 35м.

В пласте ЮВ-1-1 выделяется одна чисто нефтяная залежь, для  которой характерны небольшие эффективные  толщины. Залежь вскрыта 36-ю скважинами в пределах абсолютных отметок - 2347-2404м, ВНК установлен только в скважине 80 в интервале – 2404,4-2407 м, высота залежи 56 м. Следует отметить, что для продуктивных отложений пласта ЮВ-1-1 отмечено значительное несоответствие результатам ГИС и опробования. По многим скважинам для выделения по ГИС продуктивных коллекторов при опробовании не были получены притоки нефти.

Нефтегазоконденсатная залежь пласта БВ13 является основным объектом разработки на Варынгском месторождении. Пласт в песчаной фации на Варынгской площади развит практически повсеместно, за исключением района скважины 228. На западе и северо-западе площадь месторождения примыкает к площади Верхне-Коликъеганского месторождения и залежь пласта БВ13 в этой части площади экранируется зоной глинизации. В пределах залежи пласт вскрыт на отметках - 2140-2187,4 м, эффективные толщины изменяются в пределах 1,2-30,1 м, эффективные нефтенасыщенные составляют 0,4-28,5 м, газонасыщенные - 0,8-7,2 м. ВНК находится в интервале абсолютных отметок -2196-2207 м, средняя отметка ВНК - 2202 м, высота залежи составляет 52 м, а ее размеры 12х8 км. ГНК залежи принят на отметке -2162 м, при этом высота газовой шапки равна 12 м. В пласте БВ13 выделены четыре пачки (снизу вверх) - БВ13-4, БВ13-3, БВ13-2 и БВ13-1. Выделение пачек обусловлено тем обстоятельством, что проследить собственно каждый прослой коллектора в разрезах скважин практически невозможно. Более или менее коррелируются только интервалы разреза пласта БВ-13, для большинства скважин корреляция выделенных пачек вполне уверенная, хотя встречаются случаи с достаточно произвольной корреляцией пачек, но их не более 10% от всех использованных скважин.

Залежь пласта  БВ-11-2 по площади меньше залежи пласта БВ13. Залежь нефтяная с двумя газовыми шапками: одна в районе скв.228 и вторая в районе скв. 79 и 230. ГНК и ВНК в скважине 228 определяются на отметках соответственно – 2087,7 м и – 2091,3 м., высота залежи всего 5 м. Для второй залежи ГНК определяется на абсолютных отметках –2093,8-2096,6 м., ВНК изменяется в интервале отметок -2098-2102 м. Высота залежи составляет 29 м, залежь характеризуется незначительными нефте- и газонасыщенными толщинами.

Газоконденсатная  залежь пласта БВ-11-1 самая небольшая  как по размерам, так и по высоте. Положение ГВК изменяется а пределах – 2972,6-2076,2 м., высота залежи составляет 17 м. Несмотря на небольшие размеры в результате опробования скв.230 получен фонтан газа дебитом 476,6 тыс.м3/сут на шайбе 17 мм и дебит стабильного конденсата составил 4,9 м3/сут.

Залежь газа в ипатовской свите ориентирована  с севера на юг, ее протяженность составляет около 10 км. Залежь газа вскрыта на абсолютных отметках - 730-742 м, дебиты газа значительно ниже, чем нижележащей залежи газ в пласте БВ-11-1. По площади месторождения положение ГВК определяется на отметках 742,5-750 м, высота залежи всего 15м.

 

2.1 Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов

2.1.1 Пласт БВ13

На этапе  разведки месторождения из 7 разведочных  скважин были отобраны около 40   глубинных   проб   нефти,   исследованных   в   центральной   лаборатории Главтюменьгеологии (ЦЛ ГТГ). Дополнительно к этому в 1995-1997гг. были выполнены анализы проб нефти ТОО "Реагент". Пробы газа из газовой шапки пласта БВ13 отобраны совместно с нефтью из нефтенасыщенных интервалов пласта, только по скважине 1550 отмечен чисто газовый приток.

Результаты исследования глубинных проб демонстрируют широкий  диапазон изменения основных параметров нефти и газа (таблица 2.1.1).

