Образование и история обустройства ярегского месторождения нефти

Разработка Ярегского месторождения

В истории разработки месторождения выделяются три основных периода:

  • опытная разработка скважинами, пробуренными с поверхности земли;
  • шахтная дренажная разработка за счёт естественной энергии пласта;
  • термошахтная дренажная разработка с искусственным тепловым воздействием на пласт.

Первоначально была попытка эксплуатировать месторождение скважинами с поверхности: в период 1935 — 1945гг. На двух участках общей площадью 432тыс.м2 пробурили 73 скважины с расстоянием между ними 70-100м. Размещение скважин на отработанных площадях осуществлялось по треугольной сетке.

Все скважины эксплуатировались с помощью глубинных насосов. Однако приток нефти к их забоям был незначительным. Извлечение нефти в среднем по обоим участкам составило 836 т при первоначальных запасах 42,5тыс.т.

Коэффициент извлечения нефти за 10 лет эксплуатации составил около 0,02 от запасов.

Анализ опыта первого периода разработки показал, что обычным способом добычи нефти скважинами с поверхности в горно-геологических условиях Ярегского месторождения невозможно добиться эффективных технико-экономических показателей. Поиски более рациональных путей добычи нефти привели к выводу о возможности и необходимости разработки этого месторождения шахтным способом.

Начиная с 1937г., на Ярегском месторождении были построены три нефтяные шахты глубиной 145-200м.

Нефтяная шахта представляет собой комплекс подземных и поверхностных сооружений, а именно:

  • два вертикальных ствола диаметром от 4,5 до 8,0м,глубиной 180-200м (один подъёмный — для спуска — подъёма людей, материалов и оборудования, выдачи породы, подачи свежего воздуха в шахту; второй вентиляционный — для выполнения вспомогательных операций, аварийного спуска — подъёма, выдачи отработанного воздуха с шахты), оборудованных клетевыми подъёмами;
  • поверхностный комплекс шахты, включающий надшахтные здания стволов, здания подъёмных машин, здание вентиляторной и объекты подсобно-вспомогательного хозяйства (котельная, пожарная насосная с резервуарами, компрессорная и т. д.);
  • комплекс подземных выработок и камер околоствольного двора для обмена вагонеток, электроподстанции, электровозного депо, склада взрывчатых материалов, для сбора, подготовки и откачки нефти и воды из шахты;
  • подземные выработки подготовки шахтного поля: откаточные (для транспорта и подачи свежего воздуха), вентиляционные (вспомогательные и выдачи отработанного воздуха);
  • нарезные подземные горные выработки — участки добычи нефти.

На первом этапе (с 1939 по 1954гг.) шахтная добыча нефти осуществлялась по «ухтинской» системе (Рис.1).

Рисунок 1 -Ухтинская система 

Сущность её заключалась в следующем. В 10-З0 м от кровли нефтяного пласта проводились полевые штреки с расположенными в них на определённом расстоянии друг от друга буровыми камерами. Из камер бурились кусты скважин с расстояниями между забоями от 12 до 25м.

Первоначально подземные скважины эксплуатировались фонтанным способом, а затем путём закачки сжатого воздуха (эрлифтом). За 15 лет разработки по «ухтинской» системе было добыто на трёх нефтешахтах около 3000 тыс.т нефти. Добыча нефти с 10тыс.

м2 площади достигла около 2500 т, что в три раза больше по сравнению с разработкой скважинами с поверхности. Нефтеизвлечение на разработанной площади составило 6,2%.

В 1954г. на нефтешахтах была внедрена более прогрессивная система разработки – уклонно- -скважинная, при которой процессы бурения и добычи нефти были перенесены непосредственно в нефтяной пласт (Рис.2).

Рисунок 2 — Уклонно–скважинная система 

На основном горизонте в10 — 30м от кровли пласта проводились парные этажные штреки (откаточный и вентиляционный) и сбойки между ними. Шахтное поле разбивалось на блоки — участки площадью 8-14х10 м , имеющими в плане шестигранную форму. Из штреков через 300 — 400м в центр блока в нефтяной пласт проводились две параллельные выработки (уклон и ходок).

В пласте — в кровле или подошве — закладывалась дренажная камера (галерея), из которой разбуривался весь блок кустом веерообразно расходящихся скважин в 2 — 4 яруса, в зависимости от толщины пласта. Количество скважин в галерее — 150 -300 штук длиной до 300 м. Всего по уклонно — скважинной системе с 1954 по 1972гг. было добыто около 4300 тыс. т нефти.

Извлечение нефти практически осталось таким же, как при ухтинской системе — 5,88%.

]

В целом за 33 года эксплуатации Ярегского месторождения на естественном режиме истощения шахтным способом было добыто около 7500 тыс.т нефти. Нефтеотдача на разработанных площадях трёх шахтных полей составила 3,5%, а в целом по месторождению не превысила 2,2%.

В результате скважинной разработки с высокой плотностью сетки бурения энергетические ресурсы залежи были истощены. Добыча нефти неуклонно снижалась, а себестоимость росла. В 1972г. был самый низкий годовой объём добычи — 130 тыс.т, в том числе 90,0 тыс. т нефти уже добывалось с применением теплового воздействия на пласт.

К началу 70 — х годов эксплуатация месторождения на естественном режиме полностью себя исчерпала, и встал вопрос закрытия шахт и трудоустройстве населения общей численностью 10,5 тыс. человек.

Однако высокое качество и большие остаточные запасы нефти обусловили необходимость поисков таких методов доразработки месторождения, которые обеспечили бы эффективное извлечение нефти.

С этой целью были опробованы такие методы интенсификации, как законтурное заводнение, закачка горячей воды, репрессия сжатым воздухом, гидроразрыв пласта и др. Тем не менее положительных результатов они не дали из-за горно-геологических особенностей залежи.

Первые опытные работы по закачке пара в пласт были начаты в 1968г. на нефтешахтах №1 и №3.

В этих экспериментах для закачки пара и отбора нефти использовались скважины, пробуренные с туффитового горизонта (по ухтинской системе).

В процессе работ было доказано, что применение теплового воздействия на пласт позволяет в несколько раз повысить нефтеотдачу. Это послужило основанием для дальнейшего расширения масштабов применения теплового воздействия.

В 1971г. количество площадей, повторно разрабатываемых с туффитового горизонта, достигло 150 тыс. м2.

Однако при расширении масштаба работ возник ряд технических осложнений, таких как прорывы пара в горные выработки при увеличении давления закачки свыше 0,5Мпа, пробкообразование эксплуатационных скважин, большие затраты на оборудование и эрлифтную эксплуатацию скважин, сложность регулирования процесса.

Одновременно с расширением опытно — промышленных работ по применению тепловой ухтинской системы проводились испытания двухгоризонтной системы теплового воздействия.

Сущность этой системы разработки заключалась в том , что пар закачивался через скважины туффитового горизонта, а отбор нефти осуществлялся через пологовосходящие скважины, пробуренные из уклона (Рис.3).

 Рисунок 3 — Двухгоризонтная система разработки

Сопоставление двух испытываемых систем показало, что при двухгоризонтном расположении скважин удалось устранить основные недостатки, присущие ухтинской системе, и достичь более высоких экономических показателей. В связи с этим с 1972г. начал осуществляться перевод всех площадей на разработку по двухгоризонтной системе путём разбуривания пласта пологовосходящими скважинами из уклона.

Источник: http://petrolibrary.ru/razrabotka-yaregskogo-mestorozhdeniya-skvazhinnyimi-sistemami.html

Главгосэкспертиза РФ одобрила проект очередного этапа обустройства Ярегского нефтяного месторождения

Главгосэкспертиза РФ рассмотрела и одобрила проект этапа обустройства Ярегского нефтяного месторождения.

Об этом пресс-служба Главгосэкспертизы сообщила 25 октября 2017 г.

Рассмотренный проект предусматривает строительство инфраструктуры для обслуживания 46 паронагнетательных скважин на 10 кустовых площадках на Лыаельской площади.

В частности, будет обустроена система промысловых трубопроводов для сбора нефти с добывающих скважин Лыаельской площади, а также нефтегазосборные трубопроводы, паропровод для транспортировки пара до кустовых площадок с последующей его закачкой в пласт для поддержания необходимой температуры и снижения вязкости добываемой нефти, линии электропередач и автомобильные дороги.

Изучив представленные материалы, Главгосэкспертиза РФ пришла к выводу, что результаты инженерных изысканий и проектная документация соответствуют требованиям техрегламентов и иным установленным требованиям, а проектная документация — результатам инженерных изысканий, выполненных для ее подготовки.

По итогам рассмотрения выдано положительное заключение.

Реализация проекта, рассмотренного Главгосэкспертизой РФ, позволит нарастить темпы добычи.

Благодаря запуску новых объектов в рамках проекта «Ярега», объем добычи тяжелой высоковязкой нефти увеличится в 1,5 раза — с 900 тыс т в 2016 г до 1,34 млн т в 2017 г.

В перспективе проект позволит увеличить объемы добычи на Яреге до 4 млн т к 2021 г.

Финансирование строительства будет осуществлено за счет средств ЛУКОЙЛ-Коми, дочки ЛУКОЙЛа.

В 2017 г ЛУКОЙЛ инвестирует в развитие промышленных объектов на территории республики Коми 70 млрд руб, объем инвестиций на 2018 г запланирован примерно на том же уровне.

Ярегское месторождение является ключевым для ЛУКОЙЛа в республике Коми, также в числе приоритетных проектов — месторождения Денисовской впадины в Усинском районе.

Ярегское месторождение расположено в южной части Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции в республике Коми.

Месторождение включает 2 основные разрабатываемые площади — Ярегскую и Лыаельскую.

