Нефтегазовые месторождения России

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Нефтегазовая промышленность России - это не только добыча ресурсов из недр земли, но и система комплексов по очистке топлива и производству продукции. Огромная роль в индустрии отводится специализированному техническому оснащению, технологиям. Все это можно найти на ежегодной выставке «Нефтегаз», организатором которой выступает «Экспоцентр».

Под одной крышей во время экспозиции собирается более 20 тыс. представителей соответствующего сегмента промышленности, представителей компаний, которые занимаются производством оборудования для переработки полезных ископаемых. Это сделало выставку «Нефтегаз» не просто центральным событием нефтяной и газовой промышленности, но и вывело ее на международный уровень. В мероприятии принимают участие отечественные и зарубежные компании, являющиеся лидерами в своей сфере.

На территории РФ сосредоточена примерно третья часть мировых запасов природного газа. По большему счету основная часть месторождений находится в восточной части страны, на которые приходится 84% добытого газа. Для удобства транспортировки в государстве была создана система газоснабжения, объединяющая компрессорные станции, сеть газопроводов, хранилища ресурса и месторождения.

По запасам нефти Россия уступает всего пятерым государствам. Но даже этого более чем достаточно, чтобы развивать данный сегмент производства. В транспортировке нефти, как и в случае с газом, помогает система нефтепроводов. Практика показала, что это наиболее эффективный транспортный комплекс в нефтегазовой промышленности России.

Подробное описание наиболее крупных месторождений России приведем ниже.



1. Основные месторождения России

1.1 Самотлорское нефтяное месторождение

Самотломрское нефтяноме месторождемние (Самотломр) - крупнейшее в России и 7-е по размеру в мире нефтяное месторождение.

Расположено в Ханты-Мансийском автономном округе Тюменской области, вблизи Нижневартовска, в районе озера Самотлор. В переводе с хантыйского Самотлор означает «мёртвое озеро», «худая вода».

Характеристики месторождения:

Геологические запасы оцениваются в 7,1 млрд тонн. Доказанные извлекаемые запасы оцениваются в 2,7 млрд тонн.

Месторождение относится к Западно-Сибирской провинции. Открыто в 1965 году. Залежи на глубине 1,6 - 2,6 км. Начальный дебит скважин 47 - 200 т/сут. Плотность нефти 0,85 г/смі, содержание серы 0,68 - 0,86 %.

На сегодняшний день степень выработанности запасов составляет более 70 %. Основные остаточные запасы являются трудноизвлекаемыми и сконцентрированы в пласте АВ1-2 «Рябчик».

За время разработки принесло в бюджет государства около 245 млрд $, затраты на освоение и эксплуатацию при этом не превысили 27 млрд$.

Освоение:

Месторождение было открыто Мегионской нефтеразведочной экспедицией под руководством В. А. Абазарова. 22 июня 1965 года из поисковой скважины ударил фонтан небывалой мощности - более тысячи тонн нефти в сутки. Внутрипластовое давление было столь высоким, а нефть рвалась из глубин с такой силой, что нагревались стальные трубы.

Самотлор на многие километры окружают непроходимые болота. Зимой геологи пробирались к нему на лыжах. Опыта эксплуатации месторождений на болоте не было ещё в мировой практике. Рассматривались два варианта: осушить озеро-болото или построить на нём эстакады и бурить с площадок, как на морских нефтепромыслах в Баку.

Первый вариант был отвергнут из-за опасности пожара - сухой торф мог вспыхнуть, как порох. Второй - из-за длительности строительных работ.

Был найден третий вариант - создавать промысел прямо на озере-болоте, отсыпая искусственные острова для буровых вышек.

Бурение первой эксплуатационной скважины на Самотлоре было начато зимой 1968 года. Заведующий Самотлорским нефтепромыслом Иван Иванович Рынковой вспоминал:

«Сейчас до Самотлора по бетонной дороге мы доезжаем за сорок минут. А тогда эти тридцать километров преодолевались по замёрзшему болоту месяц. Суровая была зима, стрелы у экскаваторов лопались от мороза, даже солярка замерзала. Но скважину мы пробурили…»

Для нефтяников Самотлора были построены города Мегион и Нижневартовск. Они построены на болоте, потому все здания здесь, даже 16-этажные, воздвигнуты или на насыпных песчаных основаниях, или на сваях.

Местоположение Самотлорского месторождения, в силу его стратегического характера, даже в начале XXI века тщательно скрывалось на выходящих в России картах, хотя его можно легко найти на спутниковой карте (например, Google Maps).

Эксплуатация:

В 1981 году была добыта миллиардная тонна нефти.

Пик добычи нефти (около 150 млн тонн в год) пришёлся на начало 80-х годов XX века; вследствие интенсивной добычи в эти годы нефтеносные пласты стали обводняться и добыча нефти резко снизилась. В 1996 году было добыто лишь 16,74 млн т нефти. В XXI веке в связи с применением современных способов интенсификации нефтедобычи добыча нефти несколько увеличилась.

Всего за годы эксплуатации месторождения на нём было пробурено 16 700 скважин, добыто более 2,3 млрд т нефти.

На 1997 год из Самотлорского месторождении за тридцать лет было добыто более 1,9 млрд тонн нефти. Добыча упала до 36 тыс. т. в день; предполагалось, что месторождение практически исчерпано. Однако современные технологии позволяют несколько увеличить отдачу.

В настоящее время разработку основной части месторождения ведёт предприятие НК «Роснефть» - ОАО «Самотлорнефтегаз», реорганизованное из АО «Нижневартовскнефтегаз». По итогам 2013 года на Самотлорском месторождении ключевыми недропользователями ОАО «Самотлорнефтегаз» и ОАО «РН-Нижневартовск» (НК «Роснефть») добыто свыше 22 млн тонн нефти.

В 2014 году «Самотлорнефтегаз» приступил к реализации крупного инвестиционного проекта по строительству свыше 570 скважин, проектом предусматривается уплотняющее бурение центральной зоны Самотлорского месторождения мобильными установками, а также разбуривание краевых залежей посредством кустового бурения. Согласно прогнозам, это стабилизирует добычу нефти на период до 2019 года.