Таблица 2.1.1

Диапазон изменения  свойств нефти при одноступенчатой  сепарации. Пласт БВ13

Параметр

Данные ЦЛ ГТГ

Данные ТОО Реагент

Давление насыщения  нефти, МПа 

18-22,3

8,6-22,1

Газосодержание  нефти, м3/м3

250-400

120-500

Объемный коэффициент, м3/м3

1,75-2,3

1,41-1,99

Плотность сепарированной нефти, кг/м3

813-832

798-832

Могут существовать две причины подобных вариаций для измеренных значений давления насыщения, газового фактора и др. параметров. Первая – первоначальная изменчивость свойств нефти по площади и высоте залежи. Фактором, контролирующим изменение свойств нефти, в этом случае является история формирования залежи и миграции нефти и газа. Вторая причина связана с отборами нефти в процессе разработки, изменением текущего пластового давления, а также с условиями отбора и транспортировки проб.

Рассматривая  физическую систему с начальным  равновесным состоянием нефть-газ, следует принимать во внимание то обстоятельство, что определенный слой нефти вблизи ГНК полностью насыщен газом. Давление насыщения нефти на границе нефть-газ с необходимостью равно начальному пластовому.

Анализ зависимости газосодержания глубинных проб и давления насыщения от глубины работающего интервала (середины интервала перфорации) показывает, что для проб, отобранных на раннем этапе разработки месторождения, когда пластовое давление значительно не изменилось за счет отборов нефти, существует корреляционная связь свойств нефти и глубины отбора проб. На глубинах ниже абсолютной отметки - 2170м видна четкая тенденция к уменьшению давления насыщения и газосодержания нефти в отбираемых пробах с увеличением глубины, что физически соответствует более тяжелой и вязкой нефти вблизи ВНК. Для проб, отобранных вблизи ГНК, давление насыщения равно начальному пластовому. Отбор проб выше уровня примерно - 2165м приводил к нарушению условий отбора - разгазированию пластовой нефти – и последующему уменьшению давления насыщения взятых образцов. Такие пробы не отражают реальное распределение свойств нефти по вертикали и по площади.

Для проб, отобранных после 1994 года, т.е. в период активной разработки, происходит разгазирование пластовой  нефти. Судить о распределении свойств нефти с учетом анализов таких проб не представляется возможным. Однако результаты анализа этих проб можно использовать при построении корреляций.

В дальнейшем при  построении модели пластовой нефти  используется зависимость основных свойств нефти и выделившегося газа от газосодержания глубинных проб. При этом истинное газосодержание пластовой нефти вблизи ГНК определено на основании предположения равновесия жидкой и газообразной фаз до начала разработки. Можно утверждать, что существует вполне уверенная взаимная корреляция давления насыщения, объемного коэффициента и газового фактора, позволяющая легко определить значение двух любых параметров нефти в случае, если имеется закономерность изменения третьего параметра (например, от глубины).

Построение  физически содержательной модели пластовой  нефти и газа проводилось  с  использованием  уравнений  состояния  типа  Пенга-Робинсона (трехпараметрического) для многокомпонентной смеси, состав которой приведен в таблице 2.1.2. Для компонентов С6 и выше выбирались средние по всем изомерам значения критических параметров, входящих в уравнение состояния. Различия между алканами, нафтенами и аренами не проводилось. Молярная масса остатка С9+ принята 225.

stud24.ru

мониторинг

[Главная] [Территория] [Геоморфология и геология] [Гидрология] [Почвы] [Растительность] [Животный мир] [Экологическое образование] [Публикации] [Календарь природы] [Археология] [Химические исследования][Новости] [Туризм]

 

В июле 2003 г проведен отбор проб лишайников для анализа на содержание тяжелых металлов (рис. 7.2). Пробы отбирались как на территории парка, так и на близлежащем Варынгском месторождении, чтобы оценить степень влияния нефтепромысловых объектов на состояние окружающей среды.Химический анализ отобранных проб выполнен в ИПА СО РАН (г. Новосибирск). Протоколы анализов хранятся в архиве парка.

