Вынгаяхинское месторождение нефти и его углеводородные богатства

Вынгаяхинское месторождение — Информация о Вынгаяхинском месторождении — Карта и описание месторождения

Вынгаяхинскоеместорождение на картенаходится на территории Пуровского района, который располагается в юго-восточной части Ямало-Ненецкого АО ипочти в центре Западно-Сибирской низменности.

В 120 километрах к северу от промысла расположен административный центр Пуровского района –бывший рабочий поселок, лишь недавно получивший статус города, Тарко-Сале.

К северо-западу, в 565 километрахот него, находится центр ЯНАО — город Салехард.

Вынгаяхинское месторождение: характеристики

Вынгаяхинскоеместорождениегазаи нефти относится к числукрупных. На сегодня текущие запасы ископаемых категории извлекаемых составляют более 62 миллионов тонн нефти. Впервые Вынгаяхинскоеместорождение на картепоявилось в 1968 г.

, когда сотрудниками Главтюменьгеологии из пробной скважины был получен газ, фонтанирующий из сеноманских залежей. Но к промышленной разработке Вынгаяхинского месторождения приступили с 1986 -го. Из-за сложных экономических условий только в марте 2002 г.

на участкепробурили первую промышленную скважину, а с мая этого же года, с наступлением навигационного периода, началось обустройство Вынгаяхинского газового месторождения. Запуск месторождения в промышленную эксплуатацию начался с 2003 года.

В общем срок возведения пускового комплекса, начиная с этапа проектирования для промышленной разработки участка, составил 26 месяцев.

На территории Вынгаяхинского газового месторождения.разведано 10 нефтяных и 1 газовая залежи, которые залегают в трех перспективных пластах:

• пласт №11,
• пласт №2,
• пласт юрских отложений.

Основным из них является пласт №11, который содержит 62% всех запасов месторождения.

Особенность залегания пластов на Вынгаяхинском месторождениигазав том, что они расположены не так, как во многих других месторождениях, то есть разрозненно, а один под другим. К тому же, ценность месторождению добавляет тот факт, что залежи находятся относительно неглубоко, что заметно облегает возможность добычи полезных ископаемых.

Близость Вынгаяхинского газового месторождения к Еты-Пуровскому, которое находится всего в 40 км от него, позволяет значительно увеличить эффективность разработки и сэкономить на капитальных вложениях. В частности, обслуживание двух участков осуществляется с помощью общего оборудования:

• оборудование для комплексной подготовки газа (УКПГ),
• установка дожимной компрессорной станции (ДКС).

Всего на Вынгаяхинском месторождениик настоящему времени пробурено почти 700 скважин, по которым идет добыча, и еще 76 нагнетательных.

Ежегодно на Вынгаяхинском месторождении добывается около 550 тыс. тонн нефти. Предполагается, что оставшиеся извлекаемые запасы составляют 68,8 млн тонн.

Для добычи нефти возведены ЦПС, кусты скважин, ДНС, коммуникации.

ЭлектроснабжениемВынгаяхинское месторождениеобеспечивается от системы линий электропередач, которые установлены в юго-западной части участка добычи,а также от электростанций, работающих на дизельном топливе .

Запасы газа на Вынгаяхинском месторождении, по сравнению с залежами нефти, относительно небольшие — всего 100 млрд кубометров. Поэтому оптимальным уровнем добычи является отбор от трех до пяти процентов газа от общего объема ежегодно.

В качестве генерального подрядчика по строительству выступало «Сургутстройгаз», а обслуживание комплекса ведет «Ноябрьскгаздобыча», которое на 100% принадлежит Газпрому. Сейчас лицензия на разведку и добычу газа и нефти принадлежит компании «Ноябрьскгаздобыча».

Вынгаяхинское месторождение: природные условия

Пуровский район, где находится Вынгаяхинское месторождение,расположен в северныхрайонах Западно-Сибирской низменности, а с юга он граничит с Ханты-Мансийским АО. Месторождение залегаетв приграничьеПур-Тазовского водораздела -между реками Вынгапур и Тырль-Яха.

Район, изобилует небольшими водоемами и реками, которые здесь очень мелководные и извилистые, имеющие много притоков. Река Пур, название которойвпереводе с ненецкого языка означает бурную и шумную реку, разбиваетодноименный район примерно на две части — право- и левобережную.

Вынгаяхинское месторождение: население района

Население района, по информации на 2016 г, состояло из 51939 человек, из которых лишь около 7% составляют коренные жители — кочевой народ ненцы, занимающиеся оленеводством, рыбной ловлей,звероводством и охотой, преимущественно на пушного зверя.

Плотность населения здесь небольшая, всего 0,13 человека на квадратный километр. В Пуровском районе находится около десятка населенных пунктов, таких как Харампур, Пуровск, Уренгой, Самбург и Халясавэй, Ханымей, города Ноябрьск, Муравленко, Пурпе, Губкинский.

Экономика Пуровскогорайона определяется,прежде всего, нефте- и газодобывающими предприятиями, поскольку из 175 нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений в ЯНАО 114 действуют на территории района.

Кроме того,Пуровский район богат залежами песка, глины, гравияи диатомита, что сказывается на эффективности строительства инфраструктуры для нефтегазовой отрасли. Здесь расположены производства таких гигантов отрасли как Газпром, Роснефть, Новатэк, Лукойл, ТНК и их структур. Действует Пуровский завод, построенныйкомпанией Новатэк по переработке газового конденсата.

]

Кроме того, здесь развито оленеводство, работают зверофермы и предприятия по переработке рыбы. Налажена заготовка пантов из рогов северного оленя в лечебных целях, ведется сбор дикорастущих лечебных растений.

Вынгаяхинское месторождение: транспортная доступность

Центральный город района Тарко-Сале поддерживает регулярное авиасообщение со столицей Ямало-Ненецкого АО Салехардом.

Кроме того, здесь проложенажелезнодорожная ветка, ведущая из Тюмени в Новый Уренгой. Совершаются регулярные речные перевозки.

В зимнее время прокладываются сезонные автотрассы (зимники) за счет муниципального бюджета, которые соединяют населенные пункты с основными магистралями.

Также ближайшие аэропорты расположены:

• в пгт Уренгой (218км),
• г. Новый Уренгой (230км),
• г. Ноябрьск (88км).

Инфраструктура представлена спортивными школами для детей и взрослых, 16 средними школами и 26 дошкольными учреждениями. В Тарко-Сале действуют два музея, 14 библиотек и более десятка организаций культуры и досуга. Раскопки на территории района обнаружили древнее поселение человека, которое датируется возрастом 6 тыс. лет.

Вынгаяхинское месторождение: координаты

63°48'05.0″N 76°45'56.0″E

Смотрите наши услуги:

Источник: http://mklogistic.ru/vingayahinskoe_mestorojdenie

Техническая библиотека

Вынгаяхинское нефтегазовое месторождение расположено на территории Пуровского района в Ямало-Ненецком автономном округе.

Открыто в 1968 г, в разработке — с 1986 г, в эксплуатации с 2003 г.

В начале 2002 г была пробурена 1 скважина.

Проектирование всех объектов при обустройстве месторождения обеспечил НИИ Гипротюменнефтегаз.

Вынгаяхинское месторождение находится на 4й стадии разработки.

Приурочено к локальной структуре с одноименным названием, которая осложняет северную часть Вынгаяхинского вала.

Структура представляет собой меридионально вытянутую складку с углом наклона крыльев до 2,5 на западе и до 1,5 на востоке.

Пласт БП11 является основным объектом разработки.

В отложениях сеноманской толщи выявлены промышленные скопления газа.

В разрезе продуктивного горизонта БП11 выделяются 3 пласта БП011, БП111, БП211.

Запасы нефти пластов БП011, БП111 относятся к категории С1, БП211 к категории С2.

Пласт БП111 залегает на глубине 2300 — 2500 м, представляет собой толщу песчано-глинистых пород толщиной до 25 м.

От нижнего пласта БП211 отделен аргиллитовой перемычкой толщиной 2 — 8 м.

Пласт БП011 встречается на 2 локальных обособленных участках.

1я залежь нефти структурно-литологического типа расположена в районе скважин 351-357 площадью 10,5 Х 6 км2.

При испытании скважины 351-р получен фонтанный приток нефти дебитом 35,7 м3/сутки на штуцере 8 мм.

2я залежь структурно-литологического типа площадью 5,5 Х 4 км2 и высотой 53 м выделена в районе скважины 33-р.

Согласно технологической схеме, выделенный в качестве основного, 1 эксплуатационный объект разрабатывается в южной части залежи блоковой 3-рядной системы с осуществлением мероприятий по оптимизации плотности сетки скважин, применяются усиленные системы заводнения в пределах блоков за счет организации очагового заводнения, а также нестационарного заводнения.

Разбуривание северной части залежи осуществляется по утвержденной сетке при получении рентабельных дебитов нефти.

В качестве опытно-промышленных работ в северной части залежи пласта БП111 предусматривается испытание технологии бурения горизонтальных скважин (бурение 1 куста в районе 33-р) , по результатам которых будет решен вопрос о возможности промышленного внедрения технологии горизонтального бурения скважин.

Пробурено 689 эксплуатационных скважин и около 76 нагнетательных скважин.

С начала разработки добыча составила около 13 млн т нефти или около 15,3 % извлекаемых запасов.

Коэффициент нефтеотдачи (КИН) — 0,17.

Закачка воды осуществляется с 1988 , по основному пласту БП1 11 ( 97% балансовых запасов) уже закачено 22 млн м3 воды

Годовой уровень добычи 554 тыс тонн.

Остаточные извлекаемые запасы основного пласта БП1 11 составляют 68,8 млн тонн.

При значительных неразбуренных запасах пласта высоки геологические риски, связанные с низкой проницаемостью нефтенасыщенного коллектора.

Остаточные извлекаемые запасы еще 2 пластов месторождения 6,5 млн тонн.

Оператор — «Газпромнефть — Ноябрьскнефтегаз» , относится к филиалу «Муравленковскнефть» .

Источник: https://neftegaz.ru/tech_library/view/4892-Vyngayahinskoe-neftegazovoe-mestorozhdenie

Анализ изменения дебитов нефти после ГРП и прогноз дополнительной добычи на Вынгаяхинском месторождении

Работа добавлена на сайт samzan.ru: 2016-03-30

Анализ изменения дебитов нефти после ГРП и прогноз дополнительной добычи на Вынгаяхинском месторождении.

А.А.Телишев, Е. В. Боровков

В данной работе авторами предлагается прогнозирование эффекта после ГРП на Вынгаяхинском месторождении в скважинах которые еще не вступили в эксплуатацию, для этого используются фактические зависимости увеличения дебита нефти после ГРП от ряда геологических параметров.

Вынгаяхинское месторождение открыто в 1968 году, в разработке с 1986 года, согласно технологической схеме разработки 1984г. Основным объектом разработки является пласт БП.

В настоящее время месторождение разбурено на 80%, бурение ведётся на северном участке залежи, в районе разведочных скважин 360Р, 20Р, 21Р, 351Р, 23Р и 15Р.

Северный участок рекомендовано [1] разбуривать с применением гидроразрыва пласта, так как эта зона характеризуется наиболее ухудшенными геологическими характеристиками и низкими фильтрационно –емкостными свойствами (таблица).

С целью проектирования гидроразрыва пласта БПна Вынгаяхинском месторождении, оценки эффективности и дополнительной добычи нефти были выявлены зависимости увеличения дебита нефти после ГРП от ряда геологических параметров –kпор., kпрон., kнн., kпесч.,нефтенасыщенной толщины. В расчёт принимались скважины, в которых прирост дебита нефти составил более 5 т/сут.

Первая выявленная степенная зависимость –увеличение дебита нефти от проницаемости, которая представлена на рисунке.1.

Уравнение, описывающее кривую имеет вид:

у = 15,603x ,223; [1]

Где у –qн, х –kпр.

коэффициент корреляции R составляет 0,761.

Рис.1. Зависимость изменения дебита нефти после ГРП от проницаемости.

Вторая зависимость, представлена на рис.2 — увеличение дебита нефти от пористости, уравнение описывающее линейную зависимость имеет вид:

у = 2,7552x-26,558; [2]

Где у — qн, х –kпор.

коэффициент корреляции R — 0,723.

Рис.2. Зависимость изменения дебита нефти после ГРП от пористости.

На рис.3 представлена третья зависимость увеличения дебита нефти от нефтенасыщенной толщины. Уравнение описывающее зависимость имеет вид:

у = 7,2888x-14,036; [3]

Где у –qн, х – hнн.

коэффициент корреляции R — 0,787.

Рис.3. Зависимость изменения дебита нефти после ГРП от нефтенасыщенной толщины.

Для коэффициента песчаннистости и насыщенности зависимости имеют коэффициент корреляции меньше 0.1, поэтому не рассматриваются.

Наиболее высокий коэффициент корреляции получен в зависимости [3], рис.3.

Ранее {1}, была получена зависимость (для северного участка залежи) изменения дебита нефти во времени, (кривая падения дебита нефти), которая имеет следующий вид:

у = -0,5869х + 21,032; [4]

где у -qн ( прирост дебита, т/сут. ), х – время продолжения эффекта, мес.

Зная усреднённые геологические параметры не разбуренного северного участка залежи и уравнения описывающие зависимость увеличения дебита нефти после ГРП, можно определить qн — величину прироста дебита нефти в скважинах в которых будет проведён ГРП.

При средней нефтенасыщенной, толщине равной 6 м., дебит нефти после ГРП, определяется по зависимости [3] и составляет 29,2 т./сут.

Средняя продолжительность эффекта (t) от ГРП определяется по зависимости [4] и равна 29 месяцам.

]

Полученные значения увеличения дебита нефти после ГРП и времени продолжения эффекта, позволяют определить величину дополнительной добычи по формуле [5], которая составит 25,2 т.т на скважину..

qн = ( 7,288*hнн – 14.0,36) * ( — 0.5869*t + 21.032) [5]

Таким образом, при бурении скважин на северном участке пласта БП111 Вынгаяхинского месторождения, в зонах с нефтенасыщенной толщиной не менее 6 м. и проведении в этих скважинах гидроразрыва, позволит нам дополнительно добыть в среднем 25 тыс.т. нефти на скважину.

Список литературы:

[1] ”Анализ применения гидроразрыва пласта на Вынгаяхинском месторождении”. ОАО “СибНИИНП” Телишев А.А., Чебалдина И.В., Михайлова Н.Н., Мостовая Т.Ю.

Источник: http://samzan.ru/95861

Строение и условия формирования пласта бп 17 вынгаяхинского месторождения (западная сибирь)

К. А. Хасанова

Для эффективной добычи углеводородов необходим большой комплекс методов геологических работ. Особая важность заключается во взаимопроверяемости и непротиворечивости всей полученной информации.

Одним из наиболее сложных подходов при разведке и поисках залежей углеводородов являются палеогеологические реконструкции, на основании которых можно делать прогноз о распространении пород с наилучшими коллекторскими свойствами, а, следовательно, о зонах миграции и положении залежей углеводородов.

В статье представлены результаты изучения строения и условий формирования пласта БП17 Вынгаяхинского месторождения. Проведена структурно-вещественная характеристика отложений ачимовской толщи, типизация пород, на основании которой по первичным признакам выделены основные литолого-генетические типы.

При изучении следующего иерархического уровня установлены структурно-генетические типы слоев и их трансгрессивно-регрессивная направленность. В результате типизации отложений пласта БП17 выделено 4 структурно-генетических типа слоя, которые относятся к отложениям глубоководного и мелководного шельфа.

При увязке керна с методами геофизических исследований скважин для каждого типа установлены характерные формы каротажных кривых, что позволило проводить генетическую интерпретацию для скважин, пройденных без извлечения керна. Для пласта БП17 проведена корреляция отложений и построены палеогеологические профили, на которых отмечен один регрессивный максимум.

На основании узкого временного среза создана палеокарта, которая уточнена при помощи геофизических исследований эксплуатационного фонда скважин месторождения. Анализ отложений и строения пласта БП17 Вынгаяхинского месторождения показал, что его формирование происходило в глубоководных условиях, в зоне мелководного и глубоководного шельфа. Снос материала осуществлялся с востока и юго-востока. Коллектор сформирован передовой частью дельты, а флюидоупор — отложениями пояса дистальных темпеститов и илов.

керн;структурно-генетический тип слоя;электрометрические модели фаций;обстановка осадконакопления;авандельта;глубоководный шельф;палеогеография;коллектор;core;structural-genetic type of layer;electrometric model facies;enviroments;delta;deep shelf;paleogeography;collector;

Белозеров В.Б. Роль седиментационных моделей в электрофациальном анализе терригенных отложений // Известия Томского политехнического университета. 2011. Т. 319. № 1. С. 116-123.

Бородкин В.Н., Курчиков А.Р. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности ачимовской толщи севера Западной Сибири. Новосибирск: Изд — во СО РАН, 2010. 286 c.

Мизенс Г.А. Изучение осадочных пород в шлифах. Екатеринбург: Изд — во УГГУ, 2006. 86 с.

Муромцев В. С. Электрометрическая геология песчаных тел — литологических ловушек нефти и газа. Л.: Недра, 1984. 260 с.

Обстановки осадконакопления и фации / Под ред. Х. Г. Рединга: Пер. с англ. М.: Мир, 1990. Т. 1. 352 с.

Сковородников И. Г. Геофизические исследования скважин: курс лекций. Екатеринбург: УГГГА, 2003. 294 с.

Шишлов С.Б. Структурно — генетический анализ осадочных формаций. СПб.: С.-Петерб. Горн. Ин-т., 2010. 276 с.

Обстановки осадконакопления и фации / Под ред. Х. Г. Рединга: Пер. с англ. М.: Мир, 1990. Т . 2. 384 с.

Einsele G. Sedimentary basins: Evolution, facies and sediment budget. Springer, 2000. 792 p.

DOI: http://dx.doi.org/10.17122/ngdelo-2014-2-34-40

• На текущий момент ссылки отсутствуют.

(c) 2014 К. А. Хасанова
Это произведение доступно по лицензии Creative Commons «Attribution» («Атрибуция») 4.0 Всемирная.

УФА, УГНТУ, 2017

Источник: http://ngdelo.ru/article/view/1659

Состоялся ввод в эксплуатацию Вынгаяхинского газового месторождения

31 октября 2003, 14:19

Сегодня в 100 км северо-восточнее г. Ноябрьска (ЯНАО) состоялась торжественная церемония ввода в эксплуатацию Вынгаяхинского газового месторождения.

В церемонии приняли участие член Правления, начальник Департамента по добыче газа, газового конденсата, нефти ОАО «Газпром» Василий Подюк, вице-губернатор Ямало-Ненецкого автономного округа Иосиф Левензон, генеральный директор ООО «Ноябрьскгаздобыча» Михаил Галькович.

Выступая перед собравшимися, Василий Подюк поздравил всех участников строительства со сдачей в эксплуатацию пускового комплекса Вынгаяхинского газового месторождения.

«Пуск Вынгаяхинского месторождения – очередной вклад «Газпрома» в решение задачи по росту добычи газа в России. Применение новых проектных решений и современных технологий позволило значительно сократить сроки проектирования и обустройства этого месторождения», — подчеркнул В. Подюк.

Пусковой комплекс Вынгаяхинского газового месторождения включает в себя установку комплексной подготовки газа (УКПГ) мощностью 20 млрд куб.

 м газа в год, газопроводы внутреннего и внешнего транспорта, электроподстанцию, опорную базу, два общежития на 154 места и гостиницу.

Мощность установки рассчитана на подготовку газа с Еты-Пуровского месторождения, которое будет введено в эксплуатацию в 2004 году.

Планируется, что до конца 2003 года на Вынгаяхинском месторождении будет добыто 500 млн куб. м газа, а в будущем году, при выходе на проектную мощность, ежегодный объем добычи составит 5 млрд куб. м.

Вынгаяхинское газовое месторождение открыто в 1968 году. Его газоносная площадь составляет 203 кв. км, доказанные запасы газа – 106,5 млрд куб. м.

Проект разработки комплекса Вынгаяхинского и Еты-Пуровского месторождений был утвержден в марте 2000 года.

Уникальность этого комплекса состоит в том, что два месторождения, расстояние между которыми составляет 40 км, будут обслуживаться одной современной УКПГ.

Планируется, что в 2005 году комплекс Вынгаяхинского и Еты-Пуровского месторождений выйдет на проектную мощность – 20 млрд куб. м газа в год.

В марте 2002 года на Вынгаяхинском месторождении была пробурена первая скважина, а в мае начато обустройство месторождения. Таким образом, общий срок строительства пускового комплекса месторождения от начала проектных работ составил 2 года и 2 месяца.

]

В настоящее время в обустройство Вынгаяхинского газового месторождения вложено 3,7 млрд руб. Общая стоимость вводимых объектов составит 5,9 млрд руб.

Управление информации ОАО «Газпром»

Источник: http://www.gazprom.ru/press/news/2003/october/article54584/

Месторождения

Источник: http://oilgasinform.ru/science/fields/vyngayakhinskoe/

Перспективы нефтеносности ачимовских отложений в центральной части ноябрьского региона западной сибири

ЕОЛО1ИЯ И 1ЕОЛО1 и-гАОССДиЧПЫС rADOIDI

УДК 553.98

> Коллектив авторов, 2013

Г ГАЗПРОМ

к ишхпз

Перспективы нефтеносности ачимовских отложений в центральной части Ноябрьского региона Западной Сибири

B.В. Литвин

(ОАО «Газпром нефть»),

C.В. Михайлова, О.А. Захарова, Н.В. Надежницская

(ООО «Газпромнефть НТЦ»)

Адреса для связи: [email protected],

[email protected]

Ключевые слова: ачимовская толща, клиноформный комплекс, фондоформа, депоцентр.

Для нефтяных компаний, работающих в Западной Сибири, острой становится проблема поддержания имеющегося уровня добычи нефти.

Одним из ее решений является вовлечение в разработку нефтегазоносных комплексов (НГК) со значительными трудноизвлекаемыми запасами углеводородов, добыча из которых на настоящий момент ведется в малых объемах. К таким комплексам относится ачимовский НГК.

На Госбалансе РФ по нему числятся миллиарды тонн запасов нефти.

Однако годовая добыча нефти из ачимовских отложений не превышает 1-5 % их общей суммы вследствие крайне сложного геологического строения и сильной вертикальной и латеральной литологической изменчивости продуктивных пластов, обусловленной особенностями формирования этих отложений. Большинство существующих геологических моделей, являющихся основой для проведения геолого-разведочных работ, не отображают всю сложность геологического строения природных резервуаров ачимовской толщи.

В статье приведены результаты геолого-геофизического анализа строения ачимовских отложений в центральной части Ноябрьского региона и основные концепты сейсмогеологических моделей.

Определены региональные критерии размещения ачимовских резервуаров по стратиграфическим, палеобатиметри-ческим и морфологическим критериям.

Выполненный анализ свидетельствуют о сложном строении и довольно высоком нефтегазоносном потенциале ачимовских резервуаров в исследуемом регионе.

Ачимовская толща — стратиграфическая единица Западной Сибири, объединяющая отложения нижнего мела, приуроченные к фондоформной части клиноформного комплекса неокома.

Кли-ноформа объединяет ряд сейсмофациальных единиц, представляющих собой секвенцию иерархически организованных седи-ментационных тел (циклитов), омолаживающихся в западном направлении. Отдельные части циклитов тел связаны между собой парагенетически.

Каждая клиноформа включает унда-формную (шельфовую), клиноформную (склоновую) и фондо-формную (глубоководное подножие склона) части [1-3]. В латеральном плане клиноформы представляют собой полосовидные

Oil prospects of Achimov Formation in central part of Noyabrsk region, Western Siberia

V.V. Litvin (Gazprom Neft JSC, RF, Saint-Petersburg), S.V Mikhailova, O.A. Zaharova, N.V. Nadeznitskaya (Gazpromneft NTC LLC, RF, Saint-Petersburg)

E-mail: [email protected],

[email protected]

Key words: Achimov formation, clinoform complex, fondoform, depocenter.

Источник: http://naukarus.com/perspektivy-neftenosnosti-achimovskih-otlozheniy-v-tsentralnoy-chasti-noyabrskogo-regiona-zapadnoy-sibiri

Поиск по словарям

Этот сайт служит для поиска информации по словарям. Он имеет много категорий. Это база для поиска по электронным словарям, доступная через Интернет.

Достоверность информации в результатах поиска по ресурсам достигается за счет использования достоверных источников информации.

На сайте загружены материалы многих словарей как старых так и современных.

К большинству статей указан их первоисточник. Актуальность статей достигается указанием ссылки на источник, с которого позаимствован материал.

Таким образом, данные поиска по статьям словарей даже в случае ошибки либо опечатки легко проверить, не прибегая к дальнейшим поискам.

Обычно подобный сайт должен охватыватывать самые актуальные и практические вопросы, по которым нужно найти достоверную справку и принять правильное решение.

Прекрасный способ оценки качества электронных энциклопедий это удобный поиск информации и организация материалов. Способ организации энциклопедии очень важен для удобства её использования. У многих статей есть ссылки на похожие статьи из других словарей и ссылки на похожие изображения.

Статьи расположены между собой в алфавитном порядке. Словари, в которых информация разделена по словам и словосочетаниям, называются энциклопедическими словарями. Кроме того, существуют словари, в которых информация разделена по категориям. Сайт позволяет проводить поиск по ключевым словам.

Современные средства накопления и обмена информацией создают всё новые способы для сбора, проверки, обработки и представления информации. Такие проекты как данный сайт для поиска по словарям представляют собой пример нового способа организации поиска, в котором извлечение информации упрощено и нет лишней информации.

Источник: http://geonetia.ru/%D0%97%D0%90%D0%9F%D0%90%D0%94%D0%9D%D0%9E-%D0%92%D0%AB%D0%9D%D0%93%D0%90%D0%9F%D0%A3%D0%A0%D0%9E%D0%92%D0%A1%D0%9A%D0%9E%D0%95_%D0%9D%D0%95%C2%AD%D0%A4%D0%A2%D0%AF%D0%9D%D0%9E%D0%95_%D0%9C%D0%95%D0%A1%D0%A2%D0%9E%D0%A0%D0%9E%D0%96%D0%94%D0%95%D0%9D%D0%98%D0%95/3647702/

Нетрадиционная добыча нефти | Ирина Алиева

В соответствии с приказом Минприроды №41 от 13.02.

1998, в качестве основного критерия, позволяющего классифицировать запасы как трудноизвлекаемые (ТРИЗ), принимается необходимость использования при разработке залежей методов и технологий, требующих повышенных капиталовложений и эксплуатационных затрат по сравнению с традиционно используемыми способами. Использование такого критерия позволяет отнести к ТРИЗ сырьё, извлеченное из нефтяных сланцев, лёгкую нефть низкопроницаемых пород (ЛННП), высоковязкие нефти и природные битумы (ВВН и ПБ). 

Согласно данным EIA, Россия обладает самыми большими в мире технически извлекаемыми запасами ЛННП – 74,6 млрд барр. При этом оценка даётся только с учётом баженовской свиты.

Оценки ресурсов крайне противоречивы, так как имеющихся методик и программных средств, предназначенных для изучения «традиционных» объектов, недостаточно. Необходим дополнительный комплекс геохимических и механических исследований непосредственно сланцев, в частности глин и мергелей.

Сильное влияние на оценки объёмов запасов оказывает используемый для расчётов коэффициент извлечения нефти (КИН), который EIA приняло высоким (6%). Его изменение на несколько долей процентов может существенно скорректировать результаты расчётов.

Различные организации, такие как EIA, USGS, «Роснефть» и ЦРН ХМАО, приводят оценки в диапазоне от 3,1 до 22 млрд т, при том что извлекаемые запасы нефти категорий АВС1+С2, которые числятся на государственном балансе, составляют лишь 0,5 млрд.

Стоит также отметить, что баженовская свита, несмотря на частое упоминание в качестве аналога формаций Баккена и ему подобных американских плеев ЛННП (ключ к которым подобран), существенно отличается по геологическим свойствам.

При освоении американских сланцевых плеев хорошо себя зарекомендовало сочетание горизонтального бурения и многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП).

В России в рамках пилотных проектов превалируют два типа технологий разработки ЛННП: использование термогазовых методов («РИТЭК», «Сургутнефтегаз») и адаптация горизонтального бурения и МГРП к отечественным реалиям («Сургутнефтегаз», «Роснефть», «Газпром нефть»). 

]

На сегодняшний день в России известно более 70 месторождений с запасами, приуроченными к баженовской свите, но они практически не разрабатываются.

Во-первых, из-за отсутствия типового решения для добычи (каждый успешный опыт уникален и сопряжён с большим количеством научно-производственных изысканий). А во-вторых, из-за недостаточной изученности объекта.

Но хочется верить, что в обозримом будущем накопленный опыт позволит упростить подбор оптимальных технологий для освоения залежей ЛННП. 

При этом экономическая эффективность технологий остаётся сомнительной, особенно в условиях секторальных санкций и, что в большей степени влияет, низких цен на нефть. По оценкам компании «ЛУКОЙЛ», добыча нефти баженовской свиты рентабельна лишь при цене выше 80 долларов за баррель.

В противном случае необходимо изменение фискальной политики – в частности, внедрение налога на финансовый результат. Но даже при текущих ценах работы продолжаются.

Например, «Газпром нефть», ранее активно искавшая результативные технологии промышленного освоения бажена на Пальяновской площади Красноленинского месторождения и Южно-Приобском месторождении ХМАО, в конце 2015 г. приступила к изучению баженовской свиты в ЯНАО, на Вынгаяхинском месторождении. 

За последние 10 лет объёмы добычи из баженовской свиты выросли с 50 до 750 тыс. т в год.

Это стало возможным благодаря усилиям «Сургутнефтегаза», «ЛУКОЙЛа (в лице «РИТЭКа»), «Роснефти», «РуссНефти» и «Газпром нефть».

В настоящее время реализованы лишь пилотные проекты, но, по словам губернатора ХМАО-Югры Н. Комаровой, ожидается, что к 2018 г. начнётся промышленная эксплуатация данных ресурсов. 

Тюменская свита, как и баженовская, относится к юрским отложениям Западной Сибири. Её запасы также квалифицируются как ТРИЗ.

Данный объект заслуживает отдельного внимания, так как повышение дебитов и КИН на нём возможно за счёт бурения горизонтальных скважин и МГРП.

Вместе с тем, для уточнения плотности сетки бурения, длины горизонтального участка и расстояния между точками проведения МГРП необходима опытно-промышленная отработка технологии на каждом конкретном месторождении.

В качестве наиболее близкого аналога американской формации Bakken зачастую упоминают доманиковые отложения Тимано-Печорской и Волго-Уральской НГП, представленные тёмными битуминозными сланцами, переслаивающимися с тёмными битуминозными известняками, местами окремнёнными.

На территории НГП выявлено большое количество объектов с нефтепроявлениями, что, в совокупности со схожестью коллекторских свойств и условий осадконакопления на отечественных и зарубежных объектах, указывает на перспективность дальнейших поисковых работ и высокую вероятность наращивания добычи ЛННП.

По оценкам ВНИГРИ, после 2030 г. возможная доля ЛННП в совокупной добыче в стране, при условии освоения основных видов нетрадиционных углеводородов, может составить порядка 20-30%. ВР прогнозирует, что к 2030 г. данный объём вырастет до 70 млн т.

Эта цифра включает в себя не только нефть, но и конденсат, а также прочие жидкие углеводороды. По прогнозам Минэнерго России, к 2030 г. добыча из залежей ачимовской, баженовской и тюменской свит составит 80 млн т в год.

Но такое существенное увеличение производства может произойти лишь при условии развития новых технологий, на отработку и внедрение которых может уйти порядка 10-15 лет.

Необходимость изучения ТРИЗ в нашей стране признаётся на правительственном уровне. Подтверждением этому является ряд принятых документов. Например, Распоряжение Правительства РФ от 3 мая 2012 г.

№700-р «О стимулировании реализации новых инвестиционных проектов по разработке участков недр, содержащих запасы трудноизвлекаемой нефти». В рамках принятого 23 июля 2013 г.

Федерального закона № 213-ФЗ были установлены понижающие коэффициенты к ставке НДПИ при добыче нефти на участках недр, содержащих ТРИЗ. Ставка варьируется в зависимости от проницаемости коллектора, степени выработанности месторождения и размера нефтенасыщенного пласта.

Поправки в налоговое законодательство, предусмотренные ФЗ, вступили в силу с 1 сентября 2013 г. Согласно им, добыча на месторождениях баженовской, абалакской, хадумской и доманиковой свит освобождается от НДПИ на 15 лет. В феврале 2014 г.

принято решение о создании Координационного центра при Министерстве природных ресурсов и экологии по изучению и освоению нетрадиционных видов углеводородов. Вышеперечисленные меры демонстрируют заинтересованность и поддержку со стороны государства, что, при прочих благоприятных факторах, повышает вероятность прогресса в данной сфере.

Источник: http://maxpark.com/user/4297869196/content/5154402

Вынгаяхинское Месторождение На Карте

Вынгаяхинское месторождение . Годовой уровень добычи 5.

Вынгаяхинское месторождение открыто в 1968 году. Карта сайта. Составленная экспертами карта нефтяных месторождений России демонстрирует. Вынгаяхинское газонефтяное месторождение. Вынгаяхинское нефтегазовое месторождение расположено в Западной Сибири на территории. Вынгаяхинское месторождение на карте .

Остаточные извлекаемые запасы основного пласта — порядка 6. При значительных неразбуренных запасах пласта высоки геологические риски, связанные с низкой проницаемостью нефтенасыщенного коллектора. Остаточные извлекаемые запасы еще двух пластов месторождения 6.

Проектированием объектов при обустройстве месторождения занимался проектный научно- исследовательский институт . Муравленко). Лицензия выдана ОАО «Ноябрьскгаздобыча», Рас. Салехард и приурочено к одноимённому валоподобному поднятию Нурминско- Александровского нефтегазоносного пояса.

Фундамент не вскрыт.

В пределах месторождения выявлены 1 газовая и 1. Месторождение относится к классу крупных.

]

Вынгаяхинское месторождение нефти и его углеводородные богатства. Российская земля богата нефтью и газом и последние пятнадцать лет их добыча всё усиливается. Одно из нефтегазовых месторождений – Вынгаяхинское – не один десяток лет находится в разработке, но всё ещё остаётся в числе перспективных.

Список нефтяных и конденсатных месторождений России. Крупнейшие Российские. Вынгаяхинское газонефтяное месторождение · Жирновское . Нефтегазовое месторождение, расположенное в Уральском федеральном округе (г.

Месторождение на картеуточнить месторасположение . Приразломное месторождение — единственное на сегодняшний день месторождение на. Были построены структурные карты, выполнено тектоническое.

Вынгаяхинское газонефтяное и Етыпуровское месторождения.

Вынгаяхинское, Ен-Яхинское, Еты-Пуровское месторождения. Проектная мощность всех этих месторождений и участков. Песцовая площадь Уренгойского месторождения расположена в. Карта сайта

Месторождений происходит на нескольких ступенях сепарации. Обзорная карта месторождений ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз». Вынгаяхинское нефтегазовое месторождение: расположение, история освоения, основные характеристики, перспективы, экология и другое. Краткая и .

Сейчас об этом расскажем немного поподробнее. Местонахождение месторождения. Вынгаяхинское месторождение – это нефтегазовое месторождение, которое располагается в Ямало- Ненецком автономном округе в Западной Сибири, на территории Пуроского района в Тюменской области. Оно приурочено к локальной структуре с одноименным названием, которая осложняет северную часть Вынгаяхинского вала.

Близлежащие крупные населённые пункты – города Новый Уренгой, Ноябрьск, Муравленко и другие. Дата открытия. Вынгаяхинское месторождение было открыто в 1. В марте 2. 00.

2 года на Вынгаяхинском месторождении была пробурена первая скважина, а в мае того же года начато обустройство месторождения. Таким образом, общий срок строительства пускового комплекса месторождения от начала проектных работ составил 2 года и 2 месяца.

Особенности месторождения. На Вынгаяхинском месторождении выделяют три целевых пласта: 1.

Продуктивные пласты залегаютне разрозненно, как на многихдругих месторождениях, а другпод другом. Самый большой фондскважин — на 1. На сегодняшний день на Вынгаяхинском нефтегазовом месторождении пробурено 6. С самого начала разработки уже отработано почти 1. Текущий коэффициент нефтеотдачи на данном месторождении составляет 0,1.

Годовая добыча на Вынгаяхинском нефтегазовом месторождении исчисляется 5. Остаточные извлекаемые запасы в основном пласте – 6. Извлекаемые остаточные запасы еще двух других пластов данного месторождения составляют 6,5 миллионов тонн. Компании- разработчики.

Проектированием объектов при обустройстве Вынгаяхинского нефтегазового месторождения занимался проектный научно- исследовательский институт «Гипротюменнефтегаз». Последние годы месторождение разрабатывается компанией ОАО «Газпромнефть – Ноябрьскнефтегаз» и относится к филиалу «Муравленковскнефть» (г. Муравленко).

ОАО «Газпромнефть- Ноябрьскнефтегаз» осуществляет деятельность по добыче нефти и газа в Ямало- Ненецком и Ханты- Мансийском автономных округах.

С момента создания предприятия добыто более 8. Газпромнефть – Муравленко»). Коллектив «Газпромнефть- Ноябрьскнефтегаз» насчитывает более 2 тыс. Его новизна заключается в том, что в процессе проведения работ образовывающийся шлам прямо на буровой площадке собирается в ёмкость для последующей его переработки.

На выходе получается твердый материал комковато- гранулированной структуры, который используется при отсыпке кустовых площадок и амбаров газофакельных устройств.

Подготовлена целая программы по контролю и оздоровлению экологической обстановки на Вынгаяхинском газовом промысле.

В рамках проекта проведена оценка биологических ресурсов территории, основных источников и зон антропогенного воздействия на окружающую среду в пределах месторождения.

Данная программа является условием лицензионного соглашения между ООО «Газпромнефть – Ноябрьскнефтегаз» и Управлением по недропользованию Ямало- Ненецкого автономного округа на право пользования недрами указанного месторождения. Ведущими экологами региона реализован проект по выполнению комплекса восстановительных работ на природных объектах, загрязненных остатками нефтепродуктов.

Перспективы и прогнозы добычи нефти в регионе. Как уже было сказано выше, Вынгаяхинское месторождение ведет свою историю с 1. Казалось бы, за два десятилетия геологи должны были основательно изучить все его природные особенности и возможности.

Но оказывается, на Вынгаяхе до сих пор есть участки, требующие глубокого геологического анализа. И до сих пор, несмотря на достаточно богатую историю разработки, месторождение не выходит из разряда перспективных.

Текущие извлекаемые запасы Вынгаяхинского месторождения составляют не менее 6.

Однако до настоящего времени существуют участки, степень изученности которых крайне низка, и не исключено, что в них заложен серьезный потенциал.

Для выявления и оценки потенциальных запасов углеводородов используются две категории скважин: разведочные и поисковооценочные. Задача бурения поисковооценочных скважин — качественная оценка перспективных залежей.

Исходя из структуры,одно из самых перспективных направлений работы — углубление части эксплуатационных скважин пласта до нижележащих горизонтов.

Впервые на этом месторождении метод углубления был опробован в 2. За четыре года развития направления за счет углубления на 7. В 2. 01.

1 году геологическая успешность выполненных мероприятий по интенсификации добычи на Вынгаяхинском месторождении составляет рекордные 1.

На текущий момент ведется активная оценочная работа запасов месторождения, поскольку сейсмика проведена здесь только на 7.

Источник: http://erogonbaltimore.weebly.com/blog/vingayahinskoe-mestorozhdenie-na-karte