По состоянию на 2019 год доля воды в добываемой на Самотлоре нефти выше 90%

У Самотлорнефтегаза 9 лицензионных участков недр, на которых компания проводит:

· разведку и разработку нефтяных и газовых месторождений,

· бурение параметрических, поисковых, разведочных, эксплуатационных скважин,

· добыча, транспортировку, подготовку, переработку и реализация углеводородного сырья,

· обустройство нефтяных и газовых месторождений.

На месторождении ныне есть 9370 добывающих и 4328 нагнетательных скважин.

Протяженность промысловых нефтепроводов - 2490 км, водоводов - 2422 км, других трубопроводов - 445 км.

В 2016 г пробурено 233 скважины, что на 40% больше, чем в 2015 г.

С 2013 г Цех восстановления экологии (ЦВЭ) работает в круглогодичном режиме: в 2014 г госкомиссии были сданы 157 га рекультвированных земель, в 2015 г - 178 га, в 2016 г - 256 га, а к 2020 г предполагается полностью рекультивировать земли Самотлора.

В 2014 г Самотлорнефтегаз начал реализацию проекта по строительству более 570 скважин с целью стабилизации добычи нефти.

Предусмотрено уплотняющее бурение центральной зоны Самотлорского месторождения мобильными установками и разбуривание краевых залежей кустовым бурением.

В ноябре 2017 г Госдума РФ приняла в 3^м, окончательном чтении закон о поправках в Налоговый кодекс РФ, согласно которому вводятся инвестиционные стимулы для Самотлорского нефтяного месторождения (Самотлора) в форме снижения НДПИ в размере 35 млрд руб/год сроком на 10 лет.

Ожидается, что за 10 лет на высоковыработанном месторождении дополнительно будет добыто 50 миллионов тонн нефти. Самотлор обеспечит налоговые отчисления в бюджеты всех уровней в объеме более 1,7 триллиона рублей, а совокупный вклад в экономику страны составит более 5 триллионов рублей. Реализация расширенной инвестиционной программы окажет существенное позитивное влияние на акционерную стоимость "Роснефти" в интересах российского государства, владеющего контрольной долей в компании.

"Предложенные меры, подготовленные в рамках выполнения поручений президента России по повышению инвестиционной привлекательности "Роснефти" в контексте интегральной приватизационной сделки, позволят нам придать новый импульс развитию одного из крупнейших нефтяных месторождений страны с ощутимым мультипликативным эффектом как для региона, так и для всей российской экономики", - отметил глава "Роснефти" Игорь Сечин.

Достигнутые договоренности высоко оценили и в правительстве России.

"Для нас важно было создать экономически рациональные стимулы повышения инвестиционной активности для "Роснефти" на одном из крупнейших месторождений, - отметил министр финансов РФ Антон Силуанов. - Государство выиграет не только от увеличения добычи на месторождении уже в ближайшие годы, но и как контролирующий акционер "Роснефти" получит дополнительный доход в форме повышенных дивидендных платежей".

По мнению экспертов, нефть самотлорского месторождения считается одной из самых лучших по качеству, а значит и самых дорогих. Однако в советское время, когда было открыто это месторождение, нефть долгие годы добывали с нарушением норм, в результате чего обводненность достигла 98% (добываемая жидкость содержит 98% воды и только 2% нефти), а конечный коэффициент нефти упал до 0,2%. Для того чтобы добыть 20 миллионов тонн нефти на Самотлоре (примерно такое количество добывают сейчас за год), надо добыть более 1 миллиарда кубометров воды. Отделение нефти и возврат воды в пласт стоит существенных затрат.

"В последнее время ситуация постепенно стабилизируется, - говорит генеральный директор "ИнфоТЭК-Терминал" Рустам Танкаев. - Ценой огромных инвестиций и кропотливого труда, нефтяники постепенно выхаживают месторождение, к которому в советские и постсоветские годы относились потребительски".

Поэтому налоговые стимулы для высокообводненного Самотлорского месторождения приведут к повышению инвестиций в его разработку, что позволит увеличить фонд эксплуатационных скважин. Уплотнение сетки эксплуатационных скважин, в свою очередь, приведет не только к стабилизации и увеличению добычи высококачественной дорогой нефти, но и к повышению конечного коэффициента извлечения нефти, а значит и к увеличению извлекаемых запасов нефти Самотлора.

Для сравнения, в Саудовской Аравии именно за счет уплотнения сетки скважин во многом обеспечивается воспроизводство запасов, что позволяет поддерживать высокий уровень добычи нефти уже долгие годы.

"Учитывая большие затраты на восстановление Самотлора, правительство России выразило готовность предоставить "Роснефти" инвестиционные стимулы для разработки этого месторождения, - говорит Рустам Танкаев. - Критически необходимые стимулы будут компенсированы за счёт новой дивидендной политики "Роснефти", предполагающей выплаты 50% от чистой прибыли по МСФО. Плюс повысится инвестиционная активность компании, вырастут показатели эксплуатационного бурения и увеличатся объёмы добычи. Благодаря инвестиционным стимулам будет создан эффективный системный механизм, обеспечивающий высокий уровень бюджетных поступлений от разработки Самотлорского месторождения".

По словам экспертов, без введения подобного инвестиционного стимула большая часть нефтяных ресурсов просто осталась бы в нижних слоях Самотлора и добываться не стала бы.

"Смысл принятого Госдумой закона в том, чтобы на как можно больший срок продлить жизнь Самотлора, - считает заместитель директора по энергетическому направлению Института энергетики и финансов Алексей Белогорьев. - Благодаря введению такого инвестиционного стимула в ближайшие 15 лет удастся дополнительно добыть около 80 миллионов тонн нефти, что весьма существенно для государства".

1.2 Ромашкинское нефтяное месторождение

Ромашкинское нефтяное месторождение - крупнейшее месторождение России Волго-Уральской провинции. Находится на юго-востоке Татарстана, в 20 км от г. Бугульма. Открыто в 1948 году в Бугульминском районе ТАССР. Открытие месторождения дало начало масштабному строительству первого посёлка нефтяников, названного жителями Зеленогорском, который позднее, 18 августа 1955 года, с присвоением статуса города был переименован в Лениногорск.

Характеристика месторождений:

Геологические запасы нефти оцениваются в 5 млрд тонн. Доказанные и извлекаемые запасы оцениваются в 3 млрд тонн.

Нефтесодержащие песчаники девона и карбона. Залежи на глубине 1,6 - 1,8 км. Начальный дебит скважин - до 200 т/сут. Плотность нефти 0,80 - 0,82 г/смі, содержание серы 1,5 - 2,1 %.