Образцы лишайников были отобраны в различных их местообитаниях в ходе маршрутного обследования изученных территорий (табл. 7.3). Результаты химического анализа проб лишайников показали, что видовое их различие существенно сказывается их зольности, содержании нерастворимой золы и макро- и микроэлементов (табл. 7.4).   Наименьшую зольность и концентрацию всех элементов имеет Cladonia stellaris. В то же время доля нерастворимой золы (НРЗ) у этого лишайника наибольшая. Это говорит о том, что основной источник химических элементов в нем - тонкодисперсные минеральные частицы атмосферных аэрозолей, имеющих как техногенное, так и педогенное происхождение. Наибольшая зольность и концентрация всех химических элементов, в том числе ТМ, характерна для Hypogymnia physoedes. В то же в нем доля НРЗ ниже, чем у Cladonia stellaris, что, вероятно, является следствием участия в формировании химического состава эпифитного лишайника  не только элементов связанных с минеральными частицами аэрозолей, но и поглощенных деревьями, на которых они обитают.

 

 

Таблица 7.3.

Ведомость эколого-биогеохимического обследования территорий ЗПП «Сибирские Увалы» и Варынгского месторождения нефти

№ пробы

Местоположение

Координаты

Местообитание

Вид лишайника

Субстрат

ЗПП «Сибирские Увалы»

1

База «Глубокий Сабун», площадка Нагимова

62о26’43’’

81o40’25,4’’

Сосняк-беломошник

Cladonia stellaris

почва

2

Урочище «Белая гора»

 

Березняк-беломошник

Cladonia stellaris

почва

3

 

Березняк кустрничково-зеленомошный

Hypogimnia physodes

Стволы березы

4

Лагерь 2

62о48’41,9’’

81o12’41,2’’

Лиственничник кустрничково-зеленомошный

Hypogimnia physodes

Стволы березы

5

62о48’53,8’’

81o12’51’’

Склон долины ручья

Cladonia stellaris

почва

6

Между лагерем 2 и 3

62о44’35,2’’

81o20’06’’

Березняк-беломошник

Cladonia stellaris

почва

7

Hypogimnia physodes

Стволы березы

8

Сосняк-беломошник на берегу р. Эль-Еган

62о41’35,4’’

81o25’08,4’’

Сосняк-беломошник

Cladonia stellaris

почва

9

Hypogimnia physodes

Стволы березы

10

База «Брусовая»

62о22’36,5’’

81o20’30,2’’

Сосняк-беломошник

Cladonia stellaris

почва

11

Hypogimnia physodes

Стволы сосны

 

 

Продолжение таблицы 7.3

Варынгское месторождение нефти

21

Берег старицы в районе ПНС

2500 м юго-западней факела

62о27’04,4’’

81o19’0,9’’

Сосняк-беломошник

Hypogimnia physodes

Стволы березы

22

Cladonia stellaris

почва

23

1000 м на северо-восток от факела

62о28’20,7’’

81o22’6,2’’

Сосняк-беломошник

Hypogimnia physodes

Стволы сосен

24

Cladonia stellaris

почва

25

Район скважины Р-95

3125 м севернее факела

62о29’34,6’’

81o20’48,3’’

Сосняк-беломошник

Hypogimnia physodes

Стволы сосен

26

Cladonia stellaris

почва

27

Район скважины Р-83

1400 м юго-западнее факела

62о27’34,1’’

81o19’50,7’’

Сосняк-беломошник

Cladonia stellaris

почва

28

500 м севернее факела

62о28’08,6’’

81o21’31,0’’

Сосняк-беломошник

Cladonia stellaris

почва

29

500 м восточнее факела

62о27’51,6’’

81o22’03,5’’

Сосняк-беломошник

Cladonia stellaris

почва

30

1000 м восточнее факела

62о27’44,5’’

81o21’32,2’’

Сосняк-беломошник

Cladonia stellaris

почва

31

500 м южнее факела

62о27’34,0’’

81o21’25,5’’

Старая гарь по беломошнику, лишайник местами

Cladonia stellaris

почва

32

1100 м севернее факела

62о28’28,8’’

81o21’36,8’’

Сосняк-беломошник

Cladonia stellaris

почва

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 7.4

Химический состав лишайников на ЗПП «Сибирские Увалы» и Варынгском месторождении нефти

 

Местоположение

Вид лишайника

Зола

НРЗ

Р

Fe

Mn

Cr

Ni

Pb

Cu

Zn

Cd

Sr

K

Na

Ca

Mg

%

мг/кг

ЗПП «Сибирские Увалы»

Глубокий Сабун

Cladonia st.

0,5

40

260

69

26

0,2

0,3

2,2

0,8

16

0,11

0,2

1170

24

340

140

Белая гора

Cladonia st.

0,8

69

190

5

14

0,2

0,3

0,1

0,4

16

0,08

0,4

1050

22

265

150

Hypogimnia ph.

3,7

39

230

435

782

н.о.

1,2

2,9

1,1

195

0,30

10,1

1880

28

5850

5230

Лагерь 2

Cladonia st.

0,7

47

320

41

20

0,3

0,3

2,0

0,9

18

0,13

0,2

1380

23

305

190

Hypogimnia ph.

2,7

36

400

12

281

н.о.

1,0

1,1

2,2

110

0,35

6,1

1870

342

4030

420

Остановка

Cladonia st.

0,6

42

440

110

36

0,1

0,4

0,7

0,2

18

0,02

0,2

1740

25

280

230

Hypogimnia ph.

3,5

34

480

135

68

0,8

1,3

2,3

2,4

104

0,42

17,0

2970

55

6110

890

Берег реки Ель-Еган

Cladonia st.

0,7

43

250

8

20

0,1

0,4

0,3

0,3

15

0,05

0,3

1510

28

245

169

Hypogimnia ph.

5,6

25

460

30

347

н.о.

1,4

3,9

1,9

184

0,40

30,0

3910

82

17960

1970

База «Брусовая»

Cladonia st.

0,6

41

180

73

19

0,2

0,3

1,9

0,8

21

0,08

0,2

1150

39

304

150

Hypogimnia ph.

5,0

31

460

123

53

н.о.

1,1

2,9

1,8

56

0,19

29,0

1540

56

10970

470

Варынгское месторождение нефти  (пробы отобраны с учетом их удаленности от факела сжигания попутного газа)

3125 м на север

Cladonia st.

0,6

48

200

53

50

0,2

0,5

0,8

0,5

18

0,09

0,2

1530

30

200

180

Hypogimnia ph.

3,3

48

630

720

40

1,6

2,0

5,1

3,5

70

0,20

3,0

2500

75

5025

480

1100 м севернее ф.

Cladonia st.

0,8

56

190

70

41

0,2

0,3

1,1

0,6

15

0,14

0,2

1120

28

160

140

1000 м  на  северо-восток

Cladonia st.

0,7

52

300

71

40

0,2

0,2

1,2

0,5

19

0,06

0,2

1800

28

480

230

Hypogimnia ph.

3,5

53

360

215

136

0,8

2,5

4,1

2,1

78

0,27

4,1

2180

6627

5060

310

500 м - северо-вост.

Cladonia st.

0,9

57

225

75

48

0,2

0,6

0,2

0,4

19

0,10

0,2

1630

38

240

190

1000 м восток

Cladonia st.

0,9

44

320

109

64

0,2

0,5

1,7

0,6

22

0,13

0,3

1230

42

340

170

500 м восток

Cladonia st.

0,8

45

235

17

62

0,1

0,2

0,3

0,6

20

0,09

0,2

1510

28

280

170

2500 м на юго-запад

Cladonia st.

0,7

50

230

88

20

0,2

0,4

1,2

0,6

15

0,03

0,2

1340

20

205

100

Hypogimnia ph.

nrsabun.narod.ru

Залежи - нефть - месторождение

Залежи - нефть - месторождение

Cтраница 1

Залежи нефти месторождения Русский Хутор находятся в условиях высоких давлений и температур. Нефти легкие, маловязкие, с высоким газосодержанием, имеют большую усадку.  [1]

Залежи нефти месторождения Шхунное находятся в условиях невысоких давлений и температур. Нефти двух верхних пластов близки между собой по свойствам. Нефть нижнего горизонта имеет более высокое газосодержание, а в целом по значениям параметров она ближе к средней нефти.  [2]

