Талаканское месторождение

Размещено на http://www.allbest.ru/

Национальный Исследовательский Технологический институт «Московский институт стали и сплавов»

Институт экономики и управления промышленными предприятиями

Кафедра экономики горного производства

Реферат

на тему: «Талаканское месторождение»

Выполнил(а) студент(ка) группы ЭП-Б-12

Манченко Елизавета

Проверил(а): Аржаткина М.С.

Москва 2015

Содержание

Введение

1. Краткое описание месторождения

2. Описание местоположения залегания пород

3. Экологические аспекты месторождения

4. Прогноз добычи нефти и конденсата

Заключение

Список используемой литературы

Введение

Сегодня Талаканское нефтегазовое месторождение одно из крупных в России. Извлекаемые запасы составляют 124,2 млн. т нефти и 54,1 млрд. куб. м газа, а геологические запасы нефти составляют 300 млн. тонн.

В данном реферате мы рассмотрим экологические и экономические аспекты Талаканского месторождения.

1. Краткое описание месторождения

месторождение нефтегазовый конденсат

Талаканское нефтяное месторождение - крупное нефтяное месторождение в Якутии.

Расположено на юго-западе республики, в среднем течении реки Лена, в 300 км от города Киренска (Иркутская область)

Лицензия на разработку Талаканского месторождения принадлежит компании «Сургутнефтегаз». Месторождение разделено на три отдельных блока: Центральный, Восточный и Таранский.

Извлекаемые запасы нефти на Талаканском месторождении по категории C1 составляют 105,449 млн тонн, по категории С2 - 18,132 млн тонн, запасы газа по категории С1 - 43,533 млрд кубометров, по категории С2 - 19,634 млрд кубометров, запасы конденсата по категории С1 - 375 тыс. тонн.

Нефтепродуктивные пласты Талаканского месторождения расположены довольно близко к поверхности земли - на глубине от 1000 до 1200 метров.

Скважины характеризуются высоким дебитом. Однако в отличие от месторождений Западной Сибири на Талаканском лицензионном участке нефть залегает в карбонатных отложениях (доломиты)

Разработка началась в начале 1990-х годов, в 1994 году был запущен временный нефтепровод до посёлка Витим.

За 2006-2008 годы «Сургутнефтегаз» вложил в развитие проекта 65 млрд руб., было пробурено 48 скважин.

2. Описание местоположения залегания пород

Месторождение расположено в наиболее приподнятой части Непско-Пеледуйского свода и всей Непско-Ботуобинской антеклизы и приурочено к сложно построенной Талаканской структурной зоне (поднятию). Это поднятие осложнено серией разрывных нарушении северо-западного простирания делящих структуру на несколько тектонических блоков. В пределах этой зоны выделяются три блока (с запада на восток): Таранский, Центрально - Талаканский и Восточный. Таранский и Центрально - Талаканскнй блоки разделены узким (не более 200 м в ширину) грабеном. Центрально - Талаканский блок отделяется от Восточного блока разрывным нарушением, амплитуда которого составляет 25-30 м. Размеры Талаканского поднятия по замкнутой изогипсе -1100 м составляют 66х37-20 км. Амплитуда Таранского блока, Центрально-Талаканского - 200 м и Восточного - 100 м. В пределах месторождения выявлены два продуктивных горизонта: хамакинский и осинский. Промышленная нефтегазоность структуры была установлена в 1984 г., когда в скв. 817 был получен приток газа из песчаников хамакинского горизонта.

Хамакинский горизонт распространен в северо-восточной части месторождения (Восточный блок). Горизонт сложен разнозернистыми песчаниками с прослоями аргиллитов и алевролитов. Фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов хамакинского горизонта крайне не выдержаны по площади. Общая мощность горизонта в пределах месторождения составляет 28-46 м. Эффективные мощности изменяются от 3 до 10 м, увеличиваясь в северо-восточном направлении. В пределах Центрально - Талаканского блока породы-коллекторы этого горизонта отсутствуют. Эффективная мощность горизонта в пределах Таранского блока составляет 8,2 м (скв. 870) и имеет тенденцию к увеличению на юго-запад за пределы месторождения. Открытая пористость песчаников изменяется в пределах 5-17%, газопроницаемость достигает 0,255 мкм2. Промышленные притоки газа получены в 3 скважинах с дебитами от 56 до 197 тыс. м3/сут. Пластовое давление 12 МПа, пластовая температура + 12°С. Залежь хамакинского горнзонта приурочена к "голове" крупной неантиклинальной ловушки, приуроченной к зоне регионального выклинивания вендских песчаников, основная продуктивность которых установлена на Чаяндинском месторождении. Основной продуктивный горизонт в пределах месторождения осинский, газонефтяная залежь приурочена к пласту О-I верхнебилирской подсвиты. Покрышкой является 250-метровая толща каменных солей с прослоями доломитов и аргиллитов юрегинской свиты. Породы-коллекторы представлены преимущественно разнозернистыми доломитами. Породы-коллекторы кавернозно-поровые, в разной степени трещиноватые. Каверновая, поровая и трещинная составляющие емкости коллекторов, меняются по площади и по разрезу, что обуславливает на отдельных участках существенную неоднородность продуктивного горизонта. Общая мощность горизонта практически постоянна и составляет 51-56 м. Эффективная мощность меняется от 0,8 до 44,9 м; при этом газонасыщенные мощности достигают 38,4 м, а нефтенасыщенные - 34,4 м. Коэффициент открытой пористости пород коллекторов изменяется в пределах 6-27% (преобладающие значения 10-15%), газопроницаемость достигает 0,19 мкм2.

Основная залежь в осинском горизонте (газонефтяная) приурочена к Центрально - Талаканскому блоку, размеры которого по отражающему горизонту II составляют 37x10-13 км, при амплитуде около 200 м. Разрывным нарушением северо-восточного простирания блок делится на две части: северную и южную (рис. 34). В каждой из этих частей бурением водонефтяные контакты установлены на разных уровнях. По этому признаку выделяются три залежи. К северной части блока приурочена нефтяная залежь (I), практически по всему периметру контролируемая тектоническими нарушениями. На границе с Таранским блоком выделяется газонефтяная залежь (II) с более высоким гипсометрическим положением ВНК, приуроченная к небольшому по площади клинообразному тектоническому блоку. К южной части блока приурочена газонефтяная залежь (III) с четко выраженной газовой шапкой и наиболее высоким положением ВНК. Глубина залегания залежей 1062-1195 м. Дебиты газа 100-480 тыс. м3/сут., нефти - 50-120 м3/сут. В скв. 179-76 с горизонтальным стволом в продуктивном горизонте (длина горизонтальной части 109,5 м) дебит нефти достигал 400 м3/сут. Пластовое давление 9,8-9,9 МПа, пластовая температура - + 120С. В Таранском блоке к осинскому горизонту приурочена газовая залежь. Притоки газа получены в пяти скважинах. Максимальный дебит 419 тыс. м3/сут. (скв. 870) на шайбе 24 мм. В Восточноталаканском блоке в осинском горизонте установлена нефтегазовая залежь, которая остается еще слабоизученной. Контуры ее определяются достаточно уверенно- с севера и юга бурением установлена линия замещения пород-коллекторов плотными породами. С северо-запада и юго-востока блок ограничен разрывными нарушениями. Слабые притоки газа на Талаканском месторождении были также получены из песчаников ботуобинского и хамaкинского горизонтов.

3. Экологически аспекты месторождения

Из экологического отчета за 2013 г. ОАО «Сургутнефтегаз»

Уровень экологической безопасности нефтегазовой компании в значительной степени определяется показателем аварийности на объектах нефтедобычи. Обеспечение надежности промысловых трубопроводов, управление рисками возникновения аварийных ситуаций являются важнейшими задачами специалистов ОАО «Сургутнефтегаз». Процесс управления рисками охватывает различные аспекты работы: от идентификации и анализа рисков до определения

потенциальных возможностей их снижения посредством выбора, реализации и контроля соответствующего комплекса мероприятий. Меры, направленные на повышение устойчивости функционирования промысловых объектов Компании, включают: входной контроль качества металла поставляемых труб; 100 %-ую техническую диагностику эксплуатируемого оборудования и сооружений; внутритрубную очистку и диагностику нефтепроводов; мониторинг коррозии; ингибиторную защиту трубопроводов; применение труб с антикоррозионным покрытием; обезвоживание нефти на установках предварительного сброса воды (УПСВ); капитальный ремонт трубопроводов; ведение базы данных о промысловых трубопроводах в корпоративных информационных системах.

