Где находится месторождение виноградова


Нефтяное месторождение им. В. Н. Виноградова (Большое Ольховское нефтяное месторождение)

2642

Большое Ольховское нефтяное месторождение - расположено в Белоярском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Отно

Большое Ольховское нефтяное месторождение - расположено в Белоярском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области.

Относится к Казымскому нефтегазоносному району Фроловской нефтегазовой области.

Ольховское месторождение было открыто в 1986 г.

По величине запасов Ольховское месторождение среднее, по геологическому строению - сложное.
Основной объект разработки - пласт АС3, содержащий 73% запасов.
Тип залежи - литологически ограниченная.
Площадь - более 1000 км2.
Средняя нефтенасыщенная толщина пласта - 5 м.
Средняя глубина залегания - около 2000 м.
Продуктивный пласт АС3 представлен переслаиванием алевролитов (от глинистых до песчаных) и песчаников(от глинистых до чистых).
Оператор - РИТЭК.

21 августа 2013 года Роснедра, по предложению ЛУКОЙЛа и Ритэка, приняло решение о переименовании Большого Ольховского месторождения в месторождение имени В. Н. Виноградова - выдающегося выпускника-губкинца, Героя Социалистического Труда, профессора, ректора РГУ им. Губкина в период 1962 - 1993 гг.

С именем В. Виноградова связана 30-летняя история развития РГУНиГ имени И.М. Губкина и всей системы высшего нефтегазового образования России. 

За эти годы РГУНиГ существенно разросся и стал базовым высшим учебным заведением страны, объединяющим и координирующим подготовку и переподготовку кадров для нефтегазовой промышленности.

Месторождение им. В.Н. Виноградова (Большое Ольховское нефтяное 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

Соровское месторождение

Месторождение расположено в бассейне реки Большой Салым. На по территории, в направлении СВ-ЮЗ, проходит ЛЭП. Железная дорога Тюмень - Сургут на расстоянии 15 км к СЗ. Оперативная часть осуществляется с помощью радиостанций.
www.bashneft.ru/press/releases/6815/
Нефтеюганский район, ХМАО. За 9 месяцев 2015 года компания «Бурнефтегаз», дочернее общество «Башнефти», почти в 2,5 раза увеличила объем добычи нефти по сравнению с аналогичным периодом прошлого года – до 1 млн 232 тыс. тонн. Новые силы в производственный процесс вдохнуло молодое Соровское месторождение, введенное в эксплуатацию в 2013 году.
Впервые за всю историю освоения промысла на нем в октябре побывали журналисты. Соровское месторождение было открыто в 2002 году в пределах Восточно-Вуемского лицензионного участка, в 150 км к юго-западу от Нефтеюганска и в 137 км к северу от Ханты-Мансийска. В декабре 2012 года введено в пробную эксплуатацию. Его разведку и разработку ведет компания «Бурнефтегаз», с марта 2014 года входящая в состав вертикально-интегрированной российской нефтяной компании «Башнефть».
По данным холдинга, всего в III квартале 2015 года компанией «Бурнефтегаз» добыто 546 тыс. тонн нефти, что на 144,8% выше показателя аналогичного периода 2014-го.

Рост добычи обеспечен за счет эффективной реализации программы эксплуатационного бурения высокопродуктивных горизонтальных скважин. С приходом компании «Башнефть» на Соровское месторождение в качестве основного акционера подходы к бурению изменились. «Мы активно переходим от наклонно-направленных скважин к горизонтальным», – говорит вице-президент по добыче нефти и газа ПАО АНК «Башнефть» Сергей Здольник. Перспективы очевидны. «Одна горизонтальная скважина дает 450 тонн, наклонно направленная – 75-100 тонн нефти в сутки», – отметил генеральный директор ООО «Бурнефтегаз» Александр Щербинин.
На сегодня на Соровском месторождении действует 58 скважин. Эксплуатационное бурение на трех кустовых площадках промысла ведет компания KCA Deutag, разведочное – ООО «Красноленинскнефтегаз» и ООО «Правдинская геологоразведочная экспедиция».
По данным на 24 сентября 2015 года, подрядчиком KCA Deutag пробурено 10 горизонтальных скважин, средняя длина участков составляет 800 м. До конца года планируется пробурить еще 9 скважин: 4 добывающих и 5 нагнетательных.

