Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторождение

Размещено на http://www.allbest.ru//

Размещено на http://www.allbest.ru//

Министерство образования и науки РФ

ФГАОУ ВО «Северо-Восточный федеральный университет

Им М.К Аммосова»

Горный институт

Кафедра «Подземные разработки рудных месторождений»

Реферат по Геологии

На тему: «Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторождение»

Выполнил: студент группы ПР-17

Егоров Иван Александрович

Проверил: Кудрин. М.В

Якутск 2018

Принятые сокращения

НГКМ- нефтегазоконденсатное месторождение

АТР- Азиатско-Тихоокеанского регион

ПКТ- подсолевой терригенный комплекс

Введения

Территория, выступающая сама по себе как ресурс, в свою очередь, определяет и характер социально-экономического развития региона. Одновременно само общество диктует требования к использованию территории. Наличие того или иного ресурса, степень социально-экономического развития общества определяют условия и характер природопользования.

На современном этапе развития России (в связи с высокими мировыми ценами на энергоресурсы, зависимостью экономики от экспорта нефти и газа) актуальность приобретают экономико-географические исследования территорий, богатых нефтегазовыми ресурсами. Россия, занимающая ведущее место на рынке энергоресурсов, предпринимает усиленные попытки по поддержанию существующего энергобаланса, наращивает поставки углеводородного сырья в европейские страны, разрабатывает и развивает альтернативные пути экспорта энергоресурсов. Одним из таких важнейших направлений является транспортировка нефти и газа в страны Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР). Есть все основания полагать, что потребности в импорте нефти и газа в этих странах будут не ниже, а, возможно, и выше, чем в европейских странах.

В ближайшей перспективе одним из главных регионов России, участвующих в экспорте углеводородного сырья на рынок стран АТР, станет Республика Саха (Якутия). В настоящее время здесь уже происходит становление новой нефтегазоносной провинции. В республике сложилась ситуация, при которой нефтегазовая отрасль имеет преимущества, обеспечивающие ускоренное ее развитие, а именно значительные разведанные запасы углеводородов на месторождениях и их территориальная близость к крупным месторождениям Иркутской области и Красноярского края; высокие перспективы наращивания сырьевой базы нефтедобычи в районах, территориально тяготеющих к планируемым центрам добычи нефти и трассам магистральных трубопроводов; наличие базы для дальнейшего развития в республике предприятий нефтегазовой отрасли.

География месторождения

Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторождение (СБ НГКМ) в административном отношении находится на территории Мирнинского района Республики Саха (Якутия), в 130 км на юго-запад от г. Мирного и в 140 км к северо-западу от г. Ленска.

Территориально Среднеботуобинское месторождение расположено в пределах Лено-Вилюйской равнины Средне-Сибирского плоскогорья, в междуречье Лены и Вилюя, в бассейне правого притока р. Вилюй - реки Улахан-Ботуобуя. Входит в Лено-Тунгусскую нефтегазоносную провинцию.

Гидрография района представлена также рекой Таас-Юрэх и рядом других более мелких. Питание рек в основном снеговое. Долины рек и ручьев заболоченны - около 10% рассматриваемой территории занимают болота и заболоченные земли. Ледостав наступает в первой декаде октября, вскрытие рек - в конце апреля, начале мая. Наибольшая толщина льда на непромерзающих реках составляет 120 см. Рельеф представляет собой всхолмленную равнину, расчлененную густой сетью временных водотоков. Абсолютные отметки 300-390 м.

Продуктивным считается подсолевой терригенный комплекс (ПТК) стратиграфически приуроченный к нижнемотской подсвите венд-нижнекембрийского периода.

Промышленные притоки нефти и газа связаны главным образом с песчаными пластами, которые по местному детальному расчленению относятся к карбонатным отложениям осинского и терригенным коллекторам парфеновско- ботуобинского и улаханского горизонтов.

Залежи выявлены на глубине 1427-1950 м.

Залежи пластов Б1-2 (осинский горизонт) билирской и В5 (ботуобинский горизонт) бюкской свит.