Разработка месторождений:

Ромашкинское нефтяное месторождение разрабатывает российская нефтяная компания Татнефть. Добыча нефти 2008 году составила 15,2 млн тонн.

История:

История промышленной разработки Ромашкинского нефтяного месторождения ведёт начало с 1943 г. Разведывательное бурение, проводившееся в 1943 - 1944 годах, позволило открыть Шугуровское месторождение и накопить уникальный материал, обобщив который, удалось доказать, что рельеф докембрийского кристаллического фундамента имеет подъём от Шугурова в северо-восточном направлении к деревне Ромашкино (Тимяшево). И именно в этом направлении было принято продолжать поиск более продуктивных нефтяных пластов. В 1948 году у деревни Ромашкино (Тимяшево) бригадой мастера Сергея Кузьмина и бурильщика Рахима Халикова был вскрыт мощный девонский пласт. 25 июля при испытании скважины был получен фонтан дебитом более 120 тонн в сутки. С началом освоения мощные нефтяные месторождения на юго-востоке Татарской АССР в СССР были названы «Вторым Баку».

Ромашкинское нефтяное месторождение относится к крупнейшим месторождениям. Месторождение уже несколько десятилетий служит настоящим полигоном для испытания многих новейших технологий и передовой техники в области разведки недр, проходки скважин, нефтедобычи, которые нашли широкое применение не только на промыслах «Татнефти», но и в масштабах всей страны и за её пределами.

Так, метод внутриконтурного заводнения, впервые нашедший применение на Ромашкинском месторождении, стал классическим примером рациональной разработки крупного месторождения, который широко применяется во всём мире. За внедрение этого метода - за труд «Новая система разработки нефтяных месторождений с применением внутриконтурного заводнения, её осуществление на крупнейшем в СССР Ромашкинском нефтяном месторождении» в 1962 г. большой группе специалистов «Татнефти» и учёных ВНИИнефти была присуждена Ленинская премия.

Ромашкинское даёт за год более 15 млн тонн нефти, или половину объёмов, добываемых в Республике Татарстан. Из его недр отобрано более 2,2 млрд тонн нефти, при этом сохраняется высокий потенциал месторождения.

Крупнейшее месторождение Волго-Уральской провинции. Находится на юге Татарстана, в Лениногорском районе, в 70 км от г. Альметьевск. Открыто в 1948 году.

Геологические запасы нефти оцениваются в 5 млрд тонн. Доказанные и извлекаемые запасы оцениваются в 3 млрд тонн.

Нефтесодержащие песчаники девона и карбона. Залежи на глубине 1,6 - 1,8 км. Начальный дебит скважин - до 200 т/сут. Плотность нефти 0,80 - 0,82 г/смі, содержание серы 1,5 - 2,1 %.

Месторождение уже несколько десятилетий служит настоящим полигоном для испытания многих новейших технологий и передовой техники в области разведки недр, проходки скважин, нефтедобычи, которые нашли широкое применение не только на промыслах «Татнефти», но и в масштабах всей страны и за её пределами.

Так, метод внутриконтурного заводнения, впервые нашедший применение на Ромашкинском месторождении, стал классическим примером рациональной разработки крупного месторождения, который широко применяется во всём мире. За внедрение этого метода - за труд «Новая система разработки нефтяных месторождений с применением внутриконтурного заводнения, её осуществление на крупнейшем в СССР Ромашкинском нефтяном месторождении» в 1962 г. большой группе специалистов «Татнефти» и учёных ВНИИнефти была присуждена Ленинская премия.

Ромашкинское даёт за год более 15 млн нефти, или половину объёмов, добываемых в РБ. Из его недр отобрано более 2,2 млрд тонн нефти, при этом сохраняется высокий потенциал месторождения.

Ромашкинское месторождение имеет объединенную систему водопроводов для заводнения всех площадей, которая предусматривает возможность подачи воды на каждый из нагнетательных рядов. Водозаборы подают воду в систему магистральных водоводов. От магистральных водоводов (D 250 - 500 мм) вода по подводящим водоводам (D 250 мм) подается к КНС, а от них по системе разводящих водоводов (D 100 - 150 мм) в нагнетательные скважины. Вода подается в систему заводнения Ромашкинского месторождения из насосной станции III подъема Камского водовода через насосную станцию подкачки. Из них семь насосов - рабочие, подающие до 170 тыс. MZ / сутки воды, и два насоса - резервные.

На Южно-Ромашкинской площади применяется следующая схема бурения:

· Под направление скважина бурится на воде.

· Под кондуктор бурится турбобуром на воде.

· Под эксплуатационную колонну из-под кондуктора до глубины 900-1000м бурится турбобуром на воде.

· С глубины 900-1000м до перехода на глинистый раствор бурится винтовым забойным двигателем на воде.

· Дальнейшее бурение (90-100м) до проектной глубины ведется ротором на глинистом растворе.

· Все скважины имеют одноколонную конструкцию.

· Направление диаметром 324 мм с толщиной стенки 8-10мм спускается на глубину от 30 до 41 м.

· Кондуктор диаметром 245 мм с толщиной стенки 8-10мм спускается на глубину от 165 м до 320 м.

· Эксплуатационная колонна диаметром 168 и 146 мм спускается на глубину от 1669 до 1838 м.

Особенности добычи на Ромашкинском НМ Характерно наличие локальных платформенных поднятий, которые сложены на основе пород, относящихся к каменноугольному и пермскому возрастам. Они имеют ориентацию на общий показатель простирания вала в направлении ССВ и значительно осложняют процесс добычи. Характеристикой брахиантиклинальных структур является чрезвычайно покатое крыльевое залегание с показателями углов падения не выше 2°. Амплитуда поднятия не превышает 75 метров. Осадочная толща, относящаяся к Восточно-Сулеевской площади, представлена следующими образованиями: девонская система; пермская система; каменноугольная система; четвертичная система. Местом их залегания служит кристаллический фундамент на основе гранито-гнейсовых пород. Выработка остаточных запасов значительно осложняется наличием слабо измененных, а иногда и сильно преобразованных нефтяных составов. Техногенно изменённое месторождение обладает другими коллекторскими свойствами разрабатываемых пластов и требует применения принципиально новых технических решений. Этапы разработки Ромашкинского месторождения основаны на разделении его территории на несколько участков, которые требуют пристального внимания к процессам регулирования давления пластов и движения нагнетаемой водной массы по продуктивным пластам. Пределы Южного купола Татарского свода содержат тектоническую площадь, которая представляет часть многопластовой залежи сводового вида и относится к северному погружению значительной части платформенной структуры. Отложения пашийского горизонта имеют внушительную гидродинамическую связанность продуктивных пластов, относящихся к пачке «Б» и обладают коэффициентом связанности в диапазоне 0,228 - 0,378. Пласты «А», «Б1», «В» и «ГД» обладают диапазоном 0,166 - 0,146. Детальная послойная корреляция территории Восточно-Сулеевской площади выделила наличие девяти продуктивных пластов. Пласты, относящиеся к горизонту DI, отличаются характерной зональной и послойной неоднородностью. Особенностями такой неоднородности является чередование алевролитовых пластов с песчаными, отличающимися различной степенью проницаемости. Такая геологическая разнохарактерность существенно влияет на все этапы процесса производительности нефтяных запасов в отношении пластов и горизонта в целом. Методика, основанная на внутриконтурном заводнении, впервые нашла воплощение на Ромашкинском НМ и стала классическим примером рационального способа по разработке крупнейшего нефтяного месторождения. Сегодня этот способ признан и широко применяется в мировых масштабах. Группа специалистов «Татнефти» в тандеме с учёными ВНИИ нефти отмечены в 1962 году Ленинской премией. Компании, разрабатывающие месторождение Нефтяное месторождение Ромашкинское включено в двадцать гигантских мировых месторождений. Его открытие и разработка стали определяющими факторами для многолетнего развития всей области нефтяной российской промышленности. Ромашкинское НМ в течение нескольких десятилетий является стабильным полигоном, испытывающим большое количество инновационных технологий в сфере разведки недр, проходки буровых скважин и нефтедобычи. Эти процессы имеют широкую область использования не только на промысловом уровне компании «Татнефть», которая отвечает за разработку месторождения, но и отражаются на масштабах нефтедобычи всей России. В 2006 году федеральное агентство, отвечающее за недропользование, и ОАО «Татнефть» разработали и подписали дополнительное соглашение к лицензионному документу ТАТ-10572/НЭ. Соглашение подтверждает право на разработку недр Ромашкинского НМ для нефтепромышленности. Действующий разрешительный пакет документов ОАО «Татнефть» на использование месторождения продлён до июля 2038 года.

Влияние нефтедобычи на экологическую ситуацию в регионе Интенсивность разработок прямо пропорционально влияет на сейсмичность обстановки в регионе. Этот показатель в районе Ромашкинского месторождения в некоторые годы превышает количество в 70 сейсмических событий. Кроме того, составляющие некоторых технологических процессов, осуществляемых нефтяной промышленностью, могут сопровождаться выбросами в грунт, водоёмы и атмосферные слои большого количества производственных отходов. Разработчик Ромашкинского НМ минимизирует все негативные влияния посредством использования рациональных схем по работе с продуктивными пластами.

1.3 Приобское нефтяное месторождение

Приобское - гигантское нефтяное месторождение в России. Расположено в Ханты-Мансийском автономном округе, вблизи села Селиярово. Открыто в 1982 году. Разделено рекой Обь на две части - лево- и правобережное. Освоение левого берега началось в 1988 году, правого - в 1999 году.

Геологические запасы оцениваются в 5 млрд тонн. Доказанные и извлекаемые запасы оцениваются в 2,4 млрд тонн.

Месторождение относится к Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Открыто в 1982 году. Залежи на глубине 2,3 - 2,6 км. Плотность нефти 863 - 868 кг/мі, умеренное содержание парафинов (2,4 - 2,5 %) и содержание серы 1,2 - 1,3 %.

По данным на конец 2005 года, на месторождении насчитывается 954 добывающих и 376 нагнетательных скважин, из них 178 скважин были пробурены в течение последнего года.

Добыча нефти на Приобском месторождении в 2007 году составила 40,2 млн тонн, из них «Роснефть» - 32,77, а «Газпром нефть» - 7,43 млн тонн.

В настоящее время разработку северной части месторождения (СЛТ) ведёт ООО «РН-Юганскнефтегаз», принадлежащее компании «Роснефть», а южной (ЮЛТ) - ООО «Газпромнефть - Хантос», принадлежащее компании «Газпром нефть». Также на юге месторождения выделяются сравнительно небольшие Верхне-Шапшинский и Средне-Шапшинский лицензионные участки, разработку которых с 2008 года ведёт компания ОАО «НАК «АКИ ОТЫР», принадлежащая ПАО НК «РуссНефть».

В начале ноября 2006 года на Приобском нефтяном месторождении, эксплуатируемом ООО «РН-Юганскнефтегаз» (дочернее предприятие государственной компании «Роснефть», получившей контроль над основным активом «ЮКОСа» - «Юганскнефтегазом»), при участии специалистов компании Newco Well Service был произведён крупнейший в России гидроразрыв нефтяного пласта. В пласт было закачано 864 тонны расклинивающего агента (пропанта). Операция велась семь часов и транслировалась в прямом эфире через интернет в офис «Юганскнефтегаза».

Приобское НМ - это крупнейшее нефтяное месторождение, расположенное в Ханты-Мансийском автономном округе Тюменской области, в 65 км от г Ханты-Мансийска и в 200 км от г Нефтеюганска. НМ открыто в 1982 г.

Месторождение удаленное, труднодоступное.

80% находится в пойме реки Обь, разделено рекой на 2 части и затопляется в паводковый период.

Освоение левого берега началось в 1988 г, правого - в 1999 г.

В 1985 г была заложена 1^я разведочная скважина. В 1988 г на его левом берегу началась эксплуатационная добыча фонтанным способом со скважины №181-Р с дебитом 37 т/сутки.

На начало 2006 г на месторождении было учтено 954 добывающих и 376 нагнетательных скважин.

Геологические запасы оцениваются в 5 млрд т нефти.

Доказанные и извлекаемые запасы оцениваются в 2,4 млрд т.

Месторождение относится к Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

Месторождение отличается сложным геологическим строением, многопластовое и низкопродуктивное.

Для коллекторов продуктивных пластов характерны низкая проницаемость; низкая песчанистость; повышенная глинистость; высокая расчлененность, что, естественно, предполагает использование технологий ГРП.

Основные геолого-физическими характеристиками:

· Залежи расположены на глубине 2,3 - 2,6 км.

· Плотность нефти 863 - 868 кг/мі, умеренное содержание парафинов (2,4 - 2,5 %), содержание серы 1,2 - 1,3 % (относится к классу сернистых, 2 класс нефти для НПЗ по ГОСТ 9965-76).

· Залежи литологически экранированные, естественный режим - упругий, замкнутый.

· Толщина пластов 20 - 40 м.

· Начальное пластовое давление- 23,5 - 25 МПа. Пластовая температура- 88 - 90°С.

· Вязкость пластовой нефти- 1,4-1,6 мПа*с.

· Давление насыщения нефти 9-11 МПа.

· Нефть нафтенового ряда, парафинистая и малосмолистая.

· Начальный дебит действующих нефтяных скважин составляет от 35 т/сут. до 180 т/сут. Расположение скважин кустовое. Коэффициент извлечения нефти - 0,35.

Сырая приобская нефть содержит значительное количество растворенных в ней легких углеводородов, что требует ее стабилизации (выделение ПНГ).

В настоящее время разработку северной части месторождения (СЛТ) ведёт РН-Юганскнефтегаз, дочка Роснефти, а южной (ЮЛТ) - Газпромнефть - Хантос.

На юге Приобского месторождения выделены сравнительно небольшие Верхне-Шапшинский и Средне-Шапшинский лицензионные участки недр, разработку которых с 2008 г ведет компания АКИ ОТЫР, дочка Русснефти.

Месторождение расположено на территории компактного проживания малочисленных народов севера, в тч ханты -более 50%, манси -33%, ненцы -6%, селькупы - 1%.

И еще в реках здесь расположена места нерестилищ рыбы.

Эти факторы повышают требования к экологической безопасности при разработке месторождения.

Методы разработки В связи со специфическими условиями залегания углеводородов и географическим расположением залежей, добыча на Приобском нефтяном месторождении производится с помощью гидроразрыва пластов, что значительно снижает эксплуатационные расходы и капиталовложение. В ноябре 2016 г. на месторождении был произведен крупнейший в России гидроразрыв нефтяного пласта - в пласт было закачано 864 тонны расклинивающего агента (пропанта). Операция проводилась совместно со специалистами компании Newco Well Service. Текущий уровень добычи Приобское месторождение по праву считается самым крупным месторождением нефти в России по запасам и по объемам добычи. К настоящему моменту на нем пробурено около 1000 добывающих и почти 400 нагнетательных скважин. В 2016 году месторождение обеспечило 5% от всей добычи нефти в России, а за первые пять месяцев 2017 года на нем добыто более 10 млн тонн нефти.

1.4 Фёдоровское нефтяное месторождение

Фёдоровское - крупное нефтегазоконденсатное месторождение в России. Расположено в Ханты-Мансийском автономном округе, вблизи Сургута. Открыто в 1971 году.

Первоначальные запасы нефти составляли 2,0 млрд тонн (по данным доклада Минприроды, на конец 2009 года запасы сократились до 189,9 млн т нефти по ABC1, при этом по сравнению с предыдущим годом падение составило 4,5 % за год). Залежи на глубине 1,8 - 2,3 км. Начальный дебит скважин 17 - 310 т/сут. Плотность нефти 0,86 - 0,91 г/см3.

Месторождение относится к Западно-Сибирской провинции.

Оператором месторождение является российская нефтяная компания «Сургутнефтегаз», для которой оно является основной ресурсной базой. Добыча нефти на месторождении в 2007 году составила 12,5 млн тонн.

нефтяной газовый месторождение

1.5 Уренгойское газовое месторождение

Уренгомйское газовое месторождение - супергигантское газовое месторождение, третье в мире по величине газовых запасов, которые превышают десять триллионов кубических метров (10№і мі). Находится в Ямало-Ненецком автономном округе России, немного южнее северного полярного круга. Имя дано по названию близлежащего населённого пункта - посёлка Уренгой. Впоследствии вблизи месторождения вырос город газовиков Новый Уренгой

Запасы:

Общие геологические запасы оцениваются в 16 трлн мі природного газа и 1,2 млрд тонн газового конденсата. Остаточные геологические запасы составляют 10,5 трлн мі природного газа и 65,63 % от общих геологических запасов Уренгойского месторождения

История:

Газ Уренгоя - Родине! Западная сибирь. Марка СССР, 1981.

Месторождение открыто в июне 1966 В.Т. Подшибякиным; первооткрывательницей уренгойской структуры стала сейсмическая станция В. Цыбенко. Первая на Уренгое разведочная скважина была пробурена 6 июня 1966 бригадой мастера В. Полупанова. Добыча на месторождении началась в 1978. 25 февраля 1981 на Уренгойском месторождении добыты первые сто миллиардов кубометров природного газа. С января 1984 газ с Уренгойского месторождения начинает экспортироваться в Западную Европу.

Освоение шло опережающими темпами. В первый год эксплуатации было добыто девять млрд мі газа, на второй год - 23 млрд мі. К 1986 году месторождение досрочно вышло на проектную мощность.

В 1997 году началась промышленная эксплуатация нефтяных скважин. С 2008 года ведётся добыча газа и конденсата из ачимовских отложений.

Следующим шагом должна стать разработка юрских отложений.

Технологические особенности:

Ачимовские отложения характеризуются низкой продуктивностью, поэтому проектом предусмотрено строительство скважин с горизонтальной проходкой по пласту на протяжении 200-300 метров, после чего часто проводится гидравлический разрыв пласта. На Ен-Яхинском месторождении, входящем в состав Большого Уренгоя, вследствие высокого содержания газового конденсата широко применяется сайклинг-процесс. Это позволяет за счёт обратной закачки осушенного газа в пласт снизить пластовые потери конденсата.

Двойное дросселирование газа позволило снизить потери давления и обеспечить качество продукции в условиях задержки ввода дожимных компрессорных станций. Благодаря раздельно-групповому подключению к газосборной сети удалось продлить период работы низкодебитных скважин. После запуска поршневых компрессорных станций было прекращено сжигание низконапорного попутного нефтяного газа.

Текущее состояние:

Эксплуатационный фонд скважин Уренгойского месторождения составляет более 1300 скважин. Добычу на месторождении осуществляет компания ООО «Газпром добыча Уренгой» (ранее «Уренгойгазпром») - 100 % дочернее предприятие ПАО «Газпром». Добыча природного газа в 2007 году составила 223 млрд кубометров.