Еще в прошлом году «Бурнефтегаз» достиг на Соровском месторождении 96-процентного уровня утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ), в первую очередь, за счет использования ПНГ для выработки собственной электрической энергии на газопоршневой электростанции (ГПЭС). Мощность данного энергокомплекса составляет 7 МВт, он полностью обеспечивает электричеством все объекты нефтепромысла.
Программа пресс-тура на Соровское месторождение включала в себя посещение ремонтно-механической мастерской, пожарного депо, центрального пункта перекачки нефти, ГПЭС, двух кустовых площадок. На одной из них журналистам посчастливилось наблюдать демонтаж буровой вышки – станка Bentec грузоподъемностью 250 тонн, с 2012 года пробурившего на участке 14 скважин, в том числе 12 с горизонтальным окончанием.
Всего на Соровском месторождении сейчас работает 137 сотрудников компании «Бурнефтегаз» и более 300 работников подрядных организаций. В ходе финальной пресс-конференции, организованной на нефтепромысле, на вопрос о том, не планирует ли компания и дальше расширять зону своего присутствия в ХМАО, вице-президент по добыче нефти и газа НК «Башнефть» Сергей Здольник ответил: «На самом деле, хотелось бы. В Западной Сибири нам работать комфортно».
Эту мысль красноречиво подтверждают и опубликованные свежие данные о производственной деятельности «Башнефти» за 9 месяцев 2015 года: «Добыча нефти в III квартале 2015 года составила 5 134 тыс. тонн, что на 11,7% превышает аналогичный показатель 2014 года. Основной вклад в увеличение добычи внесли компании «Башнефть-Полюс» и «Бурнефтегаз», обеспечившие 17,4% общего производства нефти».

ПАО АНК «Башнефть» – одна из наиболее динамично развивающихся вертикально-интегрированных российских нефтяных компаний. Основными видами ее деятельности являются разведка и добыча нефти и газа, производство нефтепродуктов и нефтехимической продукции и сбыт произведенной продукции.

Русское газонефтяное месторождение — Википедия

Материал из Википедии — свободной энциклопедии

Текущая версия страницы пока не проверялась опытными участниками и может значительно отличаться от версии, проверенной 21 января 2019; проверки требуют 10 правок. Текущая версия страницы пока не проверялась опытными участниками и может значительно отличаться от версии, проверенной 21 января 2019; проверки требуют 10 правок.

Ру́сское нефтегазоконденсатное месторожде́ние — месторождение нефти, газового конденсата и природного газа, расположено в Тазовском районе Ямало-Ненецкого автономного округа, в 135 км к юго-востоку от села Hаходка Ямало-Ненецкого автономного округа.

По величине запасов Русское месторождение считается одним из крупнейших в России. Величина геологических запасов составляет 1,5 млрд т, извлекаемых — 410 млн т.

На месторождении выявлено 8 залежей углеводородов: 5 газонефтяных, 2 газовые и 1 нефтяная. Залежи — пластовые сводовые и массивные, осложнённые тектоническими нарушениями. BHK находится на отметках от −810 до −960 м, ГВК — на отметках от −790 до −950 м. Залежи на глубине 0,8-0,9 км. Высота залежей — 20-240 м. Hач. пластовые давления — 7-9,1 МПa, температуры — 12-22 °C. Начальный дебит нефти в скважинах — до 9 т/сут, газа — до 2 млн м3/сут.

Плотность нефти — 939-942 кг/м3. Нефть ароматическо-нафтенового типа, малосернистая (S – 0,32%), низкопарафинистая (содержанием парафина 0,7-1,2 %), высоковязкая (содержание смол — 10-12 %). Содержание асфальтенов — 0,5-1 %.

Состав попутного газа: Ch5 — 99,2 %; C2H6 + высшие — 0,2 %; N2 — 0,4 %; CO2 — 0,2 %.

Месторождение открыто в 1968 г бурением скважины № 11 «Главтюменьгеологии». Владелец лицензии и оператор разработки Русского НГКМ - АО «Тюменнефтегаз», ставшее дочерней компанией ПАО "НК Роснефть" после поглощения им компании ТНК-ВР.[1]

В 2017 году пробурено 83 скважины, в том числе эксплуатационных – 71, газовых – две, водозаборных – 10. В рамках реализации ОПР в 2016–2017 годах было пробурено восемь многоствольных скважин, в том числе три по технологии Fishbone. На месторождении создана минимально необходимая наземная инфраструктура. Нефть для реализации перевозится автомобильным транспортом на 404 км до ближайшего пункта подготовки и сбора в районе г. Губкинского. В настоящее время закончены работы по переиспытанию объектов в юрских отложениях, определена стратегия их разработки, формируется проект доразведки. Ввод НГКМ в эксплуатацию намечен на 2018 год.[2]

Освоение НГКМ осложнено целым рядом факторов, связанных с высокой вязкостью нефти, сложным геологическим разрезом, отсутствием инфраструктуры и непростыми условиями разработки. Одной из основных проблем, связанных с освоением Русского месторождения, является высокая вязкость нефти (в среднем, она оценивается в 220-250 сантипуаз). Сложность представляют и климатические условия в регионе: месторождение расположено в Заполярье, и в период выполнения основного объема работ температура колеблется от -30оС до -50оС. Прокачка нефти с описанными характеристиками в подобных условиях – весьма серьезная задача. Кроме того, разработка пласта осложняется тем, что глубина промерзания грунта в районе месторождения составляет порядка 500-600 м.[3]

Малышевское месторождение — Википедия

Обменный комплекс шахты Капитальная Малышевского месторождения

Ма́лышевское месторожде́ние — месторождение изумрудов в Свердловской области Российской Федерации. Находится в посёлке имени Малышева. Лицензия на разработку изумрудно-бериллиевого месторождения принадлежит АО "Мариинский прииск" (Госкорпорация "Ростех").

По оценкам, запасы изумрудов могут превышать 60 тонн[1].

Запасы иных ресурсов оцениваются в 11,5 млн тонн бериллиевой руды, 6 млн тонн руды рассеянных элементов (цезия, лития, рубидия)[2].

История месторождения начинается летом 1833 года. Тогда на покосах, принадлежащих Карелину, крестьянину деревни Голендухино Глинской волости Екатеринбургского уезда Пермской губернии (ныне южная часть Режевского района Свердловской области), были найдены изумруды. Осенью того же года, крестьяне Глинской волости обратились за билетом, дающим право на добычу самоцветов к представителю Екатеринбургской гранильной фабрики, начальнику горных работ на изумрудных приисках, унтер-шихтмейстеру Портнягину. Однако тот не только не разрешил, но и прошелся по избам, забрав все найденные крестьянами камни. А 13 апреля (1 апреля по старому стилю) 1834 года прямо на крестьянских покосах командиром Екатеринбургской гранильной фабрики Я. В. Коковиным был заложен прииск, названный Мариинским, в честь святой Марии Египетской.

С 1834 года Мариинский прииск — составная часть Изумрудных копей Урала[3].

С середины XIX века он по праву считается «лучшим» прииском копей.

В 1899 году Мариинский прииск разрабатывается специалистами англо-французской «Новой компании изумрудов». Добытые самоцветы впервые в истории Уральских изумрудных копей гранятся прямо на территории прииска (до этого огранкой «зелена камня» занимались исключительно на Екатеринбургской и Петергофской фабриках).

С 1915 про 1919 годы Мариинский прииск арендует владелец екатеринбургских камнерезных лавок и мастерских В. И. Липин.

В 1919 году Мариинский прииск, как и другие месторождения изумрудных копей, национализируют большевики.

В 1924 году на Мариинском прииске старатели находят так называемый «Скутинский клад» — чрезвычайно богатое гнездо изумрудов. Найденные изумруды немедленно направляют прямо в Москву, а место находки изучает академик А. Е. Ферсман.

В 1927 году Мариинский прииск, в связи с десятилетем Великого Октября, получает имя уральского революционера И. М. Малышева.

В 1930-х годах на прииске возводятся шахты: имени И. В. Сталина, имени С. М. Кирова, а также изумрудоизвлекательная фабрика. Позднее в 1940-х годов ещё и так называемая «Новая» шахта.

С 1942 года шахты и фабрика посёлка имени Малышева входят в систему Государственного горно-металлургического комбината № 3, выпускающего важную оборонную продукцию, так называемую лигатуру — бериллиевую бронзу, которая входит в состав брони советских танков и самолетов.

С 1952 по 1994 годы на Изумрудных копях работает «Малышевское рудоуправление» (с 1994 года — АООТ, чуть позже ОАО «Малышевское рудоуправление»), основное градообразующее предприятие, входящее в состав Первого главного управления Минсредмаша СССР.

В 1996—2007 годах месторождение эксплуатировала компания Tsar Emerald International (Канада) через ЗАО «Зелен камень». [2]

С 2008 года — ГУП «Калининградский янтарный комбинат»[2]

С 2012 года на месторождении эксплуатируется изумрудоизвлекательная фабрика[4]

1 февраля 2018 на базе месторождения создается новое Акционерное общество. Возвращается историческое называние «Мариинский прииск»

В августе 2012 года на Малышевском изумрудно-бериллиевом месторождении был добыт крупнейший за десятилетие изумруд массой 637 граммов, он получил собственное имя «Юбилейный», в честь 65-летия Янтарного комбината.

В середине марта 2013 г. ГУП «Калининградский янтарный комбинат» добыло огромный штуф изумруда на Малышевском месторождении. Находка представляет собой исключительно красивый штуф изумруда. Общая масса штуфа 1011 граммов, в том числе расчетный вес изумруда составляет один килограмм.[5]

В январе 2018 был найден крупнейший изумруд за последние 10 лет. Госкорпорация «Ростех» совместно с АО «Мариинский прииск» объявили общероссийский конкурс[6] на лучшее называние для изумруда. В состав жюри вошли известные актрисы театра и кино Юлия Михалкова и Чулпан Хаматова, а также дизайнер и шахтер, который нашел камень.

В мае 2019 был найден крупнейший за 30 лет изумруд. Он был найден на глубине 230 метров. Его вес достигает 1,6 килограмма.[источник не указан 80 дней]

Ярактинское нефтегазоконденсатное месторождение — Википедия

Ярактинское — нефтегазоконденсатное месторождение в России. Открыто в 1971 году. Расположено в 140 км от города Усть-Кута, в северной части Усть-Кутского района и южной части Катангского района Иркутской области.

Географические и геологические данные[править | править код]

Месторождение находится в верхнем течении Нижней Тунгуски, в бассейнах её 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 102,5 млн тонн. Плотность нефти составляет 0,830 г/см³ или 34° API. Плотность конденсата составляет 0,67 — 0,71 г/см³

Нефтегазоконденсатное месторождение относится к Восточно-сибирской нефтегазовой провинции. В тектоническом отношении расположено в пределах юго-западного погружения Непского свода Непско-Ботуобинской антеклизы.

Первая поисковая скважина на Ярактинской площади была заложена в 1969 году. В конце 1970 года был получен первый результат — фонтан нефти дебитом 100 м³/сутки, послуживший открытием Ярактинского месторождения. Эксплуатация Ярактинского нефтегазоконденсатного месторождения началась в 1992 году.

Оператор — Иркутская нефтяная компания (ИНК), для которой Ярактинское месторождение является основным — здесь добывается примерно 80 % углеводородного сырья компании[1].

Держатель лицензии на разработку Ярактинского месторождения — ОАО «Усть-Кутнефтегаз» (дочернее предприятие ИНК[2]). Лицензия ИРК № 01162 НЭ, выдана 23 декабря 1996 года, действительна до декабря 2033 года.[3]

По результатам 2009 года на месторождении извлечено 319,4 тыс. тонн сырья (▲ 29,7 % по сравнению с 2008 годом). В 2010 году планировалось добыть около 0,5 млн тонн сырья[4].

При поставках в ВСТО добываемая на месторождении нефть облагается нулевой экспортной пошлиной[5].

Трубопровод Яракта — Марково — Усть-Кут[править | править код]

Транспортировка нефти до окончательной сдачи трубопровода Яракта — ВСТО осуществляется по трубопроводу, связывающему Ярактинское, Марковское месторождения и железнодорожный терминал в Усть-Куте.

Участок от Яракты до Маркова построен в 2003 году, его длина составляет 94 км. До 2007 года добытое на обоих месторождениях сырьё концентрировалось на перекачивающей станции Марковского месторождения, а затем вывозилось автотранспортом в Усть-Кут.

В 2007 году было завершено строительство нефтепровода от Марковского месторождения до железнодорожной станции Лена длиной 130 км и мощностью 750 тыс. тонн в год, что позволило исключить автомобильные перевозки из транспортной цепочки[6].

В 2011 году этот трубопровод будет законсервирован[7].

Трубопровод Яракта — ВСТО[править | править код]

С 2011 года вся транспортировка добываемой нефти будет осуществляться по трубопроводу, соединяющему месторождение с ВСТО в районе нефтеперекачивающей станции (НПС) № 7.

Длина линейной части трубопровода составляет 61 км, строительство завершено в октябре 2010 года. В конечной точке нефтепровода расположен пункт сдачи-приёмки сырья (ПСП), первая очередь которого была завершена в январе 2011 года. Мощность ПСП составляет 1,5 млн тонн в год, по мере роста добычи её планируется увеличить до 3,4 млн тонн в 2013 году.

По состоянию на апрель 2011 года производится государственная регистрация прав собственности на трубопровод[8].

В дальнейшем компания планирует продлить нефтепровод, построив участок, соединяющий Ярактинское месторождение с Даниловским[7].

Савинское месторождение (Архангельская область) — Википедия

Материал из Википедии — свободной энциклопедии

Савинское месторождение — месторождение глин и известняков, используемых для цементного производства. Расположено рядом с посёлком Савинский Плесецкого района Архангельской области. Государственным запасом учтены три участка Савинского месторождения известняков — Огарковский, Шестовский, Левобережный участки; и два участка Савинского месторождения глин — участки Шелекса, Тимме. Участки названы именами располагающихся поблизости населённых пунктов — Шестово и Шелекса.

Единственным эксплуатантом Савинского месторождения является ООО «Савинское карьероуправление». На апрель 2011 года организация имеет три лицензии на право пользования недрами Савинского месторождения известняков[1]:

  • для добычи известняков для цементного производства на Огарковском участке Савинского месторождения;
  • для разведки и добычи известняков для цементного производства на Левобережном участке Савинского месторождения;
  • для добычи известняков для цементного производства на блоке XVI-C1 Шестовского участка Савинского месторождения.

Огарковский участок Савинского месторождения известняков и участок Шелекса Савинского месторождения глин до 2006 года составляли сырьевую базу ЗАО «Савинский цементный завод». С 2007 года Савинским карьероуправлением началась добыча глин месторождения Шелекса—Южная, а в 2008 году участок Шелекса был законсервирован в связи с истечением срока действия лицензии.

Балансовые запасы известняков на 1 января 2011 года[2] составляют 106 066 тыс. тонн, из них 65 408 тыс. тонн находятся в нераспределенном фонде.

К промышленному освоению подготавливаются участки Савинского месторождения известняков: Левобережный участок (находится на стадии разведки) и блок XVI—C1 Шестовского участка (на стадии подготовки технического проекта разработки).

Фактическая добыча (с учётом потерь) полезных ископаемых, тыс. т
Участок 2004[3] 2005[3][4] 2006[4][5] 2007[5][6] 2008[6] 2009[2] 2010[2]
Огарковский (известняки) 813,0 ▲939,7 ▼793,8 ▲1045,5 ▼612,1 ▼404,6 ▼387,6
Шелекса (глины) 173,1 ▲198,4 ▲199,8 ▼157,3 в консервации

В объявлении от 20 апреля 2005 года Территориального агентства по недропользованию Архангельской области об организации аукциона на право пользования недрами Северо-Огарковского участка, Левобережного участка и Блока XVI-С1 Шестовского участка Савинского месторождения были указаны следующие координаты угловых точек участков:

Харьягинское нефтяное месторождение — Википедия

Материал из Википедии — свободной энциклопедии

Текущая версия страницы пока не проверялась опытными участниками и может значительно отличаться от версии, проверенной 29 января 2017; проверки требуют 3 правки. Текущая версия страницы пока не проверялась опытными участниками и может значительно отличаться от версии, проверенной 29 января 2017; проверки требуют 3 правки.

Харьягинское нефтяное месторождение расположено в Ненецком автономном округе вблизи посёлка нефтяников Харьягинский. Геологические запасы нефти оцениваются в 160,4 млн тонн, в контрактной зоне — 97 млн тонн. Относится к Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции.


Месторождение разрабатывается на условиях СРП, которое было заключено в декабре 1995 года сроком на 29 лет с возможностью продления до 33 лет и в соответствии с протоколом к СРП от 12 февраля 1999 года вступило в силу с 1 января 1999 года. Лицензия на разработку месторождения принадлежала компании «Тоталь Разведка Разработка Россия». В марте 2006 года претензии к французской компании предъявило Минприроды РФ. В конце сентября 2006 года Федеральное агентство по недропользованию инициировало процесс пересмотра лицензионного соглашения на разработку Харьягинского месторождения.

До 2009 года в состав участников СРП входили: оператор — «Тоталь РРР» (Франция) — 50 %; StatoilHydro (Норвегия) — 40 %; ОАО «Ненецкая нефтяная компания» (Россия) — 10 %. 27 ноября 2009 года доли участия компаний были пересмотрены в связи с вхождением в проект государственной корпорации ОАО «Зарубежнефть», доля которой составила 20 %, тогда как доли участия Total и Statoil были снижены до 40 % и 30 % соответственно. В начале 2011 года Total планировалась разработка более 389 кустовых площадок (около 3000 интеллектуальных скважин) с общей стоимостью около 10 млрд долл. Предполагалось использование новейших средств программного обеспечения систем АСУ ТП и телемеханики с полноавтоматизированным комплексом технического и коммерческого энергоучёта.

В 2015 году Total продала государственной "Зарубежнефти" половину своей доли в Харьягинском нефтяном месторождении, а также передала ей функции оператора проекта. Инициатором сделки выступило Правительство РФ. Непосредственным поводом смены оператора стали трудности с системой утилизации попутного нефтяного газа, которую Total начала внедрять в 2012 году, но из-за проблем с подрядчиком так и не ввела.

С 1 августа 2016 года доли участников распределились следующим образом: АО «Зарубежнефть» — 20%, ООО «ЗАРУБЕЖНЕФТЬ-добыча Харьяга» (оператор) — 20%, «Статойл Свериге Харьяга А.Б.» — 30%, «Тоталь Разведка Разработка Россия» — 20%, АО «Ненецкая нефтяная компания» — 10%.

ООО "ЗАРУБЕЖНЕФТЬ–добыча Харьяга" является оператором Харьягинского проекта и ведет разработку 2 и 3 объектов Харьягинского месторождения на условиях Соглашения о разделе продукции.

Приразломное месторождение — Википедия

Приразломное месторождение — единственное на сегодняшний день месторождение на арктическом шельфе России, где добыча нефти уже начата. Нефть нового российского сорта получила название Arctic Oil (ARCO) и впервые была отгружена из Приразломного в апреле 2014 года[1]. Относится к Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции.

Месторождение расположено на шельфе Печорского моря в 55 км к северу от посёлка Варандей и в 320 км к северо-востоку от г. Нарьян-Мар (р. Печора). Глубина моря в районе месторождения составляет 19—20 метров[2].

Приразломное открыто в 1989 году и содержит более 70 млн т извлекаемых запасов нефти, что позволяет достичь годового уровня добычи порядка 5,5 млн тонн. Лицензия на разработку принадлежит компании «Газпром нефть шельф» (дочернее общество «Газпром нефти» до переименования — ЗАО «Севморнефтегаз»). В 2016 году на месторождении добыто 2,2 млн т нефти[3].

Приразломное — уникальный российский проект по добыче углеводородов на шельфе Арктики. Впервые добыча углеводородов на арктическом шельфе ведётся со стационарной платформы — морской ледостойкой стационарной платформы (МЛСП) «Приразломная». Платформа позволяет выполнять все технологические операции — бурение скважин, добычу, хранение, отгрузку нефти на танкеры и т. д.

Добыча на месторождении начата в декабре 2013 года[4]. В сентябре 2014 года был добыт миллионный баррель нефти[5]. Всего в 2014 году на Приразломном было добыто порядка 2,2 млн баррелей нефти (около 300 тыс. тонн)[6]. В ноябре 2015 года на месторождении была добыта миллионная тонна первой российской арктической нефти[3].

Срок эксплуатации месторождения — не менее 25 лет.

В общей сложности проектом предусмотрен ввод в эксплуатацию 32 скважин, в том числе 19 добывающих, 12 нагнетательных и одной поглощающей[7].

Приразломное месторождение расположено на шельфе в юго-восточной части Печорского моря на продолжении Варандей-Адзьвинской структурной зоны в 980 км от морского порта Мурманск. Район характеризуется сложными природно-климатическими условиями: ледяной покров сохраняется в течение 7 месяцев, высота торосов достигает 2 метров, минимальная температура воздуха может опускаться ниже — 45 °С.

Нефть ARCO отличается высокой плотностью (около 910 кг на куб. м), повышенным содержанием серы и низким содержанием парафина. Относительно тяжёлая по сравнению с обычной российской экспортной нефтью, ARCO хорошо подходит для глубокой переработки на заводах северо-западной Европы. Из неё производятся уникальные химические продукты, которые могут использоваться в дорожном строительстве, шинном производстве, в космической и фармацевтической отраслях[3].

Освоение месторождения ведётся с платформы «Приразломная». Она рассчитана на эксплуатацию в экстремальных природно-климатических условиях, отвечает требованиям безопасности и способна выдержать максимальные ледовые нагрузки.

Поскольку море в районе платформы неглубокое, то она установлена непосредственно на дно. Таким образом все скважины бурятся внутри платформы — её основание одновременно является надежной преградой между скважиной и открытым морем. Кроме того, установленное на скважинах специальное оборудование позволяет предотвратить выброс нефти или газа.

Система хранения нефти на платформе предусматривает «мокрый» способ размещения сырья в резервуарах, что исключает попадание в ёмкости кислорода и образование взрывоопасной среды. Отгрузочная линия по перекачке нефти на танкер оборудована системой аварийной остановки и закрытия, которая срабатывает мгновенно.

Первые шаги по изучению шельфа Печорского моря предпринимались с начала 1960-х годов, однако планомерное изучение сейсморазведкой этого региона началось с конца 1970-х годов, когда была организована Мурманская морская геологоразведочная экспедиция (ММГРЭ), переименованная в 1985 году в трест «Севморнефтегазгеофизразведка», а с 1988 года — в трест «Севморнефтегеофизика».

Впервые Приразломная структура выявлена сейсморазведкой в 1977 г. и подготовлена к глубокому бурению по результатам сейсморазведочных и опытно-методических работ в 1980-87 гг. Были построены структурные карты, выполнено тектоническое районирование, выявлено 9 локальных поднятий, позднее 21 локальное поднятие, часть из которых подготовлены к глубокому бурению.

Бурение в пределах акватории Печорского моря проводилось объединением «Арктикморнефтегазразведка» (г. Мурманск) с 1981 года. Прогноз продуктивности подтвердился бурением скважины в 1989 году.

Последующие работы в 1991 г. позволили создать геологическую модель месторождения и сделать прогноз коллекторских свойств продуктивных горизонтов.

К концу 1995 года в восточной части Печорского моря было пробурено 7 морских поисковых и разведочных скважин и открыто 3 месторождения углеводородов в карбонатных отложениях пермо-карбона (Северо Гуляевское — газоконденсатное, Приразломное и Варандейское — нефтяные).

Этап регионального изучения восточной части акватории Печорского моря в настоящее время завершен и акватория подготовлена для целенаправленных поисков месторождений углеводородного сырья.

Росшельф[править | править код]

29 мая 1992 года[8], в соответствии с Распоряжением правительства РФ от 6 апреля 1992 года[9], было учреждено ЗАО «Российская компания по освоению шельфа» («Росшельф»). В приложенный к распоряжению состав учредителей вошли 20[10] организаций, в том числе «Севмаш», «Курчатовский институт», «Газпром», «Рубин», «Малахит», «Архангельскгеология» (с 1995 года — «Архангельское геологодобычное предприятие», «Архангельскгеологодобыча», АГД) и другие компании, связанные с разработкой Штокмановского и Приразломного месторождений арктического шельфа. 15 марта 1993 года[11], на основании Указа Президента РФ от 30 ноября 1992 года[12], «Росшельф» получает лицензии сроком на 25 лет (до 2018 года) на право поиска, оценки залежей углеводородов и добычи нефти на указанных месторождениях.

В 1994 году между «Газпромом», «Росшельфом» и австралийской компанией BHP Petroleum, входящей в состав промышленной группы Broken Hill Proprietary (с 2001 года — BHP Billiton), было заключено соглашение о принципах сотрудничества по освоению Приразломного месторождения, предусматривавшее, что австралийская компания возьмет на себя половину эксплуатационных расходов по проекту и получит половину прибыли от разработки месторождения. В конце 1998 — начале 1999 года BHP Petroleum заявляет о своем выходе из концорциума, сочтя участие в нём «экономически нецелесообразным»[13].

Севморнефтегаз[править | править код]

4 октября 2001 года между «Роснефтью» и «Газпромом» было подписано соглашение о совместном освоении пяти крупных месторождений, расположенных в Ямало-Ненецком автономном округе и на шельфе Баренцева моря. В их число помимо Штокмановского и Приразломного вошли Харампурское нефтегазоконденсатное, Вынгаяхинское газонефтяное и Етыпуровское месторождения[14]. В декабре 2001 — январе 2002 года «Роснефть» и «Газпром» через дочерние компании ОАО "НК «Роснефть-Пурнефтегаз» и ЗАО «Росшельф» соответственно равными долями учредили ЗАО «Севморнефтегаз»[15].

1 августа 2002 года советом директоров ЗАО «Росшельф» было принято решение о переоформлении лицензий на пользование участками недр Штокмановского и Приразломного месторождений с ЗАО «Росшельф» на ЗАО «Севморнефтегаз». Распоряжением Правительства РФ от 28 ноября 2002 года[16] лицензия на освоение Приразломного месторождения была переоформлена на ЗАО «Севморнефтегаз» (лицензия ШПЧ № 11323 НЭ от 28.11.2002[11]). В свою очередь ОАО «Архангельскгеологодобыча» обратилось в арбитражный суд с иском о признании недействительным решения совета директоров ЗАО «Росшельф», и решением суда 4 марта 2003 года исковые требования были удовлетворены. Однако 11 августа того же года от «Архангельскгеологодобычи» поступило ходатайство об отказе от иска. 18 августа 2003 года предыдущее решение суда было отменено, а производство по делу — прекращено[17].

29 декабря 2004 года стало известно о продаже «Роснефтью» «Газпрому» всех своих долей в компаниях, связанных с освоением Штокмановского и Приразломного месторождений, — «Росшельфе» и «Севморнефтегазе» — за 1,7 млрд долларов[18].

Газпром нефть шельф[править | править код]

1 июня 2009 года ООО «Севморнефтегаз», 100 % акций которого принадлежат «Газпрому», было переименовано в ООО «Газпром нефть шельф»[19]. В октябре того же года Роснедра переоформили лицензии на Приразломное месторождение с ООО «Севморнефтегаз» на ООО «Газпром нефть шельф»[20]. С мая 2014 года «Газпром нефть шельф» является дочерним обществом ПАО «Газпром нефть».

Реакция природоохранных организаций[править | править код]

В 2012 и 2013 годах организация «Гринпис» проводила акции протеста около платформы «Приразломная».

Комментируя акцию Greenpeace, проведенную осенью 2013 года, президент России Владимир Путин сообщил, что действия экологов создавали угрозу жизни работников платформы и водолазов. «Когда на платформу лезут, создают чрезвычайную ситуацию, там не одна могла быть ошибка у оператора, а сколько угодно. Кроме всего прочего, у нас под водой водолазы находились, и их жизнь реально подвергалась опасности», — сказал он[21].

18 апреля 2014 года на танкер «Михаил Ульянов» была отгружена первая партия нефти с месторождения. Танкер направился в Роттердам[22].

1 мая 2014 года судно «Гринпис» Rainbow Warrior III пыталось помешать этому танкеру войти в порт Роттердама. Представители полиции Нидерландов остановили Rainbow Warrior III и поднялись на борт судна. При этом 30 активистов были задержаны[23]. Танкер пришвартовался в порту[24].

В сентябре 2014 года с Приразломного был отгружен второй танкер с нефтью. 4 октября 2014 года, когда танкер подходил к порту в Роттердаме, суд Амстердама постановил, что международная природоохранная организация Greenpeace будет оштрафована как минимум на 50 тысяч евро, если попытается помешать «Газпрому» доставлять нефть в порт Роттердама в дальнейшем[25].

Видео о месторождении «Приразломное»[править | править код]

Смотрите также

Описание: