Нефтегазовые месторождения России

В 2014 году на месторождении началась пробная добыча нефти. В перспективе чаяндинская нефть будет направляться в нефтепровод «Восточная Сибирь - Тихий океан» (ВСТО).

В 2015 году «Газпром» приступил к обустройству газовых залежей. Начало добычи газа будет синхронизировано с запуском магистрального газопровода «Сила Сибири» и Амурского газоперерабатывающего завода.

Месторождение

По размеру запасов (B1+B2) относится к категории уникальных - около 1,4 трлн мі газа и около 76,7 млн тонн нефти и конденсата. Проектная годовая производительность - 25 млрд мі газа, 1,9 млн тонн нефти и 0,4 млн тонн газового конденсата.

Газ месторождения имеет сложный компонентный состав, в том числе содержит значительные объёмы гелия. На Чаяндинском месторождении впервые в России в промышленном масштабе будет использована технология мембранного извлечения гелия из природного газа непосредственно на промысле. Также месторождение станет сырьевой базой для Амурского газоперерабатывающего завода, где из газа будут извлекаться ценные фракции.

1.17 Сахалин-1

«Сахалимн-1» - нефтегазовый проект, реализуемый на острове Сахалин по условиям соглашения о разделе продукции.

В рамках проекта предусмотрена разработка нефти и газа на северо-восточном шельфе острова Сахалин. Район разработки включает в себя месторождения Чайво, Одопту-море и Аркутун-Даги. Объём извлекаемых запасов оценивается в 2,3 млрд баррелей нефти (307 млн тонн) и 485 млрд мі природного газа. Жизненный цикл проекта продлится до 2040 - 2050 годов.

Оператор проекта - Эксон Нефтегаз Лимитед, дочерняя компания ExxonMobil (30 %), другие участники консорциума по его разработке - ОАО «Роснефть» (20 %), ONGC (20 %) и SODECO (30 %). Проект «Сахалин-1» останется одним из крупнейших проектов с прямыми иностранными инвестициями в России: на начало 2006 консорциум израсходовал более 4,5 млрд долл. США.

Первая скважина, давшая нефть, была пробурена «Сахалинморнефтегазом» на Аркутун-Даги в 1989 году.

Соглашение о разделе продукции (СРП) с международным консорциумом по проекту «Сахалин-1» было подписано 30 июня 1995 года правительством РФ и администрацией Сахалинской области, вступило в силу в июне 1996 года.

С 2008 года американская ExxonMobil пытается снизить Налог на прибыль с 35 до 20 % и возместить налоговые платежи для своей компании в рамках проекта.

В октябре 2005 года началась добыча нефти и газа на месторождении Чайво. Газ, добываемый на этом участке, поставляется внутренним потребителям в Хабаровском крае. Существуют планы по строительству газопровода между Сахалином и Японией. Газопровод от Сахалина до Японии обойдется в 2,6 миллиарда долларов (13.06.2006). Дата обращения 13 июня 2006. Архивировано 12 февраля 2012 года. Добыча ведется с платформы «Орлан».

в 2010 году было запущено месторождение - Одопту. Его запуск позволил компенсировать падение добычи нефти на основном месторождении проекта - Чайво.

В январе 2011 года нефтяная скважина месторождения Одопту-море, пробуренная под острым углом к поверхности земли, проекта Сахалин-1 с длиной 12 345 метров стала самой длинной скважиной в мире (самая глубокая - Кольская сверхглубокая скважина). В июне 2013 года на Чайвинском месторождении вновь был побит мировой рекорд по протяжённости скважины: длина самой длинной скважины составила 12 700 метров (скважина Z-42).

В июне 2014 года на месторождение Аркутун-Даги была доставлена и установлена самая мощная в мире на тот момент морская буровая платформа «Беркут». В январе 2015 с платформы начала поступать первая промышленная нефть.

Нефть, добытая на месторождении Аркутун-Даги, будет направляться на действующий Береговой комплекс подготовки Чайво, а затем перекачиваться по трубопроводу на нефтеотгрузочный терминал в Де-Кастри, расположенный в Ульчском районе Хабаровского края. Далее высококачественное сырьё будет отгружаться в танкеры на экспорт. Нефть сорта № 4 - Sokol, добываемая в рамках проекта «Сахалин-1», содержит 0,23 % серы, плотность нефти - 37,9 градусов API.

Планируется строительство завода СПГ на юге Сахалина. Это будет второй на острове завод по сжижению газа. Первый был открыт в 2009 году в рамках проекта Сахалин-2. Завод должен быть введён в 2019 году



1.18 Сахалин-2

«Сахалимн-2» - нефтегазовый проект, реализуемый на острове Сахалин на условиях соглашения о разделе продукции. Оператором проекта является компания «Сахалин Энерджи».

О проекте:

Проект предусматривает разработку двух шельфовых месторождений:

· Пильтун-Астохского (главным образом нефтяного месторождения с попутным газом);

· Лунского (преимущественно газового месторождения с попутным газовым конденсатом и нефтяной оторочкой). Общие запасы составляют 182,4 млн т нефти и 633,6 млрд мі газа (по другим данным - 150 млн тонн нефти и 500 млрд кубометров газа).

Нефть:

В 2014 году «Сахалин Энерджи» вывела на мировой рынок легкую малосернистую нефть сорта «Сахалин Бленд». Нефть сорта №5 - Vitayz, добываемая в рамках проекта «Сахалин-2», имеет привязку к стоимости сорта «Дубаи».

Сжиженный природный газ

В 2009 году начал работу, построенный «Сахалин Энерджи» первый в России завод по производству сжиженного природного газа.

Оператор и акционеры проекта:

Оператор проекта «Сахалин-2» - компания «Сахалин Энерджи».

До апреля 2007 года её акционерами были: Shell (55 %) и Mitsui (25 %) с Mitsubishi (20 %).

В апреле 2007 года «Газпром» выкупил за $7,45 млрд. контрольный пакет - 50 % плюс одну акцию, - таким образом, у Shell - 27,5 % минус 1 акция, Mitsui - 12,5 %, Mitsubishi - 10 %.

Как говорится в сообщении «Газпрома», «Сахалин Энерджи» останется компанией-оператором проекта, «Газпром» «будет играть ведущую роль как мажоритарный акционер», а Shell продолжит вносить «существенный вклад в оперативное управление и останется техническим консультантом».

Стадии развития проекта:

Предыстория развития проекта

Переговоры по проекту «Сахалин-2» начались в 1988 году. В 1991 году был объявлен победитель тендера на право разработки технико-экономического обоснования (ТЭО). В июне 1994 года между российским правительством и компанией «Sakhalin Energy» было подписано соглашение о разработке проекта. Реализация проекта началась ещё через 2 года, после принятия соглашения о разделе продукции (СРП).

Первый этап проекта был ориентирован на сезонную разработку нефтяного месторождения (летом 1999 на производственно-добывающем комплексе (ПДК) «Витязь», в состав которого входит нефтедобывающая платформа «Моликпак», была начата сезонная добыча нефти). Море вокруг ПДК «Витязь» покрыто льдами шесть месяцев в году, и поэтому до декабря 2008 года добыча в рамках Первого этапа ограничивалась безледовым периодом - примерно 180 дней. В настоящее время, после установки дополнительного модуля и строительства берегового комплекса в рамках Второго этапа, платформа работает в круглогодичном режиме, при этом суточная добыча составляет около 60000-70000 баррелей. Общие инвестиции в первый этап составили около 1,5 млрд долл. США.

Второй этап проекта - обеспечение комплексной разработки нефтегазовых месторождений с целью обеспечения круглогодичной добычи нефти и газа. Во время этого этапа была установлена морская платформа на Пильтунской площади Пильтун-Астохского месторождения и проведён монтаж платформы на Лунском газовом месторождении. Теперь нефть и газ транспортируются по 800-километровым береговым трубопроводам в Пригородное, на южную оконечность острова Сахалин к заводу по производству сжиженного природного газа (СПГ) и терминалам отгрузки нефти и СПГ. Мощность СПГ-производства - 9,6 млн т сжиженного газа в год.

В торжественной церемонии приняли участие представители Японии, Великобритании и Нидерландов, стран-участниц проекта.

На церемонии открытия завода по производству сжиженного природного газа, построенного в рамках проекта

18 февраля 2009 года на Сахалине, близ города Корсакова был запущен завод по производству сжиженного природного газа. На заводе работают две технологические линии производительностью 4,8 млн тонн в год каждая. 18 февраля 2009 года с завода по производству СПГ по проекту «Сахалин-2» была отгружена первая экспортная партия продукции на танкер «Совкомфлота».

Экология:

В августе 2007 года британское отделение «Всемирный фонд дикой природы» (WWF) и общественная организация «The Corner House» подали иск против департамента по экспортным гарантиям Соединённого Королевства (ECGD). Организации требуют не предоставлять кредит для «Sakhalin Energy» в размере 1 млрд долларов США под реализацию второго этапа проекта в отсутствии необходимой информации по экологической стороне проекта. Ранее ЕБРР отказался от финансирования этого проекта.

9 октября «Sakhalin Energy» опубликовала экологический отчёт организации AEA Technology, которая была привлечена компанией для независимой экологической экспертизы. В нём говорится, что «по большинству проектных объектов отмечается высокий уровень соблюдения законодательных и нормативных требований», но «есть небольшое количество направлений, по которым показатели работ по проекту на настоящий момент не соответствуют требованиям плана действий в сфере охраны здоровья, окружающей среды и социальной защиты». Выделено 4 проблемных участка:

· строительство переходов через реки (отмечается небольшое использование методов «сухого» перехода),

· борьба с эрозией (реализация временных и постоянных противоэрозийных мероприятий не соответствует требованиям плана в части, касающейся стабилизации поверхности грунта для снижения риска эрозии),

· пересечение заболоченных территорий (нарушение гидрологического режима),

· строительство в районе Чайво (ведение работ в чувствительный период гнездования птиц).

Два первых участка также являлись частью списка претензий, которые в 2006 году Минприроды предъявляло к проекту, угрожая штрафами и отзывом лицензий.

Одна из немногих точек произрастания орхидей внесённых в Красную книгу: Башмачка настоящего и Гнездоцветки клобучковой на острове Сахалин в окрестностях посёлка Взморье исчезла в результате строительства нефтегазопровода по проекту «Сахалин-2».

При этом в декабре 2008 года компания «Сахалин Энерджи» стала лауреатом премии «Экологический проект года» министерства природных ресурсов Российской Федерации. Награда в номинации «Экологическая эффективность экономики» была вручена компании Министром природных ресурсов и экологии РФ Юрием Трутневым за работу по защите западной популяции серых китов.

Современная природоохранная деятельность компании осуществляется в соответствии с законодательством Российской Федерации об охране окружающей среды, учитывает требования международных стандартов и передовой международный опыт нефтегазовой отрасли.



1.19 Новопортовское нефтегазоконденсатное месторождение

Новопортовское нефтегазоконденсатное месторождение - самое северное и одно из наиболее крупных разрабатываемых нефтегазоконденсатных месторождений углеводородов на полуострове Ямал. Расположено в Ямальском районе Ямало-Ненецкого автономного округа, в 360 км к северо-востоку от города Салехард, в 30 км от побережья Обской губы. Его извлекаемые запасы категорий C1 и С2 - более 250 млн тонн нефти и конденсата, а также более 320 млрд кубометров газа (с учётом палеозойских отложений).

Добыча углеводородов на полуострове Ямал ведется в сложных климатических условиях Заполярья. Зимой температура воздуха в районе Новопортовского месторождения может опускаться до ?55 °С.

История:

История Новопортовского месторождения начинает свой отсчет с 24 декабря 1964 года, когда из скважины Р-50 на Новопортовской площади полуострова Ямал забил мощный фонтан газа с суточным дебитом более 1 млн кубометров. Скважина закладывалась с 25 мая в соответствии с проектом разведки на 1964 год, утвержденным начальником Тюменского территориального геологического управления Юрием Эрвье.

К 1987 году на месторождении было пробурено в общей сложности 117 разведочных скважин, однако активное его освоение началось в 2012 году. В июне на месторождении пробурена первая эксплуатационная наклонно-направленная скважина глубиной 2,2 тыс. м. Параллельно в ходе расконсервации еще нескольких скважин был получен фонтанирующий приток нефти в объеме более 140 кубометров в сутки.

Полномасштабное эксплуатационное бурение на Новопортовском месторождении началось летом 2014 года. Новый сорт нефти, получивший название Novy Port, относится к категории легких с низким содержанием серы (около 0,1 %).

Управление:

Оператором проекта по освоению Новопортовского нефтегазоконденсатного месторождения является ООО «Газпромнефть - Ямал» - дочернее общество ПАО «Газпром нефть», входящее в структуру управления ООО «Газпромнефть-Развитие».

В своей деятельности «Газпромнефть - Ямал» последовательно придерживается принципа социальной ответственности, играя важную роль в развитии территории своего присутствия. В Ямальском районе, где расположены производственные объекты предприятия, проживает наибольшее в ЯНАО число представителей коренных малочисленных народов Севера (КМНС) - около 11 тыс. человек. Половина из них ведут кочевой образ жизни. Предприятие является постоянным партнером районного общественного движения КМНС «Ямал», оказывая финансовую поддержку в проведении мероприятий по сохранению национально-культурных традиций коренных малочисленных народов Севера: Дня оленевода, Дня рыбака и др. Наряду с этим «Газпромнефть - Ямал» оказывает материальную помощь кочевникам, попавшим в сложную жизненную ситуацию, участвует в организации авиаперевозок тундровиков и продуктов питания в труднодоступные районы на межселенной территории.

Удаленность сел Новый Порт и Мыс Каменный, с которыми связана деятельность «Газпромнефть - Ямала», от большой земли и отсутствие надлежащего финансирования заметно сказываются на облике населенных пунктов. До конца 1990-х годов они застраивались преимущественно одно- и двухэтажными деревянными домами, и сегодня большинство из них находятся в аварийном состоянии. В рамках программы социальных инвестиций «Родные города» компания финансирует строительство в поселке Новый Порт многоквартирных домов.

Кроме того, соглашением о социально-экономическом сотрудничестве между ПАО «Газпром нефть», ООО «Газпромнефть - Ямал» и администрацией Ямальского района предусмотрены мероприятия по поддержке одаренной молодежи и учреждений сферы образования. В частности, школьники участвуют в турнире «Умножая таланты», выезжая при поддержке нефтяников на его заключительный этап в Санкт-Петербург. На средства программы социальных инвестиций «Родные города» для школ Мыса Каменного и Нового Порта приобретаются интерактивные доски, проекторы и компьютеры, обновляются лабораторные классы физики и математики.

Инфраструктура:

Приёмо-сдаточный пункт «Мыс Каменный»

Нефть с месторождения до побережья доставляется по напорному нефтепроводу протяженностью более 100 км. В январе 2015 года компания приступила к строительству его второй очереди, пуск ветки в перспективе позволит обеспечить транспортировку не менее 5,5 млн тонн нефти в год. В феврале 2015 года «Газпромнефть - Ямал» осуществил зимнюю отгрузку нефти с Новопортовского месторождения морским путем. Первая партия сырья в объеме 16 тыс. тонн отправлена танкером в сопровождении атомного ледокола и в марте доставлена в Европу.

С мая 2016 года отгрузка сырья осуществляется с помощью выносного арктического нефтеналивного терминала башенного типа «Ворота Арктики», расположенного в 3,5 км от Мыса Каменного. Потребителям нефть будет круглый год доставляться через Обскую губу и далее по Северному морскому пути танкерами в сопровождении ледоколов. Специально для этого по заказу «Газпром нефти» к 2018 году будет построено два ледовых судна обеспечения.

Отгрузочный терминал «Ворота Арктики»

Терминал «Ворота Арктики» в районе Мыса Каменного предназначен для круглогодичной отгрузки в танкеры нефти Новопортовского нефтегазоконденсатного месторождения. Терминал находится в пресных водах, толщина льда вокруг него в зимний период может превышать два метра - это потребовало применения уникальных технических решений, обеспечивающих его надежную работу в условиях Крайнего Севера.

На берегу Обской губы построена сопутствующая инфраструктура: подводный и сухопутный нефтепроводы длиной более 10,5 км, резервуарный парк, насосные станции с системой защиты от гидроударов, которая гарантирует герметичность трубопровода. Установка терминала «Ворота Арктики» общей высотой более 80 м производилась с помощью одного из крупнейших в мире крановых судов «Олег Страшнов» грузоподъемностью 5 тыс. тонн.

С началом промышленной эксплуатации «Ворот Арктики» в 2016 году «Газпромнефть - Ямал» получил возможность осуществлять круглогодичную отгрузку нефти сорта Novy Port потребителям. Максимальная мощность терминала по перевалке сырья - более 8,5 млн тонн в год, его технологическая схема обеспечивает «нулевой сброс» загрязняющих веществ в акваторию Обской губы.

Танкеры с нефтью проходят Обскую губу в сопровождении ледоколов

Энергообеспечение:

В рамках реализации проекта «Газпром нефти» «Новый Порт» на Новопортовском месторождении строится крупнейшая на полуострове Ямал газотурбинная электростанция мощностью 96 МВт (с возможностью ее увеличения до 144 МВт). Первая очередь ГТЭС будет введена в эксплуатацию в 2017 году.

Общая площадь объекта генерации - 11 га. Новая ГТЭС обеспечит бесперебойное энергоснабжение Новопортовского месторождения, приемо-сдаточного пункта «Мыс Каменный» и терминала «Ворота Арктики» в акватории Обской губы.

Для бесперебойной подачи электроэнергии на объекты к концу 2016 года построят линию электропередачи напряжением 110 кВ и протяженностью 98 км.

Экологическая политика:

Реализация крупного проекта «Новый Порт» компании «Газпром нефть» на полуострове Ямал требует повышенного внимания к соблюдению стандартов экологической безопасности. Основная задача - максимально снизить воздействие на окружающую среду. Поэтому все производственные объекты строятся таким образом, чтобы влияние на природу было минимальным.

К примеру, при строительстве первой очереди нефтепровода от месторождения до Мыса Каменного заранее изучены пути миграции животных и построены специальные переходы и пропуски для оленей. Сам нефтепровод оборудован системами, позволяющими контролировать его состояние и параметры в онлайн-режиме и удаленно корректировать работу. Аналогичные решения будут применяться и при строительстве второй очереди нефтепровода, к строительству которой предприятие приступило в январе 2015 года.

«Газпромнефть - Ямал» проводит регулярный мониторинг состояния окружающей среды на территории своей деятельности. На месторождении будет внедрена автоматизированная система контроля, позволяющая получать информацию о состоянии воздуха, воды, земли в режиме реального времени и оперативно реагировать на изменения.

«Газпром нефть» уделяет большое внимание изучению экологической ситуации в регионе и сотрудничает с ведущими научными институтами, на результаты исследований которых можно опираться при реализации региональных экологических проектов. В частности, специалисты Федерального государственного унитарного предприятия «Госрыбцентр» (г. Тюмень) проводят уникальную работу по изучению экосистемы Обской губы. Ученые анализируют особенности и продуктивность представителей ихтиофауны во время нереста и определяют основные факторы, влияющие на процесс самовосстановления популяции. Результаты новых исследований позволят региону разработать наиболее эффективные мероприятия для восстановления биоресурсов Обской губы.

Следуя полученным рекомендациям, в июле 2015 года «Газпромнефть - Ямал» впервые доставил в Ямало-Ненецкий автономный округ миллион мальков муксуна, которые затем были выпущены в Обь в районе города Лабытнанги. Всего за несколько лет предприятие планирует выпустить в водоемы ЯНАО и Югры около 20 млн мальков этой ценной рыбы.

Совместно с ведущими российскими НИИ проводится оценка уровня антропогенного воздействия на флору и фауну полуострова Ямал, в том числе на виды, занесённые в «Красную книгу». Планируется провести опытные работы по определению растений, которые можно наиболее эффективно использовать для восстановления нарушенных поверхностных слоев почвы в ямальской тундре.



2. Месторождения Томской области

В недрах Томской области сосредоточены разнообразные полезные ископаемые, составляющие ее ресурсный потенциал. Важнейшим энергетическим сырьем являются углеводороды, обеспечивающие наиболее высокий уровень пополнение бюджета и притока инвестиций. Томская область входит в состав Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции и относится к ведущим регионам России по добыче нефти газа. В недрах перспективных земель, разделенных на пять нефтегазоносных областей (НГО), сосредоточено до 7,5 млрд. т условных углеводородов. Государственным балансом учтены 103 месторождения нефти и газа. Разведанные месторождения преимущественно расположены на левобережье р. Оби на площади Александровского, Каргасокского и Парабельского административных районов, в пределах Среднеобской, Каймысовской, Васюганской и Пайдугинской НГО. Перспективы правобережья р. Оби (в большей степени на газ) связываются с изучением палеозоя Предъенисейской НГО, охватывающей северо-восток области.

Месторождения Томской области:

Аленкинское месторождение, Арчинское месторождение, Верхне-Салатское месторождение, Герасимовское месторождение, Глуховское месторождение, Гураринское месторождение, Даненберговское месторождение, Двойное месторождение, Двуреченское месторождение, Западно-Катыльгинское месторождение, Западно-Лугинецкое месторождение, Западно-Люкпайское месторождение, Западно-Моисеевское месторождение, Западно-Останинское месторождение, Западно-Полуденское месторождение, Игло-Таловское месторождение, Игольско-Таловое месторождение, Казанское месторождение, Карасевское месторождение, Катыльгинское месторождение, Киев-Еганское месторождение, Ключевское месторождение, Колотушное месторождение, Крапивинское месторождение, Кулгинское месторождение, Ледовое месторождение, Лугинецкое месторождение, Майское месторождение, Нижнелугинецкое месторождение, Оленье месторождение, Планерное месторождение, Пуглалымское месторождение, Северо-Фестивальное месторождение, Снежное месторождение, Соболиное месторождение, Советское месторождение, Средне-Нюрольское месторождение, Столбовое месторождение, Тунгольское месторождение, Урманское месторождение, Усть-Сильгинское месторождение, Федюшкинское месторождение, Фестивальное месторождение, Хвойное месторождение, Центрально-Фестивальное месторождение, Чворовое месторождение, Чкаловское месторождение, Шингинское месторождение, Южно-Мыльджинское месторождение, Южно-Табаганское месторождение, Южно-Черемшанское месторождение.

Описание наиболее крупных приведем ниже.

2.1 Чкаловское (Томская область)

Чкаловское - газонефтяное месторождение в Томской области. Чкаловское месторождение открыто в 1977 г., в промышленную эксплуатацию введено в 1986 году на основании проекта пробной эксплуатации, выполненного ОАО «ТомскНИПИнефть». Держателем лицензионного соглашения об условиях пользования участком недр, включающим Чкаловское газонефтяное месторождение, является ОАО «Томскнефть» ВНК (дочернее предприятие нефтяных компаний ОАО «НК «Роснефть» и ОАО «Газпромнефть»). В административном отношении Чкаловское нефтяное месторождение расположено в южной части Александровского района Томской области и относится к Чкаловскому лицензионному блоку. В 40 км на юго-запад от Чкаловского месторождения расположено разрабатываемое Северо-Васюганское газоконденсатное месторождение, на западе в 100-130 км находятся разрабатываемые месторождения - Ломовое, Столбовое, Озерное, т. е. месторождение обособлено и удалено от разрабатываемых обустроенных месторождений. Постоянная дорожная сеть в районе работ отсутствует. Завоз материала, спецтехники осуществляется в зимнее время из г. Стрежевого. Вахтовые перевозки людей осуществляются на вертолетах. Ближайшими населенными пунктами являются г. Стрежевой и районный центр с. Александровское, расположенные соответственно в 140 и 98 км на северо-запад от месторождения. Более мелкие населенные пункты: села Пырчено, Новоникольское, Прохоркино, расположены в 10-20 км к востоку от района на побережье р. Оби или ее пойме. В городе Стрежевом и с. Александровское имеются речная пристань, аэропорт, телеграф, больница. В орографическом отношении территория месторождения представляет собой заболоченную равнину. Заболоченные участки составляют 5 % площади, отличаются трудной проходимостью. Характерной особенностью ландшафта территории является значительная расчлененность рельефа от +50 до +90 м. Территория покрыта хвойно-лиственным лесом и болотной растительностью. Животный мир характерен для таежных областей Западной Сибири. Плотность населения района низкая.

2.2 Усть-Сильгинское месторождение

Усть-Сильгинское месторождение расположено в Томской области Российской Федерации и относится к Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

2.3 Мыльджинское - газоконденсатное месторождение

Мыльджинское - газоконденсатное месторождение в Каргасокском районе Томской области в 470 километрах к северо-западу от Томска. Эксплуатируется с 1999 года. Лицензия на разработку месторождения принадлежит ОАО «Томскгазпром», 100 % акций которого принадлежит ОАО «Востокгазпром».

28 августа 2007 года «Востокгазпром» ввёл в эксплуатацию новую дожимную компрессорную станцию, которая позволит поддерживать объёмы добычи газа на месторождении на уровне 3 миллиардов кубометров в год и повысить надёжность газоснабжения потребителей Томской, Кемеровской, Омской, Новосибирской областей и Алтайского края.

2.4 Урманское нефтяное месторождение

Урманское нефтяное месторождение расположено в Парабельском районе Томской области в 470 км. западнее г Томска в непосредственной близости от Западно-Крапивинского месторождения в Омской области.

Месторождение было открыто в 1974 г на одноименном поднятии в кровле фундамента, представляющем собой эрозионно-тектонический выступ, где на предюрскую эрозионную поверхность выходят карбонатные и глинисто-карбонатные отложения верхнего девоно-карбона.

Промышленная залежь связана с зоной контакта дезинтегрированных пород палеозоя и юрских отложений.

Залежь структурно-литологического типа, тектонически экранированная.

Месторождение относится к разряду мелких. Запасы нефти категории С1 составляют 3,1 млн тонн.

Оператором разработки месторождения явялется Газпромнефть - Восток.

2.5 Тунгольское месторождение

Тунгольское месторождение расположено в Томской области Российской Федерации и относится к Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

Гидрографическая сеть бедна и определяется истоками из болот и озер, представлена р.Киев-Еган, протекающей вблизи всей юго-восточной границы участка, а также верховьями рек Малая Вартовская, Пиковый Еган, Назинская. Все реки текут в юго-западном направлении. На территории участка находится много озер, из которых наиболее крупные: Имэмтэр, Киевское, Сибкраевское, Б.Выдровское и Ельцовское. Климат района резко континентальный. Местность сильно заболочена, покрыта смешанным лесом.

Ближайший крупный населенный пункт - с. Александровское удалено на 150 км, в нем имеется аэродром с грунтовой взлетно-посадочной полосой, узел связи. Сообщение возможно по зимнику, после промерзания болот и появления устойчивого снежного покрова.

2.6 Советское нефтяное месторождение

Советское нефтяное месторождение расположено на границе Тюменской и Томской областей (Обь-Иртышское междуречье) в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Открыто в 1962 г.

Советское нефтяное месторождение приурочено к Советскому, Соснинскому, Медведьевскому и Нижневартовскому поднятиям, осложняющим Сосновско-Медведьевский вал Нижневартовского свода.

В его геологическом строении принимают участие юрские, меловые, палеогеновые и четвертичные отложения. Вмещающие породы представлены чередующимися разновозрастными песчаниками с прослоями аргиллитов и алевролитов и глинистыми отложениями с прослоями алевролитов и песчаников.

Благоприятные условия для сохранения залежей УВ отмечаются в юрских и нижнемеловых отложениях, где они и были открыты. Наиболее крупные залежи обнаружены в продуктивных пластах БВ10 и АВ1.

Советское месторождение включает девять нефтеносных горизонтов. Два из них - ABj и БВ8 - содержат соответственно 75 % и 22 % запасов и выделены как основные и самостоятельные объекты разработки. Пласт БВ8 разрабатывается с применением внутриконтурного и частично законтурного заводнения, пласт ABi - с применением внутриконтурного заводнения с разрезанием залежи на блоки и трехрядным расположением нефтяных скважин. Выделенные объекты резко различаются по геолого-промысловой характеристике и показателям разработки. Причем нижняя часть пласта имеет несколько лучшие коллек-торские свойства, а верхняя часть представлена чередованием глинистых песчаников и алевролитов.

Советское месторождение, открытое в 1962 г., приурочено к юго-восточной части Нижневартовского свода, представляет собой антиклинальную складку сложного строения. Большая ось складки, по данным сейсморазведки, имеет дугообразную форму - простирается с юго-юго-востока на северо-северо-запад. Северо-восточное крыло более крутое, чем юго-западное.

Снежное месторождение относится к лицензионному участку 77 и располагается к югу от реки Обь. На территории Снежного месторождения расположен пункт подготовки нефти и 49 километровый трубопровод до пункта сдачи продукции «Завьялово»

2.7 Майское месторождение

Майское месторождение в географическом отношении расположено в регионе: "Томская область" - "Россия".

Оператором месторождения владеющим лицензией на право разработки и добычи является компания Imperial_Energy.

2.8 Лугинецкое нефтегазоконденсатное месторождение

Лугинецкое нефтегазоконденсатное месторождение, расположенное в Парабельском и Каргасокском районах, является одним из крупнейших на территории Томской области. В тектоническом отношении месторождение приурочено к одноименному куполовидному поднятию, находящемуся в северной части Пудинского мегавала. На западе Лугинецкое куполовидное поднятие граничит с Нюрольской впадиной, на востоке - с Усть-Тымской впадиной, на северо-западе - с зоной сочленения Средневасюганского и Пудинского мегавалов.

Основная газонефтяная залежь связана с отложениями горизонтов Ю1 и Ю2. На начальных этапах исследований Лугинецкого месторождения считалось, что залежи этих горизонтов гидродинамически связаны между собой. Газонефтяной контакт (ГНК) был принят на абсолютной отметке 2222 м, водонефтяной контакт (ВНК) - 2244 м. Последующим бурением было показано, что уровни ВНК и ГНК непостоянны для всей площади. В частности, в скважине 182, пробуренной в южной части месторождения, ВНК определен на абсолютной отметке 2252 м.

Результаты испытаний горизонта Ю1 в скважине 188, пробуренной в 1994 году в северной части площади в пределах Северо-Лугинецкой структуры, также показали, что уровни ВНК и ГНК расположены здесь на существенно больших глубинах, чем в пределах собственно Лугинецкого поднятия. В то же время выполненные в пликативном варианте структурные построения по отражающему горизонту II³, приуроченному к подошве баженовской свиты, свидетельствуют о том, что изогипса, проведенная на уровне ВНК основной залежи, включает и северный купол структуры II порядка, т.е. Северо-Лугинецкое поднятие.

Лугинецкое нефтегазоконденсатное месторождение представляет собой изометрическую антиклинальную раскладку размерами 30х24 км, амплитудой 160 м. Продуктивные горизонты Ю1 и Ю2 залегают на глубинах 2270 - 2340 м. Залежи пластовые с литологическим ограничением. Резервуар выражен переслаиванием мелкозернистых песчаников и аргиллитов. Покрышкой служат глинистые породы мощностью до 200 км. Залежи газоконденсатные с нефтяной оторочкой.

Западно-Лугинецкое месторождение входит в Блок 87 в Томской области, в который также входят Нижнелугинецкое и Мыгинская площадь Шингинского месторождения, запасы которых по категориям С1+С2 составляют 11,5 млн. тонн.

В настоящее время разработку активов ведет дочернее предприятие Газпромнефти - Газпромнефть-Восток. Этот проект представляет особую важность для Газпромнефть-Восток, т.к. по трубопроводу будет прокачиваться добытая на Западно-Лугинецком месторождении нефть и её последующая подготовка.

Лугинецкий район - один из крупнейших нефтедобывающих районов Томской области, начал разрабатываться в 1982 г., тогда было добыто 9.77 млн. т. нефти. В районе сосредоточены значительные разведанные запасы свободного газа и в перспективе он будет не только нефте-, но и газодобывающим.

Причем по уровню добычи газа он превзойдет добычу нефти.

Территория Лугинецкого НГД района уникальна по ряду особенностей, в том числе: стратиграфический диапазон нефтегазоносности охватывает интервал от девона до валанжина; значительная концентрация ресурсов в палеозое, аналогов этому нет.

Разведанные и подготовленные к разработке запасы нефти категории С1 - 77.2 млн. т. Только одно нефтяное месторождение района - Лугинецкое - относится к классу средних и имеет начальные извлекаемые запасы 25.5 млн. т., что составляет 33% от всех запасов нефти на этой территории.

Остальные месторождения относятся к классу мелких и имеют запасы до 5 млн. т: Урманское, Арчинское, Нижне-Табаганское и др.

2.9 Крапивинское нефтяное месторождение

Крапивинское нефтяное месторождение расположено на территории Каргасокского района Томской обл., в 450км от г. Стрежевого и 600км от Томска, а его юго-западная часть расположена в Омской области. Ближайшие к нему разрабатываемые месторождения - Карайское, Тагайское и Игольско-Таловое. Месторождения находится на Крапивинском локальном поднятии, которое является самой крупной структурой в южной части Каймысовского свода. По уровню извлекаемых запасов данное месторождение является средним месторождением. Право на пользование недрами данного нефтяного месторождения принадлежит компании ОАО Томкснефть ВНК с 1994 года.

Данные о запасах:

Запасы Крапивнинского нефтяного месторождения оценивают в 36,5 миллионов тонн. В качестве продуктивных на месторождении выделено четыре пласта, которые отличаются своими продуктивными характеристиками. Самой высокой продуктивностью среди них обладает северо-западный купол, который также имеет лучшие фильтрационные характеристики. По величине извлекаемых запасов месторождение является средним. Глубина залегания продуктивных горизонтов нефти месторождения-2411-2791 м. Отложения легкие (0,786-0,873 г/куб. м); сернистые (0,57-1,1 %), малопарафинистые (1,0-2,44 %).Терригенные коллектора характеризуются однородностью, их эффективная емкость и проницаемость составляет 0,004-0,023 кв. мкм, открытая пористость - 14-19 %.

История разработки месторождения:

Крапивнинское нефтяное месторождение открыто в 1984 году путем проведения глубокого поисково-оценочного бурения. В процессе бурения проводится изучение геологического строения на площади скважин самого разного назначения. Продуктивные отложения данного месторождения представлены нижнее-средне-верхнеюрскими образованиями.



2.10 Казанское нефтегазоконденсатное месторождение

Казанское нефтегазоконденсатное месторождение - расположено в Парабельском районе Томской области Российской Федерации, в 325 километрах к северо-западу от областного центра Томска. Другие ближайшие населенные пункту - это поселок Пудино и город Кедровый. В геологическом отношении месторождение относится к Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

Казанское месторождение было открыто в 1967 году. ?Продуктивными являются терригенные отложения юрского возраста. В августе 2000 года лицензия на право использования недр Казанского лицензионного участка была выдана компании ОАО Томксгазпром - это дочернее предприятие компании ОАО Востокгазпром. В свою очередь Востокгазпром является дочерним обществом Газпрома, образовано в 1999 году. Помимо работ на Казанском месторождении, Востокгазпром осуществляет промышленную эксплуатацию еще двух газоконденсатных месторождений, расположенных в Томской области и имеет право на разработку 8 лицензионных участков.

Утвержденные запасы нефти на нефтегазоконденсатном месторождении составляют порядка 32 миллионов тонн, газа - 25 миллиардов кубометров, а конденсата - около 2 миллионов тонн. Продуктивными здесь являются терригенные отложения, сформировавшиеся в юрском периоде. На месторождении два пласта Ю-12, который содержит в себе практически чистую нефть, и Ю-11, который имеет значительный газовый фактор.

В настоящий момент на нефтегазоконденсатном месторождении достаточно слабо развита инфраструктура. Благодаря проведенным геологоразведочным работам по доразведке данного месторождения, было подтверждено наличие здесь промышленных запасов газа, нефти, конденсата. В целом, месторождение является сложным по своему геологическому строению, а также по составу углеводородов. Поэтому вводу в эксплуатацию предшествовала достаточно серьезная и длительная подготовка, а также выбор оптимальных способов разработки. В 2008 году протоколами Центральной комиссии по разработке (ЦКР) Роснедр утверждены схема работ на месторождении на пластах Ю-11, Ю-12, в которых и содержится основной запас нефти, конденсата и газа. В эксплуатацию оно было введено в мае 2009 года. Обустройство месторождение осуществляется быстрыми темпами. Ведется отсыпка новых кустов, а также строительство новых скважин.

В 2011 году Томскгазпром ввел на Казанском месторождении систему использования ПНГ, по сути, создав производство с безотходной технологией. За три года работы система прекрасно зарекомендовала себя, позволяя утилизировать 95% попутного нефтяного газа, что полностью соответствует требованиям государства по утилизации ПНГ, -- комментирует Виталий Степанов, главный инженер -- заместитель генерального директора по производству ОАО «Томскгазпром». - Новое технологическое оборудование позволило нам выйти на еще больший процент утилизации ПНГ, который сейчас составляет по Казанскому месторождению 99%.

Востокгазпром планирует увеличить ежегодную добычу нефти до 1,5 млн тонн, а попутного нефтяного газа - до 1 млрд куб. м. Используя компрессорную станцию низконапорных газов в комплексе со второй очередью ГКС, строительство которой планируется завершить во второй половине текущего года, компания будет использовать весь максимально возможный объем попутного нефтяного газа на Казанском НГКМ.

2.11 Вартовское месторождение

Вартовское месторождение расположено в Томской области Российской Федерации и относится к Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

Заключение

Нефтяная промышленность России - стратегически важное звено в нефтегазовом комплексе - обеспечивает все отрасли экономики и население широким ассортиментом моторных видов топлива, горюче-смазочных материалов, сырьем для нефтехимии, котельно-печным топливом и прочими нефтепродуктами. На долю России приходится около 13% мировых запасов нефти, 10% объемов добычи и 8,5% её экспорта. В структуре добычи основных первичных энергоресурсов на нефть приходится около 30 процентов.

В целом ресурсная база нефтяной и газовой отраслей ТЭК страны позволяла обеспечить бесперебойное снабжение экономики и населения топливом.

Нефтяная промышленность РФ обладает большой устойчивостью и положительной инерционностью.

Однако основными проблемами остаются:

· высокая степень износа основных фондов;

· недостаток инвестиционных вложений;

· высокая степень зависимости нефтегазового сектора России от состояния и конъюнктуры мирового энергетического рынка;

· влияние кризиса.

Сколько-нибудь катастрофического падения добычи нефти из-за кризиса ожидать не следует.

В сложившихся кризисных условиях (из-за низких цен на нефть) один из вероятных сценариев развития нефтяной отрасли России может сопровождаться значительным сокращением объемов эксплуатационного бурения - до 8 млн. м/год в 2009 - 2010 гг.

Вследствие этого уровни добычи нефти по России могут снизиться до: в 2010 г. - 443 млн. тонн, в 2011 г. - 423 млн. тонн, 2015 г. - 400 млн. тонн.

Из-за влияния кризиса недобор нефти в 2009 - 2015 гг. (по сравнению с вариантом «без кризиса») оценивается в 284 млн. тонн (в среднем на 40 млн. т/год, или 8,8% в год), объем проходки может сократиться за указанный период на 23,5 млн. м, в эксплуатацию не будет введено 8675 новых скважин.

В сложившихся условиях нефтяная промышленность России нуждается в дальнейшем целенаправленном снижении налогового бремени с целью стимулирования поддержания эксплуатационного бурения, ввода новых скважин, реализации планов по освоению новых нефтяных месторождений с целью наращивания задействованной в нефтедобыче ресурсной базы углеводородного сырья.

При своевременном «адекватном» изменении законодательства РФ (НДПИ, экспортная пошлина и др.) падение цены на нефть на мировом рынке до уровня 50 долл./барр. для нефтяной отрасли России не является критичным.

Можно предположить, что возобновление многолетнего устойчивого развития нефтяного комплекса России может начаться при росте цены на нефть марки Urals на мировом рынке до уровня не ниже 70 - 80 долл./барр.

Несмотря на глобальное влияние кризиса (ожидаемое сокращение добычи нефти, и соответственно, ее экспорта за рубеж) Россия останется крупнейшим игроком на мировом нефтяном рынке до 2015 г. и в последующий период.



Литература

1. Скрылев С. А. Тюменские проекты Большого Уренгоя Энергетическая стратегия: журнал. -- 2012. -- № 2 (20). -- С. 13.

2. Степанюк Л. М. Проект "Сахалин-2". Планы и реальность Известия Восточного института. - 2000. - №6.

Размещено на Allbest.ru

...