В декабре 2008 года ООО «Газпром добыча Уренгой» перешло в газодобыче рубеж в 6 трлн мі

Перспективы:

В 2011 году ООО «ТюменНИИгипрогаз» разработало «Единую технологическую схему разработки залежей углеводородного сырья ачимовских отложений Уренгойского месторождения», что позволило определить стратегию разработки и учесть интересы всех трёх недропользователей.

Согласно этому документу четвёртый эксплуатационный ачимовский участок, принадлежащий ООО «Газпром добыча Уренгой», будет введён в 2015 году, пятый - в 2016 году, третий - в 2017 году. К 2022 году предполагается вывести все пять участков на проектный уровень добычи нестабильного конденсата - 10,8 млн тонн в год. К 2024 году предусмотрен выход на проектную добычу газа - 36,8 млрд мі в год.

Потенциальные годовые отборы газа по всем недропользователям могут достичь к 2020 - 2022 годам 60 млрд мі и 18 млн т конденсата. В 2014 - 2015 годах должен состояться ввод нефтяных залежей. Прогнозируемые максимальные уровни добычи нефти - более 11 млн тонн в год.



1.6 Мамонтовское нефтяное месторождение

Мамонтовское - крупное нефтяное месторождение в России.

Расположено в Ханты-Мансийском автономном округе, рядом с городом Пыть-Ях. Открыто в 1965 году. Освоение началось в 1970 году.

Запасы нефти 1,4 млрд тонн. Залежи на глубине 1,9 - 2,5 км. Начальный дебит скважин до 150 т/сут. Плотность нефти 0,87 - 0,89 г/см3.

Месторождение относится к Западно-Сибирской провинции.

Оператором месторождения является российская нефтяная компания РН-Юганскнефтегаз.

Добыча нефти на месторождении в 2007 г. - составила 7,1 млн тонн.

1.7 Повховское нефтяное месторождение

Повховское - нефтяное месторождение в России. Расположено в Ханты-Мансийском автономном округе, в 170 км к северо-востоку от г. Сургут и в 75 км к востоку от г. Когалым. Открыто в 1972 году. Освоение началось в 1978 году.

Носит имя нефтяника Степана Ананьевича Повха (1929-1972).

Запасы нефти 0,7 млрд. баррелей нефти. Плотность нефти составляет 0,843 г/см3 или 36,5° API. Содержание серы составляет 0,70%.

Месторождение относится к Западно-Сибирской провинции.

Оператором месторождения является российская нефтяная компания Лукойл. Добыча нефти на месторождении в 2007 г. - составила 6,183 млн тонн.

1.8 Великое нефтяное месторождение

Великое нефтяноме месторождемние - нефтяное месторождение, расположенное в Харабалинском районе Астраханской области России.

В геологическом отношении месторождение расположено на территории Тамбовского лицензионного участка. Площадь месторождения составляет около 800 кв. км.

Характеристики месторождения:

Приблизительные запасы месторождения составляют около 300 млн тонн нефти и 90 млрд кубометров газа, глубина залегания которых колеблется от 2 до 5 км. Из них извлекаемые запасы составляют 42,3 млн тонн.

1.9 Южно-Хыльчуюское нефтегазовое месторождение

Южно-Хыльчуюское - нефтегазовое месторождение на севере Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, расположенного в Ненецком автономном округе России. Открыто в 1981 году. Доказанные запасы нефти составляют более 74 млн тонн. Доказанные запасы месторождения в 2008 - 2011 году снизились с 70 до 20 миллионов тонн.

Оператором месторождения является Нарьянмарнефтегаз (СП Лукойла - 70 % и ConocoPhillips - 30 %). Добыча нефти в 2008 году составила 2,15 млн тонн, 2010 году - 6,9 млн тонн, в первом квартале 2012 года - 530 тыс. тонн. В августе 2012 года «ЛУКОЙЛ» объявил о приобретении доли американской ConocoPhillips в их СП «Нарьянмарнефтегаз» (НМНГ).

1.10 Туймазинское нефтяное месторождение

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/смі, 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 пятёрку уникальных, самых крупных по запасам нефти месторождений мира. При дальнейшем оконтуривании месторождения его размеры 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 1990-х годов в связи со снижением объёмов 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 г.

1.11 Русское газонефтяное месторождение

Румсское нефтегазоконденсатное месторождемние - месторождение нефти, газового конденсата и природного газа, расположено в Тазовском районе Ямало-Ненецкого автономного округа, в 135 км к юго-востоку от села Hаходка Ямало-Ненецкого автономного округа.

Характеристика:

По величине запасов Русское месторождение считается одним из крупнейших в России. Величина геологических запасов составляет 1,5 млрд т, извлекаемых - 410 млн т.

На месторождении выявлено 8 залежей углеводородов: 5 газонефтяных, 2 газовые и 1 нефтяная. Залежи - пластовые сводовые и массивные, осложнённые тектоническими нарушениями. BHK находится на отметках от ?810 до ?960 м, ГВК - на отметках от ?790 до ?950 м. Залежи на глубине 0,8 - 0,9 км. Высота залежей - 20-240 м. Hач. пластовые давления - 7-9,1 МПa, температуры - 12 - 22 °C. Начальный дебит нефти в скважинах -- до 9 т/сут, газа - до 2 млн м3/сут.

Плотность нефти - 939 - 942 кг/м3. Нефть ароматическо-нафтенового типа, малосернистая (S - 0,32%), низкопарафинистая (содержанием парафина 0,7 - 1,2 %), высоковязкая (содержание смол - 10 - 12 %). Содержание асфальтенов - 0,5 - 1 %.

Состав попутного газа: CH4 - 99,2 %; C2H6 + высшие - 0,2 %; N2 - 0,4 %; CO2 - 0,2 %.

Освоение:

Месторождение открыто в 1968 г бурением скважины № 11 «Главтюменьгеологии». Владелец лицензии и оператор разработки Русского НГКМ - АО «Тюменнефтегаз», ставшее дочерней компанией ПАО "НК Роснефть" после поглощения им компании ТНК-ВР.

