Где находится хальмерпаютинское месторождение


На Ковыктинском месторождении начался этап эксплуатационного бурения

«Газпром» положил начало полномасштабной разработке Ковыктинского газоконденсатного месторождения (ГКМ) в Иркутской области. В середине июля текущего года газовики приступили к эксплуатационному бурению на месторождении. Таким образом, открылся новый этап в освоении крупнейшего по запасам газа ГКМ на Востоке России. Это по праву можно считать важной вехой в реализации Восточной газовой программы, одним из ключевых объектов которой является Ковыктинское месторождение.

Новый центр газодобычи

Восточная газовая программа направлена на создание в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи, транспортировки газа, газоснабжения и экспорта «голубого топлива» в Китай и другие страны Азиатско-Тихоокеанского региона.

С этой целью на Востоке России активно формируются новые центры газодобычи. Они обеспечат поставки газа потребителям регионов Восточной Сибири и Дальнего Востока и позволят организовать новый мощный канал экспортна.

В частности, Ковыктинское месторождение является базовым для формирования Иркутского центра газодобычи – будет служить ресурсной базой для газопровода «Сила Сибири» наряду с Чаяндинским месторождением в Якутии. Магистральный газопровод «Сила Сибири» создаст условия для газификации российских регионов, развития современных газоперерабатывающих и газохимических производств.

В середине августа «Газпром» сообщил о подключении Чаяндинского месторождения в Якутии к газопроводу «Сила Сибири». Старт поставок в Китай намечен на 1 декабря 2019 года.

Крупнейшее на Востоке России

Ковыктинское месторождение расположено на территории Жигаловского и Казачинско-Ленского районов Иркутской области в границах трех лицензионных участков – Ковыктинского, Хандинского и Чиканского.

Ковыктинское ГКМ – крупнейшее на Востоке России по запасам газа. По размеру запасов (категории С1+С2) относится к категории уникальных: 2,7 трлн куб. м газа и 90,6 млн тонн газового конденсата.

Работа по обустройству Ковыктинского ГКМ на полное развитие началась в 2018 году. В настоящее время продолжаются проектные и изыскательские работы, в частности проводятся исследования добычных возможностей имеющегося фонда эксплуатационных скважин.

Строительство эксплуатационных скважин Ковыктинского ГКМ стартовало 16 июля 2019 года. Всего в этом году планируется начать бурение семи эксплуатационных скважин.

Пробуренные эксплуатационные скважины в дальнейшем будут объединены в кусты и соединены внутрипромысловыми газопроводами с установками комплексной подготовки газа. Промышленная добыча газа начнется после создания и подключения газодобывающей инфраструктуры к магистральному газопроводу «Сила Сибири».

При строительстве скважин будут использоваться исключительно российские технологии и разработки.

Задачи на перспективу

В настоящее время месторождение находится в стадии опытно-промышленной эксплуатации. Добываемый на Ковыктинском ГКМ природный газ используется для энергоснабжения Газового промысла и буровых установок. Газовый конденсат и пропан-бутан поставляются потребителям.

Первоочередные объекты обустройства, в числе которых вахтовый жилой комплекс «Нючакан» и полигон твердых бытовых и производственных отходов (ТБиПО) будут введены в эксплуатацию в начале 2022 года.

Первые кусты газовых скважин, газосборная сеть и установка комплексной подготовки газа УКПГ-2, конденсатопровод и терминал в п. Окунайский начнут работу в конце 2022 года. На этот же период запланирован запуск месторождения в эксплуатацию. Основная задача газовиков и подрядчиков - обеспечить подачу газа с Ковыктинского ГКМ в магистральный газопровод «Сила Сибири» в конце 2022 года. Для этого будет построен участок от Ковыктинского месторождения до Чаяндинского протяженностью около 800 км.

Выход Ковыктинского месторождения на проектную производительность – 25 млрд куб. м газа в год – ожидается в 2025 году.

Многокомпонентный газ

Газ Ковыктинского месторождения имеет сложный компонентный состав – кроме метана он содержит пропан, бутан и значительные объемы гелия.

В газе Ковыктинского месторождения доля гелия составляет до 0,28 %, при том, что гелийсодержащим природный газ считается с концентрации 0,05%. Сейчас на месторождении проводятся испытания мембранной технологии извлечения гелия в промысловых условиях.

На Ковыктинском месторождении была разработана установка мембранного выделения гелиевого концентрата из природного газа. Эта разработка будет использоваться и на Чаяндинском НГКМ, в настоящее время там достраивается подобная установка.

Подготовленный на мембранной установке газ, будет подаваться далее в магистральный газопровод «Сила Сибири» для переработки на мощностях Амурского ГПЗ и гелиевого завода.

К слову, гелий – инертный газ, который обладает низкой температурой кипения (-268,94`С), высокой теплопроводностью и электропроводностью. Благодаря своим свойствам он широко применяется авиационной, ракетно-космической, электронной, атомной промышленности, медицине. Гелий совершенно безвереден, поэтому он используется для приготовления дыхательных смесей и лечения органов дыхания.

Без дорог - никуда

В рамках освоения Ковыктинского месторождения «Газпром» не только бурит скажины, но и строит десятки километров автомобильных дорог.

Так, компания «Газпром добыча Иркутск» реализует проект по строительству линейной части участка автодороги «Магистральный – Жигалово», проходящего по территории месторождения, в рамках которого будет построено 80 км дорожного полотна. В условиях сложного рельефа и большого количества водных преград предстоит отсыпать земляное полотно с щебеночным покрытием, построить 14 мостовых перехода.

Дальнейшие планы по развитию дорожной сети на месторождении связаны со строительством подъездных автодорог к кустам газовых скважин и площадкам временных зданий и сооружений С 2020 года будут строиться подъездные автодороги ко всем объектам месторождения.

В 2019 году планируется завершить строительство 40 км автодороги, 14 мостовых переходов. Завершение проекта строительства дорог запланировано на 2020 год.