Для обеспечения качества трубной продукции, применяемой при строительстве трубопроводов, компания выполняет входной контроль труб на соответствие требованиям технических условий как разрушающими, так и неразрушающими методами. В 2013 году разрушающими методами выполнен входной контроль 21,3 % поступивших труб (467,4 км, включая 77 км труб, предназначенных для объектов в Республике

Саха (Якутия)). По его результатам отбраковано 3,58 км труб (0,76 % продукции, прошедшей контроль). Наиболее достоверные данные о состоянии трубопроводов позволяет получать внутритрубная дефектоскопия. Периодическая очистка внутренней поверхности труб снижает риск развития коррозионных процессов. Для проведения внутритрубной дефектоскопии и очистки от водных скоплений и отложений напорные нефтепроводы и нефтегазопроводы ОАО «Сургутнефтегаз» оснащены камерами пуска и приема. Также в целях определения технического состояния и выявления аварийных участков проводится текущее (плановое) диагностирование. Весь комплекс полученных данных о состоянии трубопроводов позволяет делать заключение о дальнейшей эксплуатации и эффективно организовывать проведение планово-предупредительного и капитального ремонтов. В 2013 году выполнен капитальный ремонт трубопроводов протяженностью 386,7 км. Прогнозирование работоспособности линейных объектов и выбор эффективных способов защиты основываются на результатах мониторинга коррозии трубопроводов, который выполняется в 761 точке контроля на общем протяжении около 5 тыс. км. По результатам мониторинга проводится оценка агрессивного воздействия перекачиваемых жидкостей, планируются и реализуются меры защиты от коррозии.

Одним из методов обеспечения безопасной эксплуатации и снижения рисков коррозионного разрушения трубопроводов является применение ингибиторов коррозии. В 2013 году ингибиторная защита проводилась на 3 453,7 км трубопроводов. С этой целью было использовано 5 712,6 т ингибиторов коррозии с эффективностью защиты 80-100 %. В отношении всех партий ингибиторов (более 100) в ОАО «Сургутнефтегаз» был осуществлен входной контроль. Благодаря трехлетней исследовательской работе специалистов Компании разработан и внедрен новый метод дополнительного входного контроля качества ингибиторов коррозии - спектральный анализ. Он позволил более глубоко и оперативно проводить контроль поступающих промысловых реагентов. В настоящее время результаты спектрального анализа реагентов при исследовании их качества являются определяющими.

Программы ингибиторной защиты трубопроводов разработаны с учетом технико-экономических показателей. За счет планомерной оптимизации ингибиторной защиты трубопроводов снижен их удельный расход на защиту 1 км трубопроводов с 3 т/км в 2010 году до 1,65 т/км в 2013 году.

В настоящее время в Компании эксплуатируется 29 объектов малой энергетики (22 газотурбинных и 7 газопоршневых электростанций), обеспечивающих выработку электроэнергии за счёт использования попутного нефтяного газа (ПНГ). В результате рационального использования ПНГ и сокращения объемов его сжигания на факелах ежегодно предотвращаются выбросы метана более чем на 210 тыс.т, что в СО2-эквиваленте составляет около 4,4 млн.т в год. Компания реализовала проекты совместного осуществления с Gazprom Marketing & Trading Limited с целью использования полученных средств от продажи единиц сокращенных выбросов парниковых газов, образующихся при утилизации ПНГ на ГТЭС, ГПЭС и КС, на дальнейшее повышение экологической и энергетической эффективности производства. Сбор данных и расчёт выбросов метана производится в соответствии с правилами установления нормативов предельно-допустимых выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух, действующими в Российской Федерации, по методикам, утверждённым в установленном порядке. Расчеты основаны на результатах инструментального контроля выбросов, полученного при помощи поверенных в установленном порядке приборов учета, а также лабораторных исследований, выполненных аккредитованными лабораториями. Сведения о выбросах метана публикуются в ежегодном Экологическом отчёте ОАО «Сургутнефтегаз», Государственном докладе о состоянии и об охране окружающей среды Российской Федерации в части топливно-энергетического комплекса, направляются ежегодно в Минэнерго России, Росстат, представляются в уполномоченные контролирующие органы Российской Федерации, отражаются в ежеквартальных расчётах платы за негативное воздействие на окружающую среду, а также проекте международного инвестиционного партнерства Carbon Disclosure Project (CDP).

Ознакомление с природоохранной деятельностью ОАО «Сургутнефтегаз» на Талакане

«9 августа состоялась поездка представителей Министерства охраны природы Якутии, Министерства чрезвычайных ситуаций по РС(Я), науки, общественности и средств массовой информации республики на Талаканском нефтегазоконденсатном месторождении. Целью данного мероприятия является ознакомление с работой компании по обеспечению экологической безопасности процесса нефтедобычи, освещение в СМИ реализуемых компанией природоохранных мероприятий в республике.

Как рассказала журналистам начальник управления экологической безопасности и природопользования Любовь Малышкина, приоритетной задачей ОАО «Сургутнефтегаз», ведущего поиск, разведку и добычу нефти и газа на месторождениях Западной и Восточной Сибири, является снижение негативного влияния на окружающую среду, обеспечение экологической безопасности производства. С этой целью в Республике Саха (Якутия) за последние пять лет инвестировано 12,6 млрд. руб.

«Основной объем этих средств направлен на строительство природоохранных объектов, обеспечение утилизации промышленных отходов и стоков. На месторождениях компании в Якутии создана эффективно действующая инфраструктура для полной утилизации сточных вод, отходов нефтедобычи, попутного нефтяного газа» - пояснила она.

Экскурсию по производственным объектам начали с демонстрации технических средств, процесса проведения учений специализированного подразделения по ликвидации разлива нефти и нефтепродуктов нефтегазодобывающего управления «Талаканнефть». По словам и.о. начальника нефтегазодобывающего управления «Талаканнефть» Виталия Быкова ОАО «Сургутнефтегаз» уделяет особое внимание на профилактику разлива, утечке нефти. Основные мощности предприятия базируются в Западной Сибири, Талаканское месторождение начало осваиваться недавно, поэтому все нефтедобывающее оборудование новое, отвечающее современным экологическим стандартам.

«В компании обеспечены независимый инспекционный контроль качества труб; полная техническая диагностика нефтепромыслового оборудования; внутритрубная очистка и диагностика нефтепроводов с применением магнитных дефектоскопов; мониторинг коррозии трубопроводов» - сказал он.

Следует отметить, что сотрудники звена по ликвидации разливов нефти НГДУ «Талаканнефть» аттестованы территориальной аттестационной комиссией. Курсы повышения квалификации и обучение в области охраны окружающей среды и экологической безопасности ежегодно проходят свыше 80 специалистов компании, работающих на территории Якутии. Такие мероприятия на предприятии проводятся каждый год.

Здесь же на речке Кадалы, участке перехода нефтепроводов, сотрудники ведомственной лаборатории продемонстрировали процесс отбора проб поверхностной воды и атмосферного воздуха. Пользуясь случаем, представители Министерства охраны природы республики провели параллельный отбор проб для проведения химико-аналитических исследований.

Далее участники мероприятия посетили газотурбинную электростанцию, мощность которой на Талаканском месторождении составляет 144 МВт. Компрессорная станция для закачки попутного нефтяного газа в пласт имеет производительность 1,5 млрд. куб. м. газа в год. С целью оценки состояния природной среды и выявления негативных изменений в зоне деятельности Талаканского месторождения в 2008 году была введена в эксплуатацию производственно-исследовательская лаборатория для проведения экологического мониторинга. Лаборатория выполняет химический анализ проб поверхностных, грунтовых и сточных вод, донных отложений, почв, атмосферного воздуха, промышленных выбросов, буровых шламов.

Необходимо отметить, что при организации экологического мониторинга природной среды и промышленных объектов ОАО «Сургутнефтегаз» сотрудничает с Министерством охраны природы Якутии и с ЦЛАТИ.

Также на территории вахтового поселка имеется полигон для захоронения твердых бытовых и производственных отходов. Содержащие нефть отходы не захораниваются. Обеспечивается это посредством отделения и рекуперации нефти. Полученная после термического обезвреживания отходов зола используется при строительстве промышленных площадок.

На сегодняшний день у компании есть четыре собственных полигона для размещения отходов. Три полигона ОАО «Сургутнефтегаз» расположены в Ханты-Мансийском автономном округе, один у нас в республике.

В области охраны атмосферного воздуха наибольший вред приносят выбросы попутного нефтяного газа. С 2011 года уровень его утилизации на месторождениях в Восточной Сибири составляет более 95%, а уровень загрязнения в среднем сократился на 100 тысяч тонн в год. В Якутии газ в основном используется компанией для выработки тепла и электричества для собственных нужд и объектов «Транснефти».

Такие экологические десанты компания планирует проводить каждый год, с целью доказать населению республики, что ОАО «Сургутнефтегаз» делает все возможное для минимизации ущерба окружающей среде и пришел к нам всерьез и надолго»

4. Прогноз добычи нефти и конденсата

Общая добыча нефти и конденсата на Дальнем Востоке и шельфах дальневосточных морей может составить в 2015 г. - около 28 млн тонн, в 2020 г. - 29,3 млн тонн с возможной последующей стабилизацией этого показателя (табл. 2). Достижение проектируемых уровней добычи нефти и их стабилизация за счет уже разрабатываемых и подготовленных к промышленной эксплуатации месторождений Республики Саха (Якутия) (Среднеботуобинского, Талаканского и др.), шельфовых месторождений проектов «Сахалин-1» («Чайво», «Одопту-море», Аркутун-Дагинское), «Сахалин-2» (Лунское, Пильтун-Астохское) возможно только до 2015 - 2020 гг. После этого месторождения войдут в стадию падающей добычи. В период после 2020 г. добыча нефти на Дальнем Востоке должна поддерживаться за счет месторождений, прогнозируемых к открытию. В региональном плане добыча нефти в Республике Саха (Якутия) и на шельфе о. Сахалин будет осуществляться примерно в равных долях. В Якутском центре наращивание добычи нефти планируется до 2020 г., когда добыча возрастет до 14 млн тонн. К этому времени будет выведено на проектируемый уровень разработки Талаканское месторождение (7 млн тонн), введено в разработку Среднеботуобинское месторождение (6 млн тонн) и нефтяная оторочка Чаяндинского месторождения (2 млн тонн). Однако после 2020 г. добыча нефти в республике на существующих месторождениях начнет снижаться и уже в 2030 - 2035 гг. этот показатель составит около 7 - 8 млн тонн. Для стабилизации добычи нефти в регионе необходимы интенсификация геолого-разведочных работ и резкое расширение воспроизводства минерально-сырьевой базы. Для того чтобы не допустить резкого снижения добычи нефти в Республике Саха (Якутия) после 2020 г. необходимо открыть и подготовить запасы в объеме более 120 млн тонн нефти категории АВС1+С2, которые будут обеспечивать добычу нефти на уровне не менее 5 - 7 млн тонн в год.

На Сахалинском центре планомерное снижение добычи нефти может начаться уже в период 2015 - 2020 гг. В рамках реализации проекта «Сахалин-1» с 2014 г. предполагается приступить к освоению запасов газа и конденсата месторождения «Чайво» и запасов нефти месторождения «Аркутун-Даги». Разведанная сырьевая база и ожидаемый прирост запасов нефти на новых участках обеспечит добычу нефти по проекту «Сахалин-1» в 2020 г. на уровне 7 млн тонн с последующим планомерным сокращением в 2025 г. - до 5 млн тонн, в 2030 г. - до 4 млн тонн. По проекту «Сахалин-2» предусмотрено поэтапное освоение Пильтун-Астохского и Лунского месторождений, расположенных в 13 - 16 км от северо-восточного побережья о-ва Сахалин. В 2012 г. добыча нефти составила 6,1 млн тонн, разведанная сырьевая база позволит выйти к 2015 г. на «полку» в 6,5 млн тонн с последующим планомерным сокращением к 2020 г. до 5 млн тонн, к 2025 г. до 4 млн тонн, к 2030 г. до 3,5 млн тонн. Перспективными в плане прироста запасов и увеличения добычи нефти являются проекты «Сахалин-3» - «Сахалин-9». Существующие геологические предпосылки дают возможность прогнозировать возможность подготовки сырьевой базы, позволяющей обеспечить после 2020 г. добычу нефти на уровне 7 - 8 млн тонн. В настоящее время существуют определенные перспективы увеличения ресурсной базы Дальнего Востока за счет перспективных площадей Камчатского шельфа. Из четырех площадей (Западно-Камчатской и Шелиховской на Охотоморском шельфе, Олюторской и Хатырской на Беринговоморском шельфе) в распределенном фонде недр находится только одна - Западно-Камчатская, включающая Крутогоровский и Сухановский нефтегазоносные участки. Лицензия на эти лицензионные участки распоряжением Правительства РФ передана Газпрому.

Таким образом, Талаканское месторождение является одним из наиболее эффективных и наиболее развитых месторождений в Якутии.

Размещено на Allbest.ru