В 2017 году пробурено 83 скважины, в том числе эксплуатационных - 71, газовых - две, водозаборных - 10. В рамках реализации ОПР в 2016 - 2017 годах было пробурено восемь многоствольных скважин, в том числе три по технологии Fishbone. На месторождении создана минимально необходимая наземная инфраструктура. Нефть для реализации перевозится автомобильным транспортом на 404 км до ближайшего пункта подготовки и сбора в районе г. Губкинского. В настоящее время закончены работы по переиспытанию объектов в юрских отложениях, определена стратегия их разработки, формируется проект доразведки. Ввод НГКМ в эксплуатацию намечен на 2018 год.

Проблемы разработки:

Освоение НГКМ осложнено целым рядом факторов, связанных с высокой вязкостью нефти, сложным геологическим разрезом, отсутствием инфраструктуры и непростыми условиями разработки. Одной из основных проблем, связанных с освоением Русского месторождения, является высокая вязкость нефти (в среднем, она оценивается в 220-250 сантипуаз). Сложность представляют и климатические условия в регионе: месторождение расположено в Заполярье, и в период выполнения основного объема работ температура колеблется от -30^оС до -50^оС. Прокачка нефти с описанными характеристиками в подобных условиях - весьма серьезная задача. Кроме того, разработка пласта осложняется тем, что глубина промерзания грунта в районе месторождения составляет порядка 500 - 600 м.

1.12 Арланское нефтяное месторождение

Арланское месторождение - крупнейшее по запасам нефти, расположено на северо-западе Башкирии в пределах Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.

Расположено на территории Краснокамского, Калтасинского и Дюртюлинского районов республики и частично на территории Удмуртии. Включает в себя Арланскую, Новохазинскую, Николо-Березовскую и Вятскую площади.

Открыто в ноябре 1955, введено в разработку в 1958. К 2010 году на месторождении добыто 500 млн тонн нефти, пробурено 9,8 тыс. скважин. Первооткрывательной является скважина № 3, пробуренная бригадой нефтеразведчиков под руководством мастера Сахапова, расположенная недалеко от деревни Ашит (в 15 км от г. Нефтекамск)

Геология:

Протяженность более 100 км, при ширине до 25 км, приурочено к обширной антиклинальной складке с пологими крыльями. Нефтеносны песчаники визейского яруса нижнекаменноугольного возраста, карбонатные коллекторы каширо-подольской продуктивной толщи среднего карбона. Основные запасы сконцентрированы в песчаниках терригенной толщи нижнего карбона (75 % начальных запасов) на глубине 1400 - 1450 м.

Начальные запасы нефти группы оцениваются в 1,2 млрд тонн.

Технология разработки:

При разработке применяется заводнение пластов. Основной способ эксплуатации добывающих скважин - механизированный. Общий фонд скважин около 8 тыс. единиц. Нефть добывается с большим содержанием воды (93 %). На пике добыча на месторождении доходила до 12 млн т в год.

Характеристики нефти:

Нефти плотные (840 - 894 кг/м³), вязкие (до 30 мПаЧс), высокосернистые (до 3 %), с низкой газонасыщенностью (до 18 м³ газа на 1 т нефти).

Эксплуатируется нефтегазодобывающими управлениями НГДУ «Арланнефть», НГДУ «Чекмагушнефть» ООО «Башнефть-Добыча» и НГДУ-1 ОАО «Белкамнефть».



1.13 Ватьёганское нефтяное месторождение

Ватьёганское месторождение - крупное нефтяное месторождение в России. Расположено в Ханты-Мансийском автономном округе, в 140 км к северо-востоку от города Сургут и в 30 км к востоку от Когалыма. Открыто в 1971 году. Получило название по реке Ватьёган. Освоение началось в 1983 году.

Запасы нефти 1,3 млрд тонн. Плотность нефти составляет 0,850 г/см3 или 34° API. Содержание серы составляет 0,83 %.

Месторождение относится к Западно-Сибирской провинции.

Оператором месторождения является российская нефтяная компания Лукойл. Добыча нефти на месторождении в 2007 г. - составила 8,086 млн тонн.

1.14 Ванкорское нефтегазовое месторождение

Ванкомрское месторождемние - перспективное нефтегазовое месторождение в Красноярском крае России, вместе с Лодочным, Тагульским и Сузунским месторождениями входит в Ванкорский блок. Расположено на севере края, включает в себя Ванкорский (Туруханский район Красноярского края) и Северо-Ванкорский (расположен на территории Таймырского Долгано-Ненецкого района) участки.

Лицензия на разработку месторождения с 1993 года принадлежала ООО «Енисейнефть», контрольным пакетом которой владела Anglo-Siberian Oil Company (ASOC) (59%), выкупленная компанией «Роснефть» в 2003 году. С 2001 г. по 2007 г. 37% акций ООО «Енисейнефть» принадлежали также и ЮКОС^[2]. В 2004 году для разработки Ванкорского месторождения Роснефть создало АО «Ванкорнефть», а ООО «Енисейнефть» было ликвидировано. До 2010 года владельцем лицензии на Северо-Ванкорский блок месторождения была также ООО «Таймырнефть».

В 2016 году «Роснефть» продала 49,9% акций (227 млрд рублей) АО «Ванкорнефть» нескольким индийским компаниям:

· 23,9% приобрел консорциум индийских инвесторов, состоящих из Oil India Limited (возглавляет консорциум), Indian Oil Corporation Limited и Bharat PetroResources Limited,

· 26% приобрела ONGC.

С 1 апреля 2016 года оператором месторождения является компания ООО «РН-Ванкор», которое было создано путем выделения из АО «Ванкорнефть».

Проектированием объектов при обустройстве Ванкорского месторождения занимался проектный научно-исследовательский институт «Гипротюменнефтегаз».

Для разработки месторождения создан вахтовый посёлок Ванкор.

Описание:

По состоянию на 31.12.2010 г. суммарные запасы нефти по категориям ABC1 и С2 российской классификации на месторождении составляют 3,5 млрд баррелей (490 млн т), газа - около 74 млрд мі. В 2011 году на месторождении было добыто 15 млн т нефти. Достижение проектной мощности - 70 тыс. т нефти в сутки (порядка 25 млн т в год) - ожидается в 2014 году.

Расчетный период эксплуатации месторождения - 35 лет. Проектная мощность трубопровода составляет около 30 миллионов тонн в год, по состоянию на август 2009 года ожидаемая совокупная выручка от проекта - 80 миллиардов долларов. По завершении строительства нефтепровода «Восточная Сибирь - Тихий Океан» объёмы добычи нефти на Ванкорском месторождении планируется увеличить до максимального уровня.

С точки зрения технического освоения по состоянию на август 2009 года согласно данным специалистов «Ванкорнефти» на месторождении было пробурено 88 скважин, 44 из них - эксплуатационные. По состоянию на август 2009 года нефтяники Ванкора добывали 18 тысяч тонн нефти в сутки. Добыча нефти на 2012 год планируется на уровне 18 миллионов тонн против 15 миллионов тонн в 2011 году. Рост добычи будет обеспечен бурением новых скважин с применением передовых методов и технологий разработки. Нефть поступает в нефтепровод «Ванкор-Пурпе» и затем в систему «Транснефти».

В 2010 году планировалась добыча на уровне 12,5 млн тонн нефти (добыто 12,7 млн.т), максимальный же уровень ежегодной добычи на месторождении запланирован на 2014 год - примерно 25 млн тонн.

Всего на месторождении будет пробурено 425 эксплуатационных скважин, из которых 307 - горизонтальные. Поставки нефти с месторождения планируется осуществлять на Дальний Восток страны через Восточный нефтепровод. Во второй половине 2009 года был введен в тестовую эксплуатацию 556-километровый нефтепровод Ванкор-Пурпе диаметром 820 мм, связывающий месторождение с магистральным нефтепроводом «Транснефти».

Геология:

По системе геологического нефтегазового районирования Ванкорское месторождение расположено в пределах Пур-Тазовской нефтегазоносной области в составе Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. В тектоническом отношении месторождение приурочено к Ванкорскому поднятию в северной части Лодочного вала, осложняющего южную часть Большехетской структурной террасы Надым-Тазовской синеклизы. Его продуктивные горизонты имеют песчаный состав и приурочены к нижнемеловым отложениям нижнехетской (верхний берриас - нижний валанжин) и яковлевской (средний апт - средний альб) свит. В кровле долганской свиты (верхний альб - сеноман) установлены непромышленные скопления газа.

История освоения:

Открыто 22 апреля 1988 года в северо-восточной части Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции в 140 км от г. Игарки и в 1400 км от Красноярска, за полярным кругом, в условиях вечной мерзлоты. Игарской нефтегазоразведочной экспедицией под руководством Б.М. Могилевского. Первооткрыватели месторождения - В. П. Кичигин, В. И. Мартыновский, Н. А. Третьяк, С. В. Биденко, Н. П. Кузьмин, В. А. Кринин.

В июле 2008 года на Западно-Лодочном месторождении Ванкорского блока была пробурена «сухая» скважина. Вслед за этим произошла смена руководства «Ванкорнефти», компанию возглавил бывший глава департамента нефтегазодобычи «Роснефти» Александр Дашевский.

Для разработки, эксплуатации и обслуживания месторождения были привлечены специалисты со всей страны, значительная их часть из Башкортостана.

21 августа 2009 года Ванкорское нефтегазоносное месторождение было запущено в промышленную эксплуатацию. Ранее добычу на Ванкоре планировалось начать в конце 2008 года, затем запуск месторождения был отложен до третьего квартала 2009 года. В церемонии начала эксплуатации Ванкора принял участие премьер-министр России Владимир Путин.

Посёлок:

Ванкор - вахтовый посёлок, созданный для разработки Ванкорского нефтегазового месторождения компанией ООО «РН-Ванкор» - дочерним предприятием «Роснефти». Доставка вахтовиков осуществляется двумя способами: воздушными путями и по зимнику. По воздуху (только на вертолётах) на Ванкор можно попасть из Игарки, Коротчаева (Новый Уренгой), Тарко-Сале. Запланирована постройка взлётно-посадочной полосы малой авиации. Проезд по зимнику осуществляется с декабря по май. На Ванкоре имеется мобильная связь - МТС и Билайн. Действуют тарифы Красноярского края.

Здесь построен временный поселок для вахтовиков, состоящий из нескольких общежитий: «Кэмп-1220», «ОБП-700» и «ЖВК-850» (цифры в названии обозначают проектную вместимость общежития). Существует сеть автомобильных дорог. Часть дорог имеет бетонное покрытие, остальные дороги грунтовые и в виде зимников. Сооружено нефтехранилище, ведётся промышленное бурение. Построен магистральный нефтепровод "Ванкорское Месторождение - КНПС «Пурпе», откуда нефть попадает в системы транспорта нефти «Транснефти».

Основные объекты обустройства Ванкорского месторождения

· Центральный пункт сбора нефти:

o 3 установки подготовки нефти производительностью 7,5 млн т/год каждая

o Газовые компрессорные станции высокого и низкого давления

o Резервуарный парк объёмом 180 тыс. мі

· Газотурбинная электростанция мощностью 200 МВт

· Установка подготовки нефти и сброса воды «Юг» - 66 тыс. мі в сутки

· Установка подготовки нефти и сброса воды «Север» - 66 тыс. мі в сутки

· Мини НПЗ производительностью 50 тыс. т/год дизтоплива

· Внутрипромысловые сети (нефтепроводы, газопроводы, водоводы, дороги, линии электропередач).

1.15 Южно-Ягунское нефтяное месторождение

Южно-Ягунское - нефтяное месторождение в России. Расположено в Ханты-Мансийском автономном округе, в 165 км к северо-востоку от г. Сургут. Открыто в 1978 году. Освоение началось в 1982 году.

Запасы нефти 0,5 млрд тонн. Плотность нефти составляет 0,844 г/см3 или 35,5° API. Содержание серы составляет 0,78 %.

Месторождение относится к Западно-Сибирской провинции.

Оператором месторождение является российская нефтяная компания Лукойл. Добыча нефти на месторождении в 2007 году составила 3,142 млн тонн.

1.16 Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение

Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение - одно из крупнейших на востоке России. Является базовым для формирования Якутского центра газодобычи и ресурсной базой для газопровода «Сила Сибири» и Амурского газоперерабатывающего завода (наряду с Ковыктинским месторождением в Иркутской области).

История:

Открыто в 1983 году. Расположено в Ленском районе Якутии.

Лицензия на Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение предоставлена «Газпрому» в соответствии с распоряжением правительства РФ от 16 апреля 2008 года, после чего здесь был проведён комплекс геологоразведочных работ.

...