В отдельных скважинах получены притоки нефти и газа из пластов В12 (улаханский горизонт) и В13 (талахский горизонт) курсовской свиты. Залежь пласта Б1-2 - нефтегазовая, массивная, литологически замкнутая, блоковая. Тип коллектора, сложенного известняками и доломитами с прослоями мергелей, порово-каверновый. Залежь имеет сложное строение за счет резких фациальных изменений продуктивных пород и разрывных нарушений. Мощность пласта 60-70 м, эффективная мощность достигает 20 м.

Залежь пласта В5 нефтегазовая, пластовая, антиклинальная, тектонически экранированная, блоковая. Мощность пласта изменяется от 1-2 м на севере до 36 м на юге структуры, эффективная мощность составляет до 90 % от общей. Пористость коллектора - 9-16 %. Особенностью залежи является наклонное положение водонефтяного контакта. Высота газовой шапки изменяется от 40 м на севере структуры до 20 м на юге, нефтяной оторочки - от 1 м на северо-западе до 18 м на юго-востоке.

Залежь пласта В12 - газовая, пластовая, антиклинальная, литологически ограниченная, тектонически экранированная - локализована на севере месторождения в районе выклинивания пласта В5, отделенного глинистыми породами мощностью 10-15 м. Мощность пласта В12 изменяется в интервале 0 - 17 м. Пористость коллектора, представленного серыми средне-мелкозернистыми песчаниками, составляет 11-15 %.

На Центральном нефтяном блоке месторождения имеется 67 скважин (50 - на Ботуобинский горизонт и 17 - на Осинский), из которых 6 скважин находились в освоении, 3 скважины в бездействии и 58 законсервированы или ликвидированы. Большинство законсервированных скважин готовы к возобновлению их эксплуатации.

На 12 ранее пробуренных скважинах компанией Schlumberger в период 2005-2008 гг. было проведено бурение боковых горизонтальных стволов на Ботуобинский горизонт, которые готовы к эксплуатации. На Курунгском участке недр пробурено 6 поисково-разведочных скважин, 5 из них ликвидированы, одна оказалась продуктивной по Ботуобинскому горизонту и законсервирована.

В непосредственной близости от Среднеботуобинского НГКМ расположены Тас-Юряхское, Бес-Юряхское, Иреляхское, Мирнинское, Северо-Нилбинское, Хотого-Мурбайское НГКМ и нефтяные месторождения, находящиеся на различной стадии освоения

нефтегазоконденсатный месторождение нефтепровод

Структурная карта месторождения

Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторождение(рис. 84). Это пологая брахиантиклиналь со слабо ун-чулирующей осью северо-восточного простирания. Размеры структуры 90x30 км, амплитудо 40--46 м. Структура осложнена дизъюнктивными нарушениями. Промышленная газонефтеносность установлена в карбонатных отложениях осинского горизон­та нижнего кембрия и терригенных породах ботуобинского, улаханского и талахского горизонтов венд-нижнего кембрия. К ботуобинскому горизонту приурочена основная газовая залежь с нефтя­ной оторочкой, смещенной на юго-восточное крыло. Залежь плас­товая сводовая с элементами тектонического экранирования. Раз­меры залежи 50х(12--20) км, высота 40 м, ГВК в центральном блоке -1564м. Газонасыщенные песчаники пористостью 13--18%, прони­цаемостью до 0,6 мкм2, эффективная толщина 3,2--10,4м. Началь­ное пластовое давление 14,6 МПа. Дебиты газа 280 тыс. м3/сут. Состав газа, %: метана -- 87,18, этана -- 3,66, пропана -- 1,32, бу­тана -- 0,43, углекислоты -- 0,19, азота -- 6,19, водорода -- 0,09, по­вышенное содержание гелия. Плотность газа 0,632. Содержание конденсата 20,2 г/м3. Плотность 0,669 г/см3. Нефтенасыщенная толщина нефтяной оторочки 1,5--5м (северный блок) -- 4,2--8,5м (центральный и восточный блоки). Пористость песчаников 12-- 17%, начальные дебиты нефти 24 т/сут. Нефть плотностью 0,867г/см3, вязкость 9,17 мПа-с, содержание серы 0,89%, парафи­на 1,91--2,85%, смол и асфальтенов 9,6--21,9%, выход фракций до 300°С 77--76,5%. К ботуобинскому горизонту приурочено до 90 % разведанных запасов нефти и газа. Залежь осинского горизонта нефтегазовая, пластовая, литологически экранированная.

Высота 40 м, глубина кровли пласта 1427 м, эффективная толщина 4 м, кол­лектор карбонатный, пористость 13 %, проницаемость 0,015 мкм2, пластовое давление 14,3 МПа, t ТС, Дебиты нефти и газа соот­ветственно 16 т/сут и 58 тыс. м3/сут.

Рис. 84. Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторождение (Г.А. Габриэлянц, 2000): а -- структурная карта по кровле ботуобинского горизонта; б -- геологический разрез (усл. обозн. см. рис.85)

Климат

Климат Мирнинского района является резко континентальным. Основными факторами, влияющими на суровость климата, являются глубоко континентальное материковое положение и горное обрамление равнины с востока, юго-востока и юга, препятствующие проникновению влажных масс воздуха с Тихого океана. Особую суровость природных условий района определяет зима средней продолжительностью 7 месяцев, с ясной погодой и низкими температурами. Средняя месячная температура воздуха в январе держится в пределах от -28°С до -40°С. Достаточно часто отрицательные температуры зимой достигают минус 50-57°С. Средняя продолжительность отопительного сезона составляет 270 дней.

Весна и осень практически отсутствуют. Летом жаркие дни (температура поднимается до +30°С) сменяются холодными ночами. Средняя месячная температура воздуха в июле в Мирнинском районе варьируется от +12°С до +18°С. Осадков в районе выпадает мало, высушенная за лето почва слабо увлажняется и, замерзая в конце сентября, уходит под снег в сухом состоянии. Снегопады наиболее характерны для октября-ноября. Толщина снежного покрова для участков с ровной поверхностью 35-50 см. Число дней со снежным покровом 200 суток в год.

История месторождения

Среднеботуобинское месторождение было открыто в 1970 году и на протяжении последующих 15 лет на нем осуществлялось разведочное бурение. В итоге на 01.07.2010 на Центральном нефтяном блоке месторождения имеется 67 скважин (50 - на Ботуобинский горизонт и 17 - на Осинский), из которых 6 скважин находились в освоении, 3 скважины в бездействии и 58 законсервированы или ликвидированы. Большинство законсервированных скважин готовы к возобновлению их эксплуатации. На 12 ранее пробуренных скважинах компанией Schlumberger в период 2005-2008 гг. было проведено бурение боковых горизонтальных стволов на Ботуобинский горизонт. Все БГС оказались успешными и готовы к эксплуатации. На Курунгском участке пробурено 6 поисково-разведочных скважин, 5 из них ликвидированы, одна оказалась продуктивной по Ботуобинскому горизонту и законсервирована. В непосредственной близости от Среднеботуобинского месторождения расположены Тас-Юряхское, Бес-Юряхское, Иреляхское, Мирнинское, Северо-Нилбинское, Хотого-Мурбайское нефтегазоконденсатные и нефтяные месторождения, находящиеся на различной стадии освоения (в разведке, обустройстве или разработке).

Здесь с 1976 по 1987 годы были произведены шесть ядерных взрывов мощностью 15 килотонн из серий взрывов "Ока", "Шексна", "Нева" для интенсификации добычи нефти и один мощностью 3,2 кт для создания подземного нефтехранилища.

Полный список взрывов, проведенных на месторождении:

Интенсификация притоков нефти и газа из скважин, заказчик - Мингео СССР:

- "Ока", 05.11.76 г.; Мирнинский улус, в 38 км от с. Таас-Юрях; 15кт

- "Вятка", 08.10.78 г.; Мирнинский улус, в 26 км от с. Таас-Юрях; 15 кт

- "Шексна", 08.10.79 г.; Мирнинский улус, в 7 км от с. Таас-Юрях; 15 кт

-"Нева-1", 10.10.1982 г.; Мирнинский улус, в 31,5 км от с. Таас-Юрях; 15 кт

- "Нева-2", 07.07.87 г.; Мирнинский улус, в 40,5 км от с. Таас-Юрях; 15 кт

- "Нева-3", 24.07.87 г.; Мирнинский улус, в 42,5 км от с. Таас-Юрях; 15 кт

Создание подземной емкости для хранения нефти, заказчик - Мингео СССР:

- "Скв. № 101", 1987 г.; Мирнинский улус, в 41,4 км от с. Таас-Юрях; 3,2 кт

На месторождении построен газопровод "Среднеботуобинское месторождение - г. Мирный" диаметром 500 мм, по которому подается газ, добываемый из залежи Северного блока в объеме 190-250 млн. м 3 в год в зависимости от потребностей алмазодобывающей промышленности (протяженность 175 км). В 650 км к востоку от месторождения проходит действующий газопровод Мастах-Якутск.

2 октября 2012 года завершены работы по врезке нефтепровода внешнего транспорта ООО "Таас-Юрях Нефтегазодобыча" в трубопроводную систему ВСТО (нефтепровод, проходящий от г. Тайшет (Иркутская область) до нефтеналивного порта Козьмино в заливе Находка. Соединяет месторождения Западной и Восточной Сибири с рынками Азии и США). Узел врезки является конечной точкой построенного в 2012 году 169 километрового нефтепровода, соединяющего Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторождение с трубопроводной системой ВСТО. К моменту подключения к ВСТО ежегодный уровень добычи нефти на Среднеботуобинском участке ожидается на уровне 1,5 млн. тонн. В последствии этот объем планируется увеличить до 4,5 млн. тонн нефти.

В настоящее время для ООО "Таас-Юрях Нефтегазодобыча" ведутся активные работы по обустройству Среднеботуобинского нефтегазоконденсатного месторождения.

С февраля 2012 г. по июнь 2013 г. осуществлены следующие работы:

· Строительство энергетического комплекса, монтаж блоков ГТЭС-2500 общей мощностью 20 мегаватт;

· Подготовка центрального пункта сбора нефти (устройство свайного основания 1080 тонн, монтаж металлоконструкций 685 тонн, прокладка кабельно-проводниковой продукции 337 км, монтаж блочного оборудования).

· Прокладка 60 км линий электропередач ВЛ-6кВ;

· Строительство вахтового жилого комплекса;

· Строительство насосной станции внешнего транспорта нефти;

· Прокладка нефтепроводных и газопроводных сетей;

· Строительство приемо-сдаточного пункта товарной нефти Среднеботуобинского НГКМ в магистральный нефтепровод ВСТО в р-не г. Ленск". I очередь строительства (0,95 м: лн.т.год). КЛ и ВЛ - 10 кВ от ПС-220/10кВ "НПС-12" до площадки "ПСП".

В том числе произведен монтаж уникальных конструкций:

· Факельная установка СФ 1 (высота: 55 м);

· Мачта связи АО-80 (высота: 80 м);

· Нефтегазовые сепараторы (объемы: 25 - 160 м 3).

Ведется монтаж и установка автоматизированной системы управления технологическим процессом (нижний уровень: КИПиА) на строительстве нефтепровода товарной нефти.

Заключение

Несмотря на существенный потенциал природных ресурсов Восточной Сибири, запасы углеводородного сырья в этом регионе остаются большей частью неосвоенными из-за географической удаленности и суровости климатических условий (зимы порой длятся до 9 месяцев). Слабая развитость системы дорог в регионе затрудняет как транспортировку необходимого оборудования на месторождение, так и вывоз продукции. В настоящее время основной формой транспортировки является Байкало-Амурская федеральная железная дорога до г. Усть-Кут (ст.Лена, порт Осетрово) и далее - баржей до Ленска (протяженность водного маршрута - 961 км). В решение проблемы вывоза добываемого углеводородного сырья большой вклад должен внести трубопровод «Восточная Сибирь - Тихийокеан»(ВСТО).

В данном районе имеется острый дефицит в пресной воде для ППД. Нефтяные компании нуждаются в эффективных методах поиска воды перед бурением.

Размещено на Allbest.ru