Хальмерпаютинское месторождение

Toggle navigation energybase.ru
  • Зарегистрироваться
  • Войти
Toggle navigation energybase.ru
  • Связаться по WhatsApp
  • Поставщики
    • Вебинары / Конференции
    • Каталог оборудования
    • Каталог поставщиков
    • Разделы каталога
    • Список поставщиков
    • Связаться по WhatsApp
  • Нефть и газ
    • Вертикально-интегрированные нефтегазовые компании
    • Добыча и разведка
    • Переработка
    • Транспортировка
    • Нефтепродукты
    • Нефтехимия
  • Электроэнергетика
    • Генерация
    • Распределение
    • Сбыт
    • Гарантирующие поставщики
    • Генерация промышленных предприятий
    • Карты
  • Объекты
    • Электростанции
      • Тепловые электростанции
      • Атомные электростанции
      • Гидроэлектростанции
      • Гидроаккумулирующие электростанции
      • Газотурбинные электростанции
      • Теплоэлектроцентрали
      • Малые гидроэлектростанции
      • Дизельные электростанции
      • Геотермальные электростанции
      • Котельные
      • Газопоршневые электростанции
      • Ветряные электростанции
      • Солнечные электростанции
      • Ветро-дизельные комплексы
      • Волновые электростанции
      • Приливная электростанция
      • Биогазовые электростанции
      • Водородные электростанции
    • Карта всех электростанций
    • Подстанции
    • НПЗ / ГПЗ / LNG
      • Нефтеперерабатывающие заводы
      • Газоперерабатывающие заводы
      • Нефтехимические предприятия
      • Заводы по производству СПГ
      • Регазификационные терминалы
    • Карта всех НПЗ / ГПЗ / LNG
    • Трубопроводы
      • Газопроводы
      • Нефтепроводы
      • Продуктопроводы
    • Объекты трубопроводного транспорта
      • Компрессорные станции
      • Нефтеперекачивающие станции
      • Нефтепродуктоперекачивающие станции
    • Карта всех трубопроводов
    • Месторождения
    • Карта всех месторождений
    • Морские терминалы
    • Карта всех терминалов
    • Проекты
  • Новости
  • Закупки
  • Вакансии
  • Зарегистрировать
    компанию
  • energybase.ru
  • Добыча и разведка
  • ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»

Пякяхинское месторождение - PetroDigest.ru

 

Пякяхинское НГКМ

 

Пякяхинское нефтегазоконденсатное месторождение – крупное месторождение, расположенное в Ямало-Ненецком автономном округе и относящееся к Большехетской впадине – одном из перспективнейших районов добычи нефти и газа в Западной Сибири. Принадлежит компании «Ямалнефтегаз» - дочке «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь».

Пякяхинское НГКМ находится в 240 км к Северо-Востоку от железнодорожной станции Новый Уренгой. Месторождение приурочено к Пякяхинскому куполовидному поднятию Пур-Тазовской нефтегазоносной области Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

 

История

 

Пякяхинское месторождение было открыто в 1989 году скважиной № 2001 «Главтюменьгеологии».

В 1997 году Администрация ЯНАО провела внутренний тендер на лицензирование участков данного нефтеносного района, в том числе Пякяхинского месторождения. Ожидалось, что победителем конкурса на обладание лицензией станет «Газпром». Однако в конечном счете победу в тендере одержала компания «Ямалнефтегаздобыча», бенефициаром которой, как оказалось, являлась сама Администрация Ямало-Ненецкого АО.

Вскоре после этого, «Ямалнефтегаздобыча» продала лицензию на разработку компании «ЛУКОЙЛ», по некоторым данным за 25 млн долларов США.

Первая разведочная скважина была пробурена в 2005 году. Первый подготовительный этап обустройства месторождения начался в 2009 году. Окончанием данного этапа стало введение в эксплуатацию газотурбинная электростанция (ГТЭС) мощностью 24 МВт.

В июле 2012 года было завершено бурение сверхглубокой скважины №2011, проектная глубина которой составила 4800 метров.

Активная же фаза началась в 2014 году. Данный этап включал строительство установки комплексной подготовки газа (УКПГ), установки подготовки нефти (УПН), установки деэтанизациии стабилизации, приемо-сдаточного пункта, станции насосной системы поддержания пластового давления, а также вспомогательных объектов.

Ввод в промышленную эксплуатацию Пякяхинского НГКМ состоялся 25 октября 2016 года. На церемонии открытия присутствовал президент правления ПАО «ЛУКОЙЛ» В. Алекперов, губернатор ЯНАО Д. Кобылкин, а также заместитель председателя правительства РФ А. Дворкович.

Запасы

По данным на начало 2016 года запасы месторождения составляют 69,1 млн тонн нефти и 253 млрд м3 газа. На момент ввода в эксплуатацию, на месторождении было пробурено 107 скважин: 72 нефтяные и 31 газовая. Добыча производилась из 36 скважин и составляла 3 тыс. тонн нефти в сутки.

Инфраструктура

В 2013 году месторождения Большехетской впадины, в том числе Пякяхинское НГКМ, связал магистральный газопровод. Добываемый газ перекачивается через головную компрессорную станцию Находкинского месторождения в газотранспортную систему «Газпрома». Жидкие углеводороды поступают в магистральный нефтепровод «Заполярье – Пурпе», принадлежащий АК «Транснефть».

Перспективы

На Пякяхинском месторождении планируется пробурить 420 скважин, из которых 219 нефтяных, 105 нагнетательных, 96 газовых.
Для повышения эксплуатационных характеристик скважин будет произведено бурение многозабойных скважин.

 

Пякяхинское нефтегазоконденсатное месторождение©PetroDigest.ru
Страна Россия
Регион Ямало-Ненецкий автономный округ
Местонахождение 240 км к Северо-Востоку от железнодорожной станции Новый Уренгой
Нефтегазоносная провинция Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция
Координаты 67°50'5''N 79°54'56''E
Полезное ископаемое Нефть, газ, конденсат
Ранг Крупное
Статус Разработка
Открытие 1989 г.
Ввод в промышленную эксплуатацию 2016 г.
Лицензия на разработку ТПП «Ямалнефтегаз» (ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь»)
Запасы 69,1 млн тонн нефти и 253 млрд м3 газа (2016 г.)
Площадь месторождения 160 км2

Ярактинское месторождение : фото, дорога, описание

На территории Иркутской области ведется добыча самых разных полезных ископаемых. В платформенной части региона, к примеру, имеются месторождения угля, огнеупорных глин, калийной и каменной солей. В складчатых областях расположены Ленский золотоносный район и Мамско-Чуйская слюдоносная провинция. Располагает этот регион России также богатыми запасами цементных известняков, облицовочного камня, марганца, самородной серы. И, конечно же, есть на территории Иркутской области и нефтяные месторождения. Находятся они в основном в платформенной части. Одним из самых больших объектов этого типа является Ярактинское месторождение, открытое в 1971 году.