Залежи нефти месторождений Долина и Северная Долина представлены песчано-глинистыми отложениями манявской, выгодской и быстрипкой свит эоцена и менелитовой свиты опигоиенового возраста.  [3]

Залежи нефти месторождений впадины Сан-Хоакин преимущественно пластовые сводовые. В них сконцентрировано 45 % доказанных запасов нефти. Около 35 % запасов нефти находится в ловушках ли-тологического и стратиграфически экранированного типа и лишь 20 % - в тектонически экранированных.  [4]

Залежи нефти Джьерского месторождения находятся в условиях умеренных давлений и средних температур. Нефти эти легкие, маловязкие, с повышенным газосодержанием.  [5]

Залежи нефти Стретенского месторождения находятся в условиях средних давлений и низких температур.  [6]

Залежи нефти Белебеевского месторождения находятся в условиях умеренных пластовых давлений и температур.  [7]

Залежи нефти Кинель-Черкасского месторождения находятся в условиях высоких пластовых давлений и температур. По величине большинства параметров эти нефти существенно различаются. Нефть пласта До имеет низкие значения давления насыщения, газосодержания и объемного коэффициента. Нефти обоих пластов маловязкие.  [8]

Залежи нефти Тверского месторождения находятся в условиях средних ( пласт Б2) и заметно повышенных ( пласт Дш) пластовых давлений и температур. Нефть бобриковского горизонта резко отличается от нефти живетского горизонта. Первая имеет в 3 с лишним раза меньшее, а вторая - в 2 раза больше газосодержание, чем условная средняя нефть. Нефть бобриковского горизонта довольно тяжелая. Нефти обоих горизонтов маловязкие.  [9]

Залежи нефти Ново-Григорьевского месторождения находятся в условиях довольно высоких давлений и высоких температур. Нефть эта легкая, маловязкая, с большим газосодержанием.  [10]

Данные, полученные в процессе бурения свыше 100 эксплуатационных скважин, существенно изменили представление о строении залежей нефти Колодезного месторождения и позволили внести определенные коррективы в технологические показатели разработки. Так, например, площади нефтеносности относительно принятых в технологических схемах изменились следующим образом: по IV, V, VI, VIII3 4 и IX пластам уменьшились, составив соответственно 74, 93, 92 5; 92 и 86 5 %, а по VII пласту увеличилась, составив 111 % относительно первоначальных; соответственно изменились запасы нефти. Выше уже отмечалось, что практически не внедряется совместно-раздельная эксплуатация, предусмотренная технологическими схемами.  [11]

В месторождениях последнего типа основным резервуаром нефти, газа и воды являются трещиноватые глинистые известняки сакмаро-артинского среднекаменноугольного и девонского возрастов. Залежи нефти месторождений обоих типов массивные, подстилаются подошвенной водой, за исключением Ара-слановско - Волостноеской группы с активным водонапорным режимом.  [12]

Пластовые нефти угленосной толщи в пределах Западной Башкирии по сравнению с девонскими нефтями обладают повышенной плотностью и вязкостью и слабой газонасыщенностью. Залежи нефти месторождений Арланского типа, так же как и девонские, характеризуются упруговодонапорным режимом.  [14]

Примером залежей третьей категории группы VI могут служить залежи пласта I месторождения Южный Аламышик, пласта I Андижанского месторождения и пласта VII месторождения Ходжи-Абад. На рис. 17 приведены кривые ( q - 27), построенные по данным разработки перечисленных выше залежей нефти месторождений Ферганской долины.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Как компания "Русь-Ойл" конкурирует с крупнейшими игроками на нефтяном рынке » Коммерческая тайна

Для компании «Русь-Ойл» главным конкурентным преимуществом является отсутствие советского наследия. Всего за 5 лет существования нефтяная компания уже конкурирует с крупнейшими компаниями данной отрасли. Ее менеджеры, обосновывая эти амбиции, рассказывают об отказе от «стандартных» бизнес-схем и плюсах своего подхода.

Компания «Русь-Ойл» начала осваивать Майорские месторождения в то время, когда этот участок оренбургских недр уже не разрабатывался (считался истощенным). Однако, эксперты «Русь-Ойла» провели разведку, установили основные точки залежей и пришли к заключению, что Майорское еще может дать стране нефть.

В 2011 году месторождение купил Сергей Подлисецкий, являющийся на сегодняшний день гендиректором «Русь-Ойл».

Первым шагом компании стала покупка дорогостоящего оборудования для бурения, тем самым Подлисецкий пошел своим путем. «Русь-Ойл» занялась и бурением, и добычей, а также спроектировала установку по переработке нефти. Компания смогла увеличить добычу до 16 тысяч тонн ежемесячно.

Постоянно «доить» Майорский было невозможно. Занялись поисками других месторождений. Под управление «Русь-Ойл» перешло Дулисьминское месторождение. Работающая там компания была выкуплена у Сбербанка более 500 миллионов долларов. Причем был применен тот же алгоритм: доразведка, оптимизация бурения, интенсификация добычи.

В исследовании запасов, доразведке месторождений «Русь-Ойлу» помогают две фирмы, применяющие различную методику. Образно говоря, «Русь-Ойл» получает информацию в 3D-формате.

Осенью 2016 года компания удвоила запасы по категории С1 до 42 миллиона тонн, данные были удостоверены DeGolyer and MacNaughton. За последние 3 года объем добычи на «Дулисьме» увеличился практически в два раза: с 832 тысяч тонн (2013 г.) до 1,5 миллионов тонн в (2017 г.). К 2018 году, в планах компании, добыча должна составить 2,5 миллиона тонн.

Впрочем, несмотря на успех с «Дулисьмой» в 2013 году, очередь желающих к Подлисецкому не выстроилась. Пришлось самим начать поиск мелких участков. Вначале была взята под контроль компания «Развития Санкт-Петербурга».

Весомый вклад принес и выход компании в Якутию. Алмазодобытчиков АЛРОСы «тяготила» «Иреляхнефть» в городе Мирном. Главная проблема - фирма, как и весь регион, отрезана от «большой земли» и от рынков сбыта в целом. Ситуация обострялась тем, что добыча в тех местностях возможна лишь в летний период.

Эксперты «Русь-Ойла» занимались изучением структуры Иреляхского месторождения и установили: местная нефть не замерзает даже при температуре минус 60 градусов. Поэтому, сырье, добытое в безморозное время года, способно дожидаться своего покупателя, без потери качества при якутских холодах, и, что важно, может использоваться в котельных республики круглый год.

«Русь-Ойл» заключила договоры с местными коммунальщиками, войдя в программу зимнего завоза.

А в следующем году «Иреляхнефть» начнет поставки нефти на экспорт через трубопроводную систему «Восточная Сибирь - Тихий океан». К 2018 году добыча нефти компании составит 0,5 млн. тонн.

На сегодняшний день география «Русь-Ойла» довольно велика. Месторождения Майорское-Оренбург, Дулисьминское-Иркутск, Густореченское, Травяное, Мултановское-Югра, Иреляхское-Саха. Приобретение «Негуснефти» за 240 млн. долларов позволило «Русь-Ойлу» взять под управление Варынгское месторождение в Нижневартовске. На нем компания наращивает добычу с помощью повышения пластового давления. В свою очередь, в процессе решения задача выделения из выкачиваемой жидкости востребованных на рынке газовых фракций и сухого газа, который может служить для генерации электроэнергии.

Недавним временем «Русь-Ойл» приобрела у ConocoPhillips и «Роснефти» оценочно за 150 млн. долларов и месторождение «Полярное сияние» в Ненецком автономном округе. К слову, по мнению специалистов, является не самым камфорным для развития нефтедобычи регион.

Однако, в 2015 году компания смогла добыть 3,4 миллиона тонн, а уже в 2016 году она сообщает о планах по добыче свыше 4 миллионов тонн. Сомнительно, чтобы непрофессионалы могли достичь таких результатов. А удастся ли компании Сергея Подлисецкого соревноваться с лидерами рейтинга нефтедобытчиков - покажет время.

www.delovoy.info