Месторождение было открыто в 1932 г, а опытная эксплуатация скважинами началась в 1935 г.

Нефть Ярегского месторождения — тяжелая, смолистая, высоковязкая, малопарафинистая, ароматическо-нафтенового типа c плотностью 945 кг/м3.

Содержание серы составляет порядка 1%, парафина — 0,5%.

Из нефти Ярегского месторождения производят химические продукты для космической, дорожно-строительной и фармацевтической отраслей, а также дизельное топливо для сверхнизких температур, на котором работают суда Северного и Арктического флотов.

С 1972 г в целях повышения нефтеотдачи на Ярегском месторождении началось внедрение термошахтной технологии добычи, которая заключается в использовании паронагнетательных скважин для разогрева нефтенасыщенных горных пород.

Такой метод способствует максимальному извлечению нефти из недр.

На Ярегском месторождении впервые в мире был реализован проект встречного термогравитационного дренирования пласта путем закачки пара в скважины с длиной ствола до 1 км.

Ранее Главгосэкспертиза РФ выдала 6 положительных заключений по предыдущим этапам обустройства Ярегского нефтяного месторождения. 

Обсудить на Форуме

Источник: https://neftegaz.ru/news/view/166151-Glavgosekspertiza-RF-odobrila-proekt-ocherednogo-etapa-obustroystva-Yaregskogo-neftyanogo-mestorozhdeniya

Месторождения Тимано-Печоры

Освоение месторождений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (ТПНП)

Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция является одним из крупных нефтегазоперспективных регионов с развитой нефтегазодобывающей отраслью на территории РФ. В географическом отношении территория провинции относится к северо-восточной части Русской равнины.

В пределах суши территория ТПНП практически охватывает весь бассейн реки Печоры с ее притоками и рек, впадающих в Печорский сектор Баренцева моря (Коротаиха, Морею, Черная). Общая площадь — около 330 тыс. кв.км.

В административном отношении территория ТПНП находится в пределах Республики Коми, а северная ее часть охватывают всю восточную часть Ненецкого автономного округа (НАО) Архангельской области с центром в городе Нарьян-Мар.

Общая информация Еще в 1762 году на реке Ухта были отмечены первые выходы нефти, а первый сбор нефти был организован на реке Ярега, впадающей в реку Ухту. Затем предпринимателем Федором Прядуновым был организован первый кустарный нефтеперегонный заводик. Образцы нефти были доставлены в Петербург, а оттуда — на исследование за рубеж.

Неоднократные попытки организовать разведку и добычу нефти до революции не увенчались успехом, и лишь в 1929 году на Ухту была отправлена первая крупная экспедиция, которая занялась систематическими исследованиями на севере европейской части России всех полезных ископаемых, включая нефть. Геологической службой руководил известный геолог-нефтяник Н.Н.

Тихонович. Уже в 1930 году впервые на территории России была получена нефть из девонских песчаников на реке Чибью в черте современного города Ухта. На месте этой скважины сейчас установлен памятный знак.

Получение нефти из девонских песчаников позволило известному ученому-нефтянику Губкину предположить, что эти отложения будут продукты также и в более южных районах России, где к 1929 году уже было открыто первое нефтяное месторождение в Перми (Чусовские городки).

]

Затем были открыты: в 1932 году — Ишимбаевские месторождения, а вслед за ними Туймазинское в Башкирии.

С этого началась, по сути, разведка так называемого второго Баку (Татария, Башкирия, Саратовская, Самарская, Пермская и Оренбургская области), так как ранее нефтяные месторождения были известны только в Баку, в районе Гурьева (Казахстан) и на Кавказе (Майкоп и Грозный). Так что получение нефти в Ухте положило начало широкому развертыванию поисково-разведочных работ на Русской платформе. В 1932 году в районе Ухты было открыто Ярегское месторождение с достаточно крупными запасами. Но полученная нефть оказалась настолько вязкой, что очень долго обсуждался вопрос — можно ли ее добывать? После долгих споров было решено вести добычу шахтным способом. Здесь же в 1937 году впервые в Советском Союзе была заложена первая нефтяная шахта. Гораздо позднее для промышленной добычи вязкой нефти стали применять паро-тепловой метод, что позволило резко увеличить коэффициент извлечения.

При паро-тепловом методе для извлечения нефти в нефтяной пласт закачивают пар, прогревают вязкую нефть, делают ее более подвижной и она сама стекает по пробуренным непосредственно по нефтяному пласту горизонтальным и наклонным скважинам в камеры, расположенные в пласте и затем поднимается на поверхность для дальнейшей транспортировки. Метод дорогостоящий, но очень эффективный. Для сравнения: коэффициент извлечения высоковязкой нефти Ярегского месторождения даже при шахтном методе составлял 5-6%, а при использовании паро-теплового метода — 30-40% и даже 50-60%.

В 1935-1951 гг. были открыты Войвожское, Нибельское, Верхнеомринское, Нижнеомринское месторождения, на базе которых и развивалась в дальнейшем нефтегазовая добыча Тимано-Печорской провинции. Но это были сравнительно небольшие месторождения, с запасами на самом крупном из них (Нижнеомринском) порядка 20 млн.

условных тонн, в том числе примерно одна треть из них — газ. Естественно, что добыча нефти в больших объемах не могла быть организована. Начиная с 1951 и по 1958 годы пошла серия неудач.

Геологи и буровики топтались на небольшом пятачке к юго-востоку от Ухты в районе реки Печоры, где в эти годы были выявлены лишь небольшие месторождения (джебольское, Изкосьгоринское и др.).

Лишь в 1959 году, после выхода на более погруженные участки региона, в так называемую Ижмо-Печорскую впадину, в 70 км, к востоку от города Ухта, было открыто Западно-Тэбукское месторождение легкой нефти, первое по-настоящему крупное, с извлекаемыми запасами порядка 60 млн. тонн.

В 1962 году открыто Мичаюское месторождение, получена первая тяжелая нефть из нижнепермских известняков на Усинском месторождении. Нефть оказалась такой же вязкой и тяжелой как на Ярегском месторождении. В 1963 году были открыты Пашинское (40 млн. тонн), Северо-Савиноборское и Джьерское (10 млн. тонн) месторождения.

В 1964 году было открытое крупнейшее на еропейском севере Вуктыльское газоконденсатное месторождение. В 1966-1971 гг. на Вуктыльском месторождении также принимается методика форсированного освоения и, не дожидаясь окончания разведки, строится магистральный газопровод Вуктыл-Ухта-Торжок, протяженностью 1400 км. Причем впервые в мировой практике при прокладке трубопровода использовались трубы диаметром 1220 мм. В 1978 году на Усинском месторождении открыты высокодебитные залежи, причем дебиты нефти из скважин достигали 600-700 тонн в сутки.

В настоящее время на территории Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции насчитывается свыше 180 месторождений, из которых — 136 нефтяных, 4 газоконденсатных, 2 нефтегазовых, 13 нефтегазоконденсатных, 12 газоконденсатных и 16 газовых.

Максимальный объем добычи нефти в ТПНП был достигнут в 1980-1985 гг. (19,5-20,3 млн. тонн в год). В 1990 году добыча на месторождениях ТПНП составила 15,6 млн. тонн.

Снижение объемов добычи объясняется в первую очередь резким отставанием с обустройством месторождений и крайне низкими темпами ввода в разработку новых, уже разведанных и подготовленных к эксплуатации месторождений.

Почти все новые месторождения расположены в северной части ТПНП, где отсутствует общая и отраслевая инфрастурктура, затруднено решение транспортных проблем.

Основные районы нефтедобычи в перспективе до 2000 года на территории Республики Коми могут быть сформированы на базе дальнейшего освоения таких месторождений, как: Северо-Кожвинское, Южно-Лыжское, Южно-Тереховейское, Среднемакарихинское, Северо-Баганское, Южно-Юрьяхинское, Верхнегрубешорское, Пашорское. В перспективе также предусматривается интенсивное развитие добычи углеводородов на территории НАО и шельфовой зоны Баренцева моря.

Источник: http://infoneft.ru/neftedobycha/neftyanye-proekty-rossii-i-sng/mestorozhdeniya-timano-pechory.html

Официальный сайт АО «Гипровостокнефть»

В 2015 году производственная деятельность АО «Гипровостокнефть» была сосредоточена на выполнении крупных проектов по комплексному обустройству месторождений — Среднеботуобинского месторождения ОАО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча», Харьягинского месторождения (совместно с компанией «Тоталь РРР»), Куюмбинского месторождения (ООО «Славнефть-Красноярскнефтегаз»). По проекту обустройства Сузунского месторождения («Роснефть», «Ванкорнефть») выполнен проект по вводу в эксплуатацию полигона размещения отходов производства и потребления, завершено проектирование УПН производительностью 5,2 млн. т/год.

Завершается разработка обустройства месторождений Центрально-Хорейверского поднятия (ЦХП) на территории Ненецкого автономного округа (ООО «СК «РУСВЬЕТПЕТРО») – Западно-Хоседаюского, Висового, Северо-Хоседаюского. Выполнен проект обустройства Ярегского нефтяного месторождения («Лукойл-Коми») с уникальной высоковязкой нефтью.

 Инжиниринг бурения:

В направлении инжиниринга бурения в 2015 г. институтом разработана проектная документация по 23 эксплуатационным скважинам Северо-Хоседаюского месторождения, одной разведочной и 39 эксплуатационным скважинам Западно-Хоседаюского месторождения ЦХП ООО «СК «Русвьетпетро».

Специалисты института осуществляли авторский надзор за строительством нефтяных и газовых скважин на месторождениях Оренбургской и Ульяновской областей, а также месторождения Бока де Харуко Республики Куба.

Ключевым элементом в бурении стало начало работ по инженерно-технологическому сопровождению строительства скважин во взаимодействии со специалистами Управления по строительству и реконструкции скважин ОАО «Зарубежнефть»:

Научно-исследовательские работы:

Научно-исследовательские работы в 2015 г. были направлены на сопровождение разработки месторождений, обеспечение ДЗО ОАО «Зарубежнефть» геологической и проектной документацией, сопровождение проектов испытания новых технологий на месторождениях Компании.

  • По месторождениям ЗАО «Оренбургнефтеотдача» выполнены подсчеты запасов углеводородов на основе комплексной интерпретации данных сейсморазведочных работ и промыслово-геофизических данных по скважинам с построением постоянно-действующих геолого-гидродинамических моделей, рассмотрены варианты бурения горизонтальных скважин на Кирсановском месторождении с разработкой оптимизационных решений по размещению горизонтальных участков стволов скважин.
  • Институтом производится мониторинг выполняемых геолого-технических мероприятий по Пашкинскому, Кирсановкому и Черновскому месторождениям ЗАО «Оренбургнефтеотдача», Кондаковскому и Сулакскому месторождениям ООО «Ульяновскнефтегаз», а также Песчаноозерскому месторождению ОАО «Арктикморнефтегазразведка» и совместно с недропользователем корректируется перспективный план ГТМ с целью повышения уровней добычи нефти.
  • По месторождениям ООО «СК «Русвьетпетро» и ООО «Ульяновскнефтегаз» подготовлены проектные документы на разработку продуктивных пластов с построением моделей фильтрации флюидов, в том числе и модели с двойной пористостью и проницаемостью. В ходе реализации проектов системы новых технологий (СНТ) организована работа по испытаниям, адаптации и оценке перспективных технологий РИР, разработанных отечественными и иностранными компаниями.

Источник: http://www.gipvn.ru/o-kompanii/?ELEMENT_ID=162

Главгосэкспертиза России рассмотрела проект этапа обустройства Ярегского месторождения

Из тяжелой нефти Ярегского месторождения производят химические продукты для космической, дорожно-строительной и фармацевтической отраслей, а также дизельное топливо для сверхнизких температур, на котором работают суда Северного и Арктического флотов. Реализация проекта, рассмотренного Главгосэкспертизой России, позволит нарастить темпы добычи.

Изучив представленные материалы, эксперты Главгосэкспертизы России пришли к выводу, что результаты инженерных изысканий и проектная документация соответствуют требованиям технических регламентов и иным установленным требованиям, а проектная документация — результатам инженерных изысканий, выполненных для ее подготовки. По итогам рассмотрения выдано положительное заключение.

Ярегское месторождение, расположенное в южной части Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции в Республике Коми, включает две основные разрабатываемые площади: Ярегскую и Лыаельскую, и является крупнейшим месторождением высоковязкой нефти ПАО «Лукойл». Месторождение было открыто в 1932 году, а опытная эксплуатация скважинами началась уже через три года.

С 1972 года в целях повышения нефтеотдачи здесь начали внедрять термошахтную технологию добычи, которая заключается в использовании паронагнетательных скважин для разогрева нефтенасыщенных горных пород, — такой метод способствует максимальному извлечению нефти из недр.

Здесь же впервые в мире был реализован проект встречного термогравитационного дренирования пласта путём закачки пара в скважины с длиной ствола до 1 км.

В рамках реализации проекта, получившего положительное заключение Главгосэкспертизы России, на Лыаельской площади будет построена инфраструктура для обслуживания 46 паронагнетательных скважин, сконцентрированных на 10 кустовых площадках.

В частности, будет обустроена система промысловых трубопроводов для сбора нефти с добывающих скважин Лыаельской площади, а также нефтегазосборные трубопроводы, паропровод для транспортировки пара до кустовых площадок с последующей его закачкой в пласт для поддержания необходимой температуры и снижения вязкости добываемой нефти, линии электропередач и автомобильные дороги.

Финансирование строительства будет осуществлено за счет средств ООО «ЛУКОЙЛ-Коми».

Источник: http://energybase.ru/en/news/industry/glavgosekspertiza-rossii-rassmotrela-proekt-etapa-obustrojstva-aregskogo-2017-10-25

Обустройство Ярегского нефтяного месторождения: проект одобрен Главгосэкспертизой России

По данным Пресс-службы ведомства, изучив представленные материалы, эксперты Главгосэкспертизы России пришли к выводу, что результаты инженерных изысканий и проектная документация соответствуют требованиям технических регламентов и иным установленным требованиям, а проектная документация — результатам инженерных изысканий, выполненных для ее подготовки.

Ярегское нефтяное месторождение, которое сейчас эксплуатируется компанией «Лукойл», входит в Тимано-Печорскую нефтегазоносную провинцию, его извлекаемые запасы составляют 31 млн. тонн.

Месторождение было открыто в 1932 году, а опытная эксплуатация скважинами началась уже через три года.

С 1972 года в целях повышения нефтеотдачи на месторождении начали внедрять термошахтную технологию добычи, которая заключается в использовании паронагнетательных скважин для разогрева нефтенасыщенных горных пород. Это способствует максимальному извлечению нефти.

Обустройство, проект которого был одобрен Главгосэкспертизой России,  коснется той части Ярегского месторождения, которая находится в границах лицензионного участка ООО «ЛУКОЙЛ-Коми».

В рамках проекта будет расширена уже существующая площадка блочно-транспортабельных котельных установок, где построят четыре парогенераторных установки производительностью 50 тонн в час каждая.

По завершению работ отпуск пара для подачи его к паронагнетательным скважинам нефтяного месторождения составит 200 тонн пара в час без возврата конденсата.

Парогенераторные установки будут использованы и для дальнейшего освоения месторождения паронагнетательным способом. Они обеспечат выработку и подачу пара в круглосуточном непрерывном режиме, что позволит разогреть пласт и, как следствие, снизит вязкость ярегской нефти.

Финансирование строительства будет осуществлено за счет средств ООО «ЛУКОЙЛ-Коми».

Источник: https://maistro.ru/novosti/obustrojstvo-yaregskogo-neftyanogo-mestorozhdeniya-proekt-odobren-glavgosekspertizoj-rossii

Термошахтная разработка месторождений с тяжелыми нефтями и природными битумами (на примере ярегского нефтяного месторождения) семинар 15 — pdf

Раздел: инженерные науки Инновационные методы добычи высоковязких нефтей и битумов с поверхности Волик Александр Игоревич, аспирант кафедры РЭНГМиПГ, УГТУ, г. Ухта. Жангабылов Руслан Абдималикович, аспирант

Подробнее

На правах рукописи МОРОЗЮК ОЛЕГ АЛЕКСАНДРОВИЧ ПУТИ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕРМОШАХТНОЙ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ АНОМАЛЬНО ВЯЗКОЙ НЕФТИ (НА ПРИМЕРЕ ЯРЕГСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ) Специальность 25.00.17 «Разработка

Подробнее

Повышение эффективности разработки высоковязких нефтей в малых нефтенасыщенных толщинах с применением горизонтальных и вертикальных скважин В современных условиях ухудшения ресурсной базы углеводородов

Подробнее

ОЦЕНКА ОСТАТОЧНОЙ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ ЗАЛЕЖЕЙ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ НА ПОЗДНЕЙ И ЗАВЕРШАЮЩЕЙ СТАДИЯХ ИХ РАЗРАБОТКИ ПРИ ЗАВОДНЕНИИ КАК ОСНОВА ДЛЯ ОБОСНОВАНИЯ КОНЕЧНОЙ ВЕЛИЧИНЫ КИН И ОСТАТОЧНЫХ ИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ

Подробнее

Термогазовый способ разработки трудноизвлекаемых и нетрадиционных запасов углеводородов А.А. Боксерман (ОАО «Зарубежнефть») В.И. Кокорев (ОАО «РИТЭК») «ЭНЕРКОН-2013» г. Москва, 26-28 июня 2013 г. Сущность

Подробнее

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОПТИМАЛЬНОЙ ТРАЕКТОРИИ И ДЛИН СТВОЛОВ МНОГОСТВОЛЬНЫХ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН С УЧЕТОМ ОСОБЕННОСТЕЙ КОЛЛЕКТОРА Фокеева Л.Х. Альметьевский государственный нефтяной институт Проведено гидродинамическое

Подробнее

ПРИМЕНЕНИЕ КОМПЬЮТЕРНОЙ ТЕХНОЛОГИИ ЭКСПРЕСС-АНАЛИЗА И ИНТЕРПРЕТАЦИИ РЕЗУЛЬТАТОВ ТРАССЕРНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КАЧЕСТВА ВЫРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ Данилова Е.А., Чернокожев Д.А. Международный

Подробнее

Россия, обладая лишь 13 % мировых запасов нефти, занимает первое место по ее добыче в мире (табл.). Место Таблица Объем добычи нефти в странах мира в 2012г. Изменение места за 2012г. Страна Добыча нефти

Подробнее

На правах рукописи УДК 622.276.1/.4.001.57 КАЗАКОВ НИКОЛАЙ СЕРГЕЕВИЧ ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПАРОТЕПЛОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ В МОЩНЫХ ТРЕЩИНОВАТЫХ ПЛАСТАХ С ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТЬЮ НА ОСНОВЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО

Подробнее

Центральная ОАО «ЦЕНТРАЛЬНАЯ ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ЭКСПЕДИЦИЯ» ТЕХНОЛОГИЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ЗАЛЕЖИ С ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫМИ ЗАПАСАМИ ПУТЕМ ЭЛЕКТРОТЕПЛОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИСКВАЖИННУЮ ОБЛАСТЬ Москва 213 г. Центральная

Подробнее

Совершенствование системы разработки на месторождениях Татарстана на поздней стадии на примере Бондюжского нефтяного месторождения В.В. Ахметгареев, П.Ф.Корнилова (институт «ТатНИПИнефть») Введение В настоящее

Подробнее

АННОТАЦИЯ ПРОГРАММЫ СОВРЕМЕННЫЕ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ, МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ Российская нефтегазовая отрасль формирует значительную часть

Подробнее

1 УДК 553.98.042(470+571) Якуцени В.П., Петрова Ю.Э., Суханов А.А. ДИНАМИКА ДОЛИ ОТНОСИТЕЛЬНОГО СОДЕРЖАНИЯ ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ В ОБЩЕМ БАЛАНСЕ Более половины открытых нефтяных месторождений

Подробнее

РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ УВЕЛИЧЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ МЕТОДОМ СОЗДАНИЯ КРИОДЕПРЕССИИ В НЕФТЕГАЗОНОСНОМ ПЛАСТЕ. КАК МЫ ДОБЫВАЕМ НЕФТЬ СЕГОДНЯ? СКВАЖИННЫЕ УСЛОВИЯ ПРИ СООБЩЕНИИ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА

Подробнее

РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ОСТАТОЧНОГО НЕФТЕНАСЫЩЕНИЯ ЗАВОДНЕННОГО НЕОДНОРОДНОГО ПЛАСТА С УЧЕТОМ СТРУКТУРИЗАЦИИ НЕФТИ ПРИ ТЕХНОГЕННОМ ВОЗДЕЙСТВИИ З.Р. Ахметова РГУ нефти и газа им.и.м. Губкина, ОАО «НижневартовскНИПИнефть»

Подробнее

www.lukoil.ru ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА 3 Добыча нефти и газа ОАО «ЛУКОЙЛ» Компания уделяет огромное внимание расширению и укреплению сырьевой базы, составляющей основу нефтегазодобычи. ЛУКОЙЛ

Подробнее

ДЕЯТЕЛЬНОСТЬ «ШЕЛЛ» В ОБЛАСТИ РАЗВЕДКИ ЗАЛЕЖЕЙ СЛАНЦЕВ С ВЫСОКИМ СОДЕРЖАНИЕМ ШФЛУ В КАНАДЕ Общая информация «Шелл» занимается в Канаде разведкой нефти, природного газа и других углеводородов. Такая геологоразведка

Подробнее

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ 1. Назначение вступительных испытаний Оценить профессиональную подготовку абитуриентов с целью их конкурсного отбора в Томский политехнический университет. Программа предназначена для подготовки

Подробнее

УДК 622.276 ОСОБЕННОСТИ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ И ИЗМЕНЕНИЯ ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИЙ В ГРАНИТОИДНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ МЕСТОРОЖДЕНИЯ «БЕЛЫЙ ТИГР» Тю Ван Лыонг, Нгуен Хыу Нян Уфимский государственный нефтяной технический университет

Подробнее

Состояние ресурсной базы Республики Татарстан и воспроизводство запасов нефти П р е з и д е н т Р е с п у б л и к и Т а т а р с т а н Минтимер Шарипович Шаймиев Республика Татарстан старейший нефтегазодобывающий

Подробнее

1 УДК 622.276.6 Халимов Э.М. ИННОВАЦИОННОЕ РАЗВИТИЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ * Известно более 3 000 технологий добычи, методов и способов воздействия на пласты, направленных на интенсификацию

Подробнее

Журнал «Бурение и Нефть» 4 2008 г. «Как выполнить анализ разработки нефтяного месторождения» Ан.Н.Янин, ООО «ТЭРМ» (г.тюмень) При составлении проектных документов на разработку нефтяного (газонефтяного)

Подробнее

Основы проектирования, разработки и обустройства нефтяных и газовых месторождений 2015/2016 Лектор: к.т.н. Шигапова Диана Юрьевна ПРОЕКТИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 2 1 Стадии

Подробнее

УДК 68.5.05 : 622.276.22 ПРИТОК ЖИДКОСТИ К ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ СКВАЖИНАМ В ТРЕХМЕРНОЙ ОБЛАСТИ Велиев Магомед Нурмагомед оглы Институт научных исследований ГНКАР Данная статья посвящена решению гидродинамической

Подробнее

ИЛЬЯ МАНДРИК Вице-президент ОАО «ЛУКОЙЛ» по геологоразведке ОАО «ЛУКОЙЛ»: ПРОБЛЕМЫ РАЗВИТИЯ МИНЕРАЛЬНО-СЫРЬЕВОЙ БАЗЫ ОАО «ЛУКОЙЛ» крупнейшая негосударственная нефтегазодобывающая компания России, осуществляющая

Подробнее

Анализ эффективности эксплуатации горизонтальных скважин в кизеловском горизонте 6 блока Бавлинского нефтяного месторождения И.Г. Зиятдинов (институт «ТатНИПИнефть») В настоящее время особую актуальность

Подробнее

1 Понятие о горной выработке. Лекция 5 Тема: Горные выработки. План лекции 2 Вертикальные горные выработки. 3 Горизонтальные горные выработки. 4. Наклонные горные выработки. 1. Понятие о горной выработке.

Подробнее

МИНОБРНАУКИ РОССИИ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Ухтинский государственный технический университет» (УГТУ) Л. М. Рузин, О. А. Морозюк

Подробнее

Анализ неоднородного геологического строения Кутушского нефтяного месторождения Р.Р. Кабирова (институт «ТатНИПИнефть») Научный консультант: В.Н. Петров (институт «ТатНИПИнефть») Одной из главных задач

Подробнее

2010 Министерство природных ресурсов и экологии Российской Федерации Охрана окружающей среды и повышение нефтеотдачи Стимулирование разработки мелких, выработанных и трудноизвлекаемых запасов нефти Выгон

Подробнее

Федеральное агентство по образованию Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Ухтинский государственный технический университет (УГТУ) Промыслово-геологический анализ

Подробнее

Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Подробнее

УДК 553.98 ПРИМЕНЕНИЕ ПОСТОЯННО ДЕЙСТВУЮЩЕЙ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ПЛАСТА Ю 1 МАЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Т.Г. Кузьмин, П.В. Молодых*, Д.Г. Наймушин**, А.А. Попов** Томский политехнический

Подробнее

Слайд 1 ОБОСНОВАНИЕ ДЕБИТА И ПРОДУКТИВНОСТИ МЕТАНОИЗВЛЕКАЮЩИХ СКВАЖИН ПРИ ПОЭТАПНОЙ ДЕГАЗАЦИИ ШАХТНЫХ ПОЛЕЙ ДОНБАССА Н.В. Жикаляк, канд. геол. наук, ГРГП «Донецкгеология» (Государственная служба геологии

Подробнее

Фундаментальные и прикладные науки сегодня: Материалы ІІІ Международной научно-практической конференциия 2014. Том ІІ. — P. 98-102 Калдырбаева А.М, магистрант, [email protected] Дарибаева Н.Г.

Подробнее

Зарегистрировано в Минюсте РФ 17 сентября 2010 г. N 18468 МИНИСТЕРСТВО ПРИРОДНЫХ РЕСУРСОВ И ЭКОЛОГИИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ПРИКАЗ от 8 июля 2010 г. N 254 ОБ УТВЕРЖДЕНИИ ТРЕБОВАНИЙ К СТРУКТУРЕ И ОФОРМЛЕНИЮ

Подробнее

Источник: http://docplayer.ru/54455207-Termoshahtnaya-razrabotka-mestorozhdeniy-s-tyazhelymi-neftyami-i-prirodnymi-bitumami-na-primere-yaregskogo-neftyanogo-mestorozhdeniya-seminar-15.html

Обустройство Ярегского месторождения компанией Лукойл-Коми

Финансирование строительства будет осуществлено за счет средств ООО «ЛУКОЙЛ-Коми».

В рамках реализации проекта, получившего положительное заключение Главгосэкспертизы России, на Лыаельской площади будет построена инфраструктура для обслуживания 46 паронагнетательных скважин, сконцентрированных на 10 кустовых площадках.

В частности, будет обустроена система промысловых трубопроводов для сбора нефти с добывающих скважин Лыаельской площади, а также нефтегазосборные трубопроводы, паропровод для транспортировки пара до кустовых площадок с последующей его закачкой в пласт для поддержания необходимой температуры и снижения вязкости добываемой нефти, линии электропередач и автомобильные дороги.

Из тяжелой нефти Ярегского месторождения производят химические продукты для космической, дорожно-строительной и фармацевтической отраслей, а также дизельное топливо для сверхнизких температур, на котором работают суда Северного и Арктического флотов.

Ярегское месторождение, расположенное в южной части Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции в Республике Коми, включает две основные разрабатываемые площади: Ярегскую и Лыаельскую, и является крупнейшим месторождением высоковязкой нефти ПАО «Лукойл». Месторождение было открыто в 1932 году, а опытная эксплуатация скважинами началась уже через три года.

С 1972 года в целях повышения нефтеотдачи здесь начали внедрять термошахтную технологию добычи, которая заключается в использовании паронагнетательных скважин для разогрева нефтенасыщенных горных пород, – такой метод способствует максимальному извлечению нефти из недр.

]

Здесь же впервые в мире был реализован проект встречного термогравитационного дренирования пласта путём закачки пара в скважины с длиной ствола до 1 км.

Ранее Главгосэкспертиза России выдала шесть положительных заключений по предыдущим этапам обустройства Ярегского нефтяного месторождения.

Источник: http://new.tekkos.ru/stroyaschiesya-obekty-rossii/obustroistvo_yaregskogo_mestorojhdeniya_kompaniey_lukoil_komi.html

Ссылка на основную публикацию