Геологические данные

Расположено это нефтяное месторождение в верхнем течении реки Нижняя Тунгуска, в районе ее левых притоков Гульмока и Яракты. Образовываться запасы черного золота в этой местности начали в вендский и кембрийский периоды. Добывается нефть на Ярактинском месторождении, фото которого представлены в статье, из песчаников, общая толщина их составляет 40 км. В тектоническом отношении этот объект находится в пределах юго-западного погружения Непского свода.

Сами запасы нефти на месторождении значительны. В общей сложности здесь залегает 102,5 млн тонн черного золота. При этом плотность нефти в этом месте составляет 0,830 г/см3. Относится Ярактинское месторождение к группе нефтегазоконденсатных и является частью Прибайкальской провинции. Занимается разработками черного золота на этом объекте Иркутская нефтяная компания.

Как доехать до Ярактинского месторождения?

Добраться до этого объекта самостоятельно довольно сложно. Находится это месторождение в тайге, очень далеко от каких-либо населенных пунктов. Ранее добраться до этого объекта летом можно было только по воздуху. Недавно от города Усть-Кута к месторождению была проложена грунтовая дорога. Однако слишком удобной для передвижения ее, к сожалению, назвать нельзя. В любом случае ехать по этой дороге на Ярактинское месторождение на легковом автомобиле не стоит. Преодолеть этот почти двухсоткилометровый путь по тайге, иногда форсируя речки, под силу в основном только КАМАЗам и другой подобной большегрузной технике.

Вахтовый поселок Яракта

Находится этот нефтяной объект, как уже упоминалось выше, на большом удалении от населенных пунктов. Расстояние от Усть-Кута до Ярактинского месторождения составляет 140 км по прямой. Поэтому для работников этого объекта, как и большинства других подобных, был выстроен вахтовый поселок. Этот населенный пункт относительно небольшой, однако места всем сотрудникам объекта здесь вполне хватает.

Конечно же, особого комфорта специалистам, решившим поработать на этом месторождении, ждать не стоит. Однако об элементарных удобствах для своих сотрудников Иркутская нефтяная компания все же позаботилась. В 2014 г. на территории вахтового поселка Яракта было начато строительство двух современных общежитий. В результате общая вместимость жилья на территории объекта увеличилась до 550 мест.

Также в поселке была построена новая столовая. Общая ее вместимость составила 100 человек. В общежитиях, помимо непосредственно комнат для проживания, имеются также такие объекты инфраструктуры, как душевые, санузлы, актовый и спортивный залы. Территория обоих зданий благоустроена. Рядом с общежитиями построен банный комплекс. Здесь, помимо парной, душевой и мойки, имеется и небольшой бассейн. Действует в поселке и собственная церковь.

Разработка и лицензирование

Ярактинское месторождение для Иркутской нефтяной компании является основным. На долю этого объекта приходится 80% всего добываемого предприятием углеводородного сырья. Держателем лицензии на разработку черного золота в этом месте является ОАО «Усть-Кутнефтегаз» - дочерняя компания ИНК. Выдана этому предприятию лицензия была в декабре 1996 года. Добывать здесь нефть компания имеет право до 2033 г.

Кустовое бурение

В настоящее время основной акцент на Ярактинском месторождении ИНК делает на развитие именно этого передового метода добычи нефти. В отличие от Европейской части России и Западной Сибири, кустовая технология бурения для Восточной Сибири является делом практически новым. Между тем именно эта методика позволяет добывать нефть с наименьшими финансовыми затратами. К тому же при использовании такой технологии снижается вред, наносимый предприятиями по добычи черного золота окружающей среде.

К 2017 году на Ярактинском нефтегазоконденсатном месторождении было построено 19 новых кустовых площадок. Также мероприятия по интенсификации добычи черного золота коснулись и значительной части фонда уже существовавших ранее здесь КП.

В общей сложности на месторождении на 2017 г. действует 209 эксплуатационных скважин. При этом разведочное бурение на объекте продолжается.

Трубопроводы

Ранее компания ИНК транспортировала добываемую нефть по линии, связывающей Ярактинское и Марковское месторождения с железнодорожным терминалом в городе Усть-Куте. Строительство этого трубопровода было закончено в 2007 г. Еще ранее добытая нефть концентрировалась на перекачивающей станции Марковского месторождения. В Усть-Кут ее доставляли автомобильным транспортом.

В 2011 г. ветка, связывающая оба объекта с городским железнодорожным узлом, была законсервирована. На настоящий момент перекачка нефти с Ярактинского месторождения ведется по новому трубопроводу, соединяющему его с ВСТО в районе станции №7. Общая длина этой линии составляет 61 км. Конечным ее пунктом является ПСП, первая очередь которого также была закончена в 2011 г. Мощность этого пункта сдачи/приемки на момент ввода в эксплуатацию составила 1,5 млн тонн в год.

Перспективы развития

Интенсивное развитие инфраструктуры поселка Яракта объясняется, конечно же, в первую очередь увеличением производственных мощностей самого месторождения. В настоящий момент на этом важном для экономики Иркутской области и всей страны в целом объекте компания ИНК реализует несколько масштабных проектов. К примеру, на месторождении ведется строительство современной установки, предназначенной для подготовки сернистой нефти УПСНГ. Также на объекте выполняются работы по модернизации УПМ и дожимной насосной станции. Помимо этого, реализуется масштабный газовый проект компании.

ИНК: производственная деятельность

В общей сложности ИНК ведет разведку и разработку 25 месторождений на территории как Иркутской области, так и Республики Саха. Лицензионными ее участками в Иркутском регионе, помимо Ярактинского месторождения, являются:

  • Северо-Могдинский;
  • Верхненепский;
  • Большетирский;
  • Ялыкский;
  • Кийский;
  • Аянский;
  • Северный;
  • Средненепский;
  • Верхнетирский.

Отзывы сотрудников

Мнение о компании ИНК у ее специалистов сложилось, к сожалению, неоднозначное. К ее плюсам относят в первую очередь то, что она платит своим сотрудникам официальную зарплату, причем делает это практически всегда вовремя. При этом и деньги за свой труд работники предприятия получают вполне достойные.

Отрицательные отзывы о разработчике Ярактинсткого месторождения связаны в основном только с условиями проживания. В построенных современных комплексах на территории вахтового поселка компании зачастую селят только инженерно-технических работников. Простым же рабочим при этом часто предоставляют места в старых зданиях без какой-либо инфраструктуры, проще говоря, в обычных советских бараках.

Имеются у работников ИНК нарекания и на распределение заработной платы. Все сотрудники фирмы, занятые на месторождениях, получают одинаковые деньги. При этом на одних объектах объем работ приходится выполнять очень большой, на других же люди практически ничего не делают.

Еще одним минусом компании, по мнению многих ее сотрудников, является кумовство. Получить хорошую должность, даже имея подходящую специальность, отличные рекомендации и большой опыт, без связей здесь, судя по отзывам, практически невозможно.

Пякяхинское месторождение - Техническая библиотека Neftegaz.RU

Пякяхинское месторождение расположено в 240 км северо-восточнее ж/д станции Новый Уренгой в ЯНАО

Пякяхинское месторождение расположено в 240 км северо-восточнее ж/д станции Новый Уренгой, в 65 км северо-восточнее пос Тазовский, в 135 км северо-восточнее пос Газ-Сале, в 50 км северо-восточнее месторождения Тазовское, в 55 км СВ от Тазовской губы.

Открыто в 1989 г. скважиной № 2001 Главтюменьгеологии.

Находится в пределах Большехетской впадины, суммарные запасы газа которой ЛУКОЙЛ оценивает в 945 млрд м3.

Лицензия выдана ТПП Ямалнефтегаз (ранее Ямалнефтегаздобыча), дочке ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь.

Приурочено к Пякяхинскому куполовидному поднятию Пур-Тазовской нефтегазоносной области Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

Площадь - 160 км2.

По отражающему горизонту «Б» поднятие оконтурено изогипсой - 4300 м.

Фундамент не вскрыт.

Выявлены 6 нефтяных, 1 газоконденсатонефтяная, 1 нефтегазоконденсатная, 7 газоконденсатных и 1 газовая залежей пластово-сводового и литологически экраниро­ванного типов.

Коллекторы - пес­чаники с линзовидными прослоями глин.

Месторождение относится к классу крупных.

Запасы Пякяхи на начало 2014 г. составляют 69,5 млн т нефти и 234,2 млрд м3 газа.

В 2009 г. ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь приступила к обустройству Пякяхинского месторождения.

На Пякяхинском месторождении планируется пробурить 420 скважин, из которых 219 нефтяных, 105 нагнетательных, 96 газовых.

Для повышения эксплуатационных характеристик скважин будет произведено бурение многозабойных скважин .

В июле 2012 г. завершено бурение сверхглубокой скважины №2011 с использованием буровой установки ZJ 90DB-ST грузоподъемностью 650 т; противовыбросового и устьевого оборудования, рассчитанного на рабочее давление в 1050 атм; телеметрического оборудования, позволяющего осуществлять прогноз зон с аномально высоким пластовым давлением в режиме реального времени; современных растворных систем, обеспечивающих безаварийную проводку ствола и качественное вскрытие продуктивных пластов.

На месторождении в 2009 г. введена в эксплуатацию газотурбинная электростанция (ГТЭС) мощностью 24 МВт, что явилось окончанием 1го подготовительного этапа обустройства.

С 2014 г. началась активная фаза обустройства: строительство установки комплексной подготовки газа, установки подготовки нефти (УПН), установки деэтанизации и стабилизации конденсата, обустройство производственной базы промысла, вспомогательных объектов. 

Выросли темпы бурения скважин.

Ввод месторождения в промышленную эксплуатацию планировался на 2016 г. одновременно с вводом магистрального нефтепровода «Заполярье - Пурпе», но был перенесен ЛУКОЙЛом на 2017 г.

В пределах Большехетской впадины была открыта газовая залежь в ачимовских отложениях, при испытании которой получен промышленный приток газа дебитом 65 тыс м3/сут.

Планами геологоразведочных работ (ГРР) предусмотрено бурение ряда поисково-разведочных скважин в 2014-2017 гг.

Уже построены природоохранные объекты, в т. ч., полигон твердых бытовых и промышленных отходов на Пякяхинском месторождении.

Проводится обследование подводного перехода через Тазовскую губу - основной и резервной нитки, магистрального газопровода (МГП) «Находкинское месторождение - ГКС 1,2 Ямбургская» с целью определения технического состояния трубопроводов.

Ярактинское нефтегазоконденсатное месторождение - Техническая библиотека Neftegaz.RU

Ярактинское — нефтегазоконденсатное месторождение, расположенное в Иркутской области.

Ярактинское нефтегазоконденсатное месторождение открыто в 1971 г. 

Расположено в 140 км от г. Усть-Кута, в северной части Усть-Кутского района и южной части Катангского района Иркутской области.

Месторождение находится в верхнем течении реки Нижней Тунгуски, в бассейнах ее левых притоков Яракты (отсюда название) и Гульмока.

Нефтегазоносность связана с отложениями вендского и кембрийского возрастов - песчаниками ярактинского горизонта общей толщиной до 40 м.

Запасы нефти - 11 млн т.

Плотность нефти - 0,850 г/см³ или 34° API. 

Плотность газового конденсата - 0,67 - 0,71 г/см³.

Месторождение относится к Прибайкальской нефтегазоносной провинции (НГП).

В тектоническом отношении расположено в пределах юго-западного погружения Непского свода Непско-Ботуобинской антеклизы.


Первая поисковая скважина на Ярактинской площади была заложена в 1969 г.

В конце 1970 г. был освоение скважины дало фонтан нефти дебитом 100 м3/сутки, послуживший открытием Ярактинского месторождения.

Эксплуатация Ярактинского нефтегазоконденсатного месторождения началась в 1992 г.


Оператор - Иркутская нефтяная компания (ИНК), для которой Ярактинское НГКМ является основным - здесь добывается примерно 80% углеводородного сырья компании.

Владелец лицензии на разработку Ярактинского месторождения - Усть-Кутнефтегаз, дочернее предприятие ИНК. 

Лицензия ИРК № 01162 НЭ, выдана 23 декабря 1996 г., действительна до декабря 2033 г.

По результатам 2009 г. на месторождении извлечено 319,4 тыс. т сырья (рост 29,7% по сравнению с 2008 г.).

В 2010 г. планировалось добыть около 0,5 млн т нефти.

При поставках в МНП ВСТО добываемая на месторождении нефть облагается нулевой экспортной пошлиной.

С 2011 г. транспортировка добываемой нефти должна осуществляться по трубопроводу, соединяющему месторождение с МНП ВСТО в районе нефтеперекачивающей станции (НПС) №7.

Длина линейной части трубопровода составляет 61 км, строительство завершено в октябре 2010 г.

В конечной точке нефтепровода расположен пункт сдачи-приемки сырья (ПСП), 1-я очередь которого была завершена в январе 2011 г.
Мощность ПСП составляет 1,5 млн т/год, по мере роста добычи ее планируется увеличить до 3,4 млн т в 2013 г.

 ИНК с 2014 г. реализует в несколько этапов газовый проект стоимостью 500 млрд руб.:

- Строительство на Ярактинском НГКМ установки комплексной подготовки природного и попутного нефтяного газа (УКПГ) мощностью переработки 3,6 млн м3/ сутки.
- Строительство нефтепродуктопровода от Яракта - Марковское месторождение - СУГ терминал Усть-Кут. Газовый конденсат на 1 этапе предполагалось направлять в МНП ВСТО.
- Рост объемов добычи газа на Ярактинском НКГМ.
- Строительство установки подготовки газа (УПГ) мощностью переработки 12 млн м3/ сутки.
- Строительство установки по сжижению гелия.
- Освоение газовой залежи Марковского НГКМ, строительство УПГ мощностью 6 млн м3/сутки.
- Подача широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) в продуктопровод для дальнейшей транспортировки до СУГ-терминала в г. Усть-Куте.
- Строительство Усть-Кутского завода фракционирования ШФЛУ в районе Толстого мыса.
  • 3 этап. Строительство газохимического комплекса. В июне 2014 г. ИНК получила разрешение на строительство производства полимеров.

Дворкович, Алекперов и Кобылкин запустили на Ямале месторождение «Лукойла»

https://www.znak.com/2016-10-25/dvorkovich_alekperov_i_kobylkin_zapustili_na_yamale_mestorozhdenie_lukoyla

2016.10.25

Вице-премьер правительства РФ Аркадий Дворкович, президент «Лукойла» Вагит Алекперов и губернатор Ямала Дмитрий Кобылкин приняли участие в торжественной церемонии запуска в эксплуатацию Пякяхинского нефтегазоконденсатного месторождения в Тазовском районе ЯНАО. Об этом Znak.com сообщили в пресс-службе главы Ямало-Ненецкого автономного округа.

Как рассказал Алекперов, новый объект – это очень сложно построенное месторождение. К обустройству Пякяхинского месторождения «Лукойл» приступил в 2009 году. Запасы месторождения на начало 2016 года составляют 69,1 млн тонн нефти и 253,3 млрд кубометров газа. Всего на Пякяхинском месторождении планируется пробурить 420 скважин, из них – 219 нефтяных, 105 нагнетательных, 96 газовых.

В 2017 году на месторождении планируется добыть 1,5 млн тонн нефти и 3 млрд кубометров газа, который уже законтрактован на продажу «Газпрому».

«Я поздравляю руководство округа с этим событием. И, конечно, это эффект не только для «нефтянки», но и для смежных отраслей, серьезный вклад в нашу экономику и налоги в бюджет, - прокомментировал Аркадий Дворкович. – Оценка правительства самая высокая». Вице-премьер правительства РФ также подтвердил намерения государства вкладывать инвестиции в развитие ЯНАО: «Приоритет Ямала очевиден по тем инвестициям, которые вкладываются. Мы видим это на примере завода «Ямал СПГ» и порта Сабетта – это совместные проекты государства и частных инвесторов. Сегодня еще обсуждали, что Ямалу нужны стратегические проекты с развитием транспортной инфраструктуры для доставки грузов к Северному морскому пути. Рассчитываем на Ямал и инвестировать будем».

Губернатор Ямала Дмитрий Кобылкин поблагодарил всех, кто принимал участие в этом проекте: «Помимо налогов нами подписано соглашение с «Лукойлом» о социальном партнерстве, серьезное внимание уделяется коренному населению Тазовского района. В трудные времена все состоялось благодаря поддержке президента и правительства страны – несмотря на тяжелую ситуацию. Главное, что компания ориентирована дальше на Арктику».

Участники церемонии нажали символическую кнопку пуска. Оператор доложил о том, что первая нефть Пякяхинского месторождения начала поступать в производственные системы объекта.

На территории Ямало-Ненецкого автономного округа у «Лукойла» 10 месторождений. Часть из них – Находкинское, Пякяхинское, Хальмерпаютинское, Северо-Хальмерпаютинское, Южно-Мессояхское, Салекаптское и Варейское расположены в районе Большехетской впадины на Гыданском полуострове и являются основой газодобычи компании.

В 2005 году введено в эксплуатацию Находкинское газовое месторождение, которое расположено в юго-западной части Гыданского полуострова. В условиях вечной мерзлоты подобные работы были осуществлены в России впервые и всего за 14 месяцев.

В 2017 году добыча нефти в России побьет рекорды за счет проектов в ЯНАО, а не в Югре

Следующим этапом освоения месторождений Большехетской впадины, после ввода в эксплуатацию Пякяхинского промысла, станет – обустройство Хальмерпаютинского и Южно-Мессояхского месторождений. Все эти участки примерно на одной, вытянутой на 300-400 километров линии, между Ямбургом и Ванкором. С 2013 года эти месторождения связаны между собой магистральным газопроводом.

Добываемый газ транспортируется через головную компрессорную станцию Находкинского месторождения в газотранспортную систему «Газпрома», а жидкие углеводороды – в нефтепровод «Заполярье – Пурпе» «Транснефти».

Ввод Пякяхинского месторождения в промышленную эксплуатацию связан с вводом магистрального нефтепровода «Заполярье – Пурпе», который планируют запустить до конца года. Трасса нефтепровода проходит по территории ЯНАО, общая протяженность составляет 488 километров, производительность – 45 млн тонн в год. 

Хочешь, чтобы в стране были независимые СМИ? Поддержи Znak.com

Ярактинское месторождение - PetroDigest.ru

 

Ярактинское НГКМ

 

Ярактинское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в южной части Катангского района Иркутской области, в верхнем течении реки Нижняя Тунгуска, а именно бассейнах ее левых притоков Яракты (откуда происходит название местности) и Гульмока. Ближайший крупный населенный пункт – город Усть-Кут – расположен в 150 км на Юго-Восток.

Месторождение относится к Прибайкальской нефтегазоносной провинции. Нефтегазоносность месторождения образована отложениями вендского и кембрийского периодов – песчаники толщиной до 40 метров.

Разработкой Ярактинское НГКМ занимается ООО «Иркутская Нефтяная Компания», для которой данное месторождения является основным ресурсом и составляет 80% добычи компании.

 

Ярактинское месторождение©PetroDigest.ru
Страна Россия
Регион Иркутская область
Местонахождение 150 км от города Усть-Кута и 80 км от города Киренска, в северной части Усть-Кутского района и южной части Катангского района, верхнем течении Нижней Тунгуски, в бассейнах её левых притоков Яракты (отсюда название) и Гульмока.
Нефтегазоносная провинция Лено-Тунгусская нефтегазоносная провинция
Координаты 57°59'32.0"N 106°47'16.0"E
Полезное ископаемое Нефть, газ, конденсат
Характеристики сырья Плотность нефти составляет 0,830 г/см³ или 34° API. Плотность конденсата составляет 0,67 - 0,71 г/см³
Статус Разработка
Открытие 1970 г.
Лицензия на разработку ОАО «УстьКутНефтегаз» (ООО «Иркутская нефтяная компания»)
Оператор ООО «Иркутская нефтяная компания»
Запасы 11 млн тонн нефти
Объем добычи 5 млн тонн нефти и газового конденсата (2015 г.)

 

История месторождения

 

Первая поисковая скважина в пределах Ярактинской площади была заложена в 1969 году. Уже через год был получен первый нефтяной фонтан с суточным объемом 100 м3. Это событие и ознаменовало открытие нового месторождение, названного Ярактинским.

В 2000 году была образована Иркутская нефтяная компания, которая приступила к промышленной добыче нефти в Иркутской области, в том числе на Ярактинском НГКМ.

В 2003 году был построен нефтепровод, соединяющий Ярактинское и Марковское месторождение протяженностью 94 км. До 2007 года нефть, добываемая на обоих месторождениях, поступала на перекачивающую станцию Марковского месторождения, а оттуда вывозилась автотранспортом на железнодорожный терминал Усть-Кут.

В 2007 году был введен в эксплуатацию участок нефтепровода от Марковского месторождения до ж/д станции Лена протяженностью 130 км и мощностью 750 тыс. тонн в год. Строительство трубопровода позволило исключить автомобильные перевозки из логистической схемы.

В 2011 году данный участок был законсервирован в связи с вводом в эксплуатацию нового нефтепровода, соединяющего Яракту и магистральный трубопровод ВСТО в районе нефтеперекачивающей станции №7. Длина линейного участка составляет 61 км.

Пякяхинское месторождение нефти и газа :: SYL.ru

В текущем году планируется ввести в промэксплуатацию Пякяхинское месторождение (Ямал). Это планировалось сделать еще в прошедшем году вместе с пуском нефтепровода, носящего название "Заполярье - Пурпе", однако лукойловское руководство перенесло это мероприятие на текущий год.

Пякяхинское месторождение где находится?

Открытие этого месторождения состоялось в 1989-м, когда Главтюменьгеологией была пробурена нефтяная скважина № 2001.

Пякяхинское месторождение является частью Пякяхинского куполообразного поднятия Пур-Тазовской области, которая располагается на территории, носящей название Нефтегазоносная западно-сибирская провинция.

В 250 километрах на юго-запад находится железнодорожная станция Новый Уренгой.
Примерно в 60 километрах на юго-западе расположен поселок Тазовский, в 130 километрах на юго-запад - поселок Газ-Сале, в полуста километрах на юго-запад - месторождение, называющееся Тазовским.

Тазовская губа находится северо-восточнее на 55 километров.

О параметрах природных запасов

Пякяхинское месторождение, находящееся в Большехетской впадине, оценивается лукойловскими специалистами по суммарному запасу газа не менее чем в 945 миллиардов кубометров.

Лицензия на добычу получена "Западной Сибирью" - лукойловской дочерней компанией.

Пякяхинское месторождение раскинулось на территории общей площадью порядка 160 квадратных километров.

Вскрытие фундамента еще не произведено.

Класс месторождения является крупным.

В общей сложности на территории, которую занимает Пякяхинское месторождение, выявлено шесть нефтяных залежей, по одной газовой и газоконденсатонефтяной и семь газоконденсатных. Все они относятся к пластово-сводовому и литологически экранированному типам.

В качестве коллекторов выступают песчаные породы, имеющие глинистые линзовидные прослойки.

О подсчитанных запасах

По запасам Пякяхинское месторождение в 2014 году оценивалось следующими показателями: нефть - почти 70 миллионов тонн, газ - около 234 миллиардов кубометров.

С 2009-го лукойловская "Западная Сибирь" начала обустройство месторождения.
По имеющимся планам будет в общей сложности пройдено 420 скважин, из которых 96 будут газовыми, 219 - нефтяными и 105 - нагнетательными.

Чтобы повысить эксплутационные характеристики скважин, планируется использовать прогрессивный многозабойный способ бурения.

К середине 2012-го была пробурена сверхглубокая скважина под номером 2011. Для этого использовалась буровая установка ZJ, грузоподъемность которой составляет около 650 тонн. Использованное устьевое и противовыбросовое оборудование данной установки рассчитано на величину рабочего давления в 1050 атм. Телеметрическое оборудование позволяет осуществлять прогнозирование зон аномально высокого давления пластов в реальном времени. Ультрасовременные растворные системы эффективно обеспечили безаварийную проходку ствола и позволили качественно вскрыть продуктивные пласты.

Обустройство месторождения

Пякяхинское месторождение, где с 2009 года эксплуатируется двадцатичетырехмегаваттная газотурбинная электростанция, в 2014 году стало активным образом обустраиваться.

К примеру, строится современная установка по комплексной газоподготовке; установка, позволяющая деэтанизировать и стабилизировать конденсат; обустраивается производственная промысловая база, вспомогательные объекты.

Достигнуты довольно высокие показатели по темпам скважинного бурения.

Введение в эксплуатацию 24 МВт газотурбинной электростанции считается отправной точкой окончания первого подготовительного этапа по обустройству месторождения.

Закончено строительство природоохранных объектов, в частности полигона по утилизации бытового и промышленного мусора.

Работы, проводимые в окружении месторождения

На территории, где располагается Большехетская впадина в Ачимовском отложении, открыта залежь газа. Испытание ее позволило получить значительный газовый приток (шестьдесят пять тысяч кубометров в сутки).

Для оценки техсостояния трубопроводов ведутся комплексные работы по обследованию перехода, проходящего под водой под Тазовой губой. Сквозь этот переход проложены основная и резервная ветки магистрального газопровода, получившего название "Находкинские месторождения - ГСК 1,2 Ямбургская".

Малмыжское месторождение — Википедия

Материал из Википедии — свободной энциклопедии

Малмыжское месторождение — золотомедно-порфировое месторождение России, расположенное в Хабаровском крае.

В сентябре 2006 года компания «Амур Минералс» получила лицензию на право пользования недрами с целью геологического изучения, разведки и добычи рудного золота и сопутствующих компонентов на Малмыжском рудном поле. На момент выдачи лицензии, перспективы рудоносности участка недр были не определены. Месторождений рудных полезных ископаемых на площади выявлено не было. Ресурсный потенциал площади оценивался в 5 тонн рудного золота (категория Р3).[1]

В 2007–2009 годах на рудном поле компанией была проведена буровая заверка ранее выявленных аномалий, по результатам которых на Малмыжской площади выявлена крупная золото-медно-порфировая система, в пределах которой оконтурено около 10 перспективных участков (порфировых центров). На трёх из них буровыми работами доказано наличие промышленно-значимых концентраций золото-медных руд, прослеженных до глубин 200 м.

Полностью оконтурить и изучить часть участков не представлялось возможным, так как они выходили за контуры лицензионной площади. Поэтому весной 2009 года компания подала заявку на включение в перечень аукционных объектов участка Северный Малмыж, который представляет собой фланги Малмыжского рудного поля.

В июле 2010 году «Амур Минералс» получил лицензию на право пользования недрами с целью геологического изучения, разведки и добычи золота, меди и попутных компонентов на участке Северный Малмыж. В целом эти лицензионные участки характеризуют единую рудоносную структуру – вытянутую в северо-восточном направлении на 20 км, при ширине от 6 до 10 км. Общая площадь лицензионных участков составляет 152,8 кв. км.

В 2010-2012 годах на участке Северный Малмыж велись площадные поисковые работы, по результатам которых было выделено 8 участков (аномалий), перспективных на выявление золото-медно-порфирового оруденения. Одновременно, на площадях Малмыжского рудного поля и Северного Малмыжа активно проводились буровые работы. Всего за 2008–2012 годы было пробурено 99 скважин, общей длиной 32855 пог. м., в том числе на Малмыжском рудном поле 73 скважины (24616 пог. м.), на участке Северный Малмыж – 25 скважин (8239 пог. м.). В мае 2013 года «Амур Минералс» приступил к выполнению оценочных работ. Всего в период с мая 2013 по январь 2014 года было пробурено 73 оценочных скважины общим объемом 24254 пог. м и 41 картировочная скважина общим объёмом 650 пог. м. Также в этот период продолжались поисковые и оценочные работы по действующему проекту на геологическое изучение участка Северный Малмыж. Всего в период с января 2013 по январь 2015 года было пробурено 40 оценочных скважины общим объемом 13432 пог. м.

По их результатам выявлено и оценено крупное Малмыжское золото-меднопорфировое месторождение, представленное четырьмя крупными участками прожилково-вкрапленной золото-медно-порфировой минерализации, которые были оценены с детальность, отвечающей категориям С2 и С1, а также около 10 мелких участков.

Протоколом Роснедра 4163-оп от 10.04.2015 года были утверждены запасы категорий С1 + С2:

  • балансовые: 1261023 тыс. т. руды, 5156 тыс. т. меди (содержание 0,41%), 278,1 т. золота (содержание 0,21 г/т)
  • забалансовые: 129173 тыс. т. руды, 478 тыс. т. меди (содержание 0,37%), 19,7 т. золота (содержание 0,15 г/т).

В соответствии с законодательством РФ, по количеству запасов меди и золота Малмыжское месторождение признано участком недр Федерального значения.[2]

Распоряжением Правительства РФ № 1567 от 21.07.2016 года «Амур Минералс» предоставлено разрешение на проведение разведки и добычи рудного золота и меди на данном объекте.[3][4]

В 2018 году владельцем «Амур Минералс» становится «Русская медная компания»[5][6], которая выполнила значительный объем заверочных работ и приступила к разведочной стадии изучения месторождения в соответствии с «Проектом на проведение разведочных работ на рудное золото и медь на Малмыжском рудном поле и участке Сев. Малмыж в 2016-2019 гг.» и дополнением к нему со сроком работ до 2021 года.[7]

Одновременно продолжаются поисковые и оценочные работы в соответствии с «Проектом на проведение поисковых и оценочных работ на рудное золото, медь и попутные компоненты на Малмыжском рудном поле и участке Северный Малмыж в 2017-2024 гг.».

  • Читалин А. Ф., Ефимов А. А., Воскресенский К. И., Игнатьев Е. К., Колесников А. Г. Малмыж – новая крупная золотомедно-порфировая система мирового класса на Сихотэ-Алине. // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. № 3, 2013. С. 65-69.
  • Иванов В. В., Кононов В. В., Игнатьев Е. К. Минералого-геохимические особенности рудной минерализации в метасоматитах золотомедного рудного поля Малмыж (Нижнее Приамурье). // VIII Косыгинские чтения. Тектоника, глубинное строение и минерагения Востока Азии: материалы Всероссийской конф. – Хабаровск, 2013. – С. 258-261.
  • Рязанова Е. И. Новейшее открытие Дальнего Востока России - золото-меднопорфировое месторождение Малмыж. // Геология в развивающемся мире. 2015. С. 52-55.
  • Буханова Д. С. Минералогические особенности руд золото-меднопорфирового месторождения Малмыжское, Нижнее Приамурье. // Геологические процессы в обстановках субдукции, коллизии и скольжения литосферных плит. 2016. С. 281-284.
  • Буханова Д. С., Плечов П. Ю. Условия формирования Au-Cu-порфирового месторождения Малмыжское (по данным исследования флюидных включений). // Вестн. КРАУНЦ. – 2017. – T. 34. - № 2. – С. 61-71.
  • Рязанова Е. И. Пространственное распределение природных типов руд на месторождении Малмыж. // Геология в развивающемся мире. 2017. С. 37-39.
  • Секисов А. Г., Иванов В. В., Рассказова А. В., Игнатьев Е. К. Геохимические особенности руд зоны окисления медно-золоторудного месторождения Малмыж и результаты их геотехнологического тестирования. // Горный журнал. № 10. 2018. С. 30-35.
  • Прохоров К. В., Бурдонов А. Е. Хлорид-гипохлоритное выщелачивание золота из окисленных руд Малмыжского месторождения. // Горный журнал. № 10. 2018. С. 62-66.
  • Гурман М. А., Полтарецкая А. Е. Технологические исследования первичных медно-порфировых руд Малмыжского месторождения. // Проблемы недропользования, № 2, 2019. С. 94-100.
  • Крюков В. Г., Лаврик Н. А., Литвинова Н. М., Степанова В. Ф. Типоморфные минералы зоны окисления золото-медно-порфировых руд Малмыжского месторождения (участок Свобода). // Георесурсы. Том 21. № 3. 2019. С. 91-98.

Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторождение — Википедия

Материал из Википедии — свободной энциклопедии

Текущая версия страницы пока не проверялась опытными участниками и может значительно отличаться от версии, проверенной 12 августа 2018; проверки требуют 10 правок. Текущая версия страницы пока не проверялась опытными участниками и может значительно отличаться от версии, проверенной 12 августа 2018; проверки требуют 10 правок.

Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторождение — месторождение газа, газового конденсата и нефти, расположенное в Мирнинском районе Якутии, в 130 км от города Мирный. Одно из крупнейших месторождений нефти и газа в регионе.

Приблизительные запасы месторождения — 134 млн тонн нефти и 155 млрд кубометров природного газа. Плотность нефти 867 кг/м³. Содержание серы 0,89%[1].

Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторождение было открыто в 1970 году. В промышленную эксплуатацию введено в октябре 2013 года. На сегодняшний день месторождение по объему запасов относится к участкам недр федерального значения и является одним из крупнейших в Восточной Сибири[2].

На 1 января 2016 года извлекаемые запасы месторождения составили 166 млн тонн нефти и конденсата и 180 млрд м³ газа[3].

Эксплуатационное бурение ведется 5 станками. Производственные мощности рассчитаны на подготовку 1,29 млн тонн ежегодной добычи нефти[4]. В планах разработки месторождения выход на добычу 5 млн тонн нефти в год[5].

Лицензиями на право пользования недрами месторождения владеют:

  1. В пределах участка Восточные блоки СБ НГКМ — АО «РНГ».
  2. В пределах участка Центральный блок СБ НГКМ — ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча» (ПАО «НК «РОСНЕФТЬ»).
  3. В пределах участка Северный блок СБ НГКМ — ОАО «АЛРОСА-Газ» (АК АЛРОСА)[6]

Главная особенность инженерно-геологических условий месторождения — повсеместное развитие многолетнемерзлых пород, залегающих до глубины 400 м[6].

Промышленные масштабы нефти и газа на месторождении связаны с песчаными пластами, а также с отложениями осинского горизонта (карбонаты) и терригенным коллекторам парфеновско-ботуобинского и улаханского горизонтов.

На Восточных блоках месторождения и вблизи от него есть выходы строительных материалов: кирпичной глины, гравия, песка, гипса, бутового камня и т.д.[7]

05.11.1976 г. «Ока». В 120 км юго-западнее города Мирный, на Среднеботуобинском нефтяном месторождении. Мощность 15 кт. С целью интенсификации добычи нефти.

08.10.1979    г. «Шексна». В 120 км юго-западнее города Мирный, на Среднеботуобинском нефтяном месторождении. Мощность 15 кт. С целью интенсификации добычи нефти.

10.10.1982    «Нева» Скважина 66ю. В 120 км юго-западнее города Мирный, на Среднеботуобинском нефтяном месторождении. Мощность 15 кт. С целью интенсификации добычи нефти.

07.07.1987 г. «Нева» Скважина 68. В 120 км юго-западнее города Мирный, на Среднеботуобинском нефтяном месторождении. Мощность 15 кт. С целью интенсификации добычи нефти.

24.07.1987 г. «Нева» Скважина 61. В 120 км юго-западнее города Мирный, на Среднеботуобинском нефтяном месторождении. Мощность 15 кт. С целью интенсификации добычи нефти

12.08.1987 г. «Нева» Скважина 101. Мощность 3,2. С целью создания подземного хранилища.

На месторождении созданы различные системы обеспечения добычи углеводородного сырья: линии ВЛ 10-35 кВ протяженностью 54 км, центральные пункты сбора нефти производительностью 1,25 млн тонн/год, нефтесборные сети протяженностью 41 км, водоводы системы поддержания пластового давления, длина которых – 29 км, дороги, общей протяженностью 107 км[8].


Смотрите также

Описание: