Техническая библиотека. Среднеботуобинского нгкм роснефть
Восточные блоки Среднеботуобинского нефтегазоконденсатного месторождения
Территориально месторождение расположено в пределах Лено-Вилюйской равнины Средне-Сибирского плоскогорья, в междуречье Лены и Вилюя, в бассейне среднего течения реки Улахан-Ботуобуя (правого притока р. Вилюй). Река несудоходна, только в период весенне-летнего паводка возможно плавание на легких моторных лодках. Годовой сток составляет 120-130 млн.м.
Гидрография района представлена также рекой Таас-Юрэх и рядом других более мелких. Питание рек в основном снеговое. Долины рек и ручьев заболочены – около 10% рассматриваемой территории занимают болота и заболоченные земли. Ледостав наступает в первой декаде октября, вскрытие рек – в конце апреля, начале мая. Наибольшая толщина льда на непромерзающих реках составляет 120 см.
Рельеф представляет собой всхолмленную равнину, расчлененную густой сетью временных водотоков. Абсолютные отметки высот рельефа составляют 300-390 м, относительные превышения – 30-50 м.
Климат Мирнинского района является резко континентальным с продолжительной суровой зимой и коротким теплым летом. Основными факторами, влияющими на суровость климата, являются глубоко континентальное материковое положение и горное обрамление равнины с востока, юго-востока и юга, препятствующие проникновению влажных масс воздуха с Тихого океана. Особую суровость природных условий района определяет зима средней продолжительностью 7 месяцев, с ясной погодой и низкими температурами. Средняя месячная температура воздуха в январе держится в пределах от –28°С до –40°С. Достаточно часто отрицательные температуры зимой достигают минус 53-57°С. Средняя продолжительность отопительного сезона составляет 270 дней.
Весна и осень практически отсутствуют. Летом жаркие дни (температура поднимается до +30°С) сменяются холодными ночами. Средняя месячная температура воздуха в июле в Мирнинском районе варьируется от +12°С до +18°С, а максимальная составляет +33°С - +35°С. Осадков в районе выпадает мало, высушенная за лето почва слабо увлажняется и, замерзая в конце сентября, уходит под снег в сухом состоянии. Снегопады наиболее характерны для октября-ноября.
Толщина снежного покрова для участков с ровной поверхностью 35-50 см. Число дней со снежным покровом 200 суток в год.
Главной особенностью инженерно-геологических условий месторождения является повсеместное развитие многолетнемерзлых пород, залегающих до глубины 400 м. Наибольшая толщина сезонного оттаивания 3,5-3,9 м характерна для водораздельных участков, покрытых сосновым лесом.
На площади Восточных блоков СБ НГКМ и вблизи от него имеются выходы строительных материалов – кирпичной глины, известняков, гравия, песка, гипса, бутового камня и диабазов. Строительный лес в районе встречается в виде отдельных рощ.
Лицензионный участок Восточные блоки СБ НГКМ
Несмотря на существенный потенциал природных ресурсов Восточной Сибири, запасы углеводородного сырья в этом регионе остаются большей частью неосвоенными из-за географической удаленности и суровости климатических условий. Слабая развитость системы дорог в регионе затрудняет как транспортировку необходимого оборудования на месторождение, так и вывоз продукции. В настоящее время основной формой транспортировки является Байкало-Амурская федеральная железная дорога до г. Усть-Кут (ст.Лена, порт Осетрово) и далее – баржей до Ленска (протяженность водного маршрута – 961 км). В решение проблемы вывоза добываемого углеводородного сырья большой вклад должен внести нефтепровод «Восточная Сибирь – Тихий океан» (ВСТО) и газопровод «Сила Сибири», который по проекту пройдет рядом с ВСТО. Газопровод «Сила Сибири» расположен на расстоянии 150 км от Восточных блоков Среднеботуобинского месторождения.
rngoil.ru
Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторождение НГКМ | Месторождения
Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторождение НГКМ расположено в 130 км на юго-запад от г Мирного и в 140 км к северо-западу от г Ленска в Мирнинском районе Якутии.
НГКМ было открыто в 1970 г.
Среднеботуобинское НГКМ входит в Лено-Тунгусскую нефтегазоносную провинцию (НГП) и приурочено к Среднеботуобинской и Курунгской структурам северо-восточного склона Непско-Ботуобинской антеклизы.
Продуктивным считается подсолевой терригенный комплекс (ПТК) стратиграфически приуроченный к нижнемотской подсвите венд-нижнекембрийского периода.
Промышленные притоки нефти и газа связаны главным образом с песчаными пластами, которые по местному детальному расчленению относятся к карбонатным отложениям осинского и терригенным коллекторам парфеновско- ботуобинского и улаханского горизонтов.
Залежи выявлены на глубине 1427-1950 м.
Залежи пластов Б1-2 (осинский горизонт) билирской и В5 (ботуобинский горизонт) бюкской свит.
В отдельных скважинах получены притоки нефти и газа из пластов В12 (улаханский горизонт) и В13 (талахский горизонт) курсовской свиты. Залежь пласта Б1-2 - нефтегазовая, массивная, литологически замкнутая, блоковая. Тип коллектора, сложенного известняками и доломитами с прослоями мергелей, порово-каверновый. Залежь имеет сложное строение за счет резких фациальных изменений продуктивных пород и разрывных нарушений. Мощность пласта 60-70 м, эффективная мощность достигает 20 м.
Залежь пласта В5 нефтегазовая, пластовая, антиклинальная, тектонически экранированная, блоковая. Мощность пласта изменяется от 1-2 м на севере до 36 м на юге структуры, эффективная мощность составляет до 90 % от общей. Пористость коллектора - 9-16 %. Особенностью залежи является наклонное положение водонефтяного контакта. Высота газовой шапки изменяется от 40 м на севере структуры до 20 м на юге, нефтяной оторочки - от 1 м на северо-западе до 18 м на юго-востоке.
Залежь пласта В12 - газовая, пластовая, антиклинальная, литологически ограниченная, тектонически экранированная - локализована на севере месторождения в районе выклинивания пласта В5, отделенного глинистыми породами мощностью 10-15 м. Мощность пласта В12 изменяется в интервале 0 - 17 м. Пористость коллектора, представленного серыми средне-мелкозернистыми песчаниками, составляет 11-15 %.
На Центральном нефтяном блоке месторождения имеется 67 скважин (50 - на Ботуобинский горизонт и 17 - на Осинский), из которых 6 скважин находились в освоении, 3 скважины в бездействии и 58 законсервированы или ликвидированы. Большинство законсервированных скважин готовы к возобновлению их эксплуатации.
На 12 ранее пробуренных скважинах компанией Schlumberger в период 2005-2008 гг. было проведено бурение боковых горизонтальных стволов на Ботуобинский горизонт, которые готовы к эксплуатации. На Курунгском участке недр пробурено 6 поисково-разведочных скважин, 5 из них ликвидированы, одна оказалась продуктивной по Ботуобинскому горизонту и законсервирована.
В непосредственной близости от Среднеботуобинского НГКМ расположены Тас-Юряхское, Бес-Юряхское, Иреляхское, Мирнинское, Северо-Нилбинское, Хотого-Мурбайское НГКМ и нефтяные месторождения, находящиеся на различной стадии освоения.
Плотность нефти 867 кг/м3.
Содержание серы 0,89%.
Считается, что здесь в период 1976 - 1987 гг были произведены 6 ядерных взрывов мощностью 15 килотонн для интенсификации добычи нефти и 1 взрыв мощностью 3,2 кт для создания подземного нефтехранилища.
Оператор месторождения Таас-Юрях Нефтегазодобыча - дочка Роснефти.
Среднеботуобинское НГКМ входит в 3кусамых крупных активов Роснефти в Восточносибирском нефтяном кластере.
По состоянию на 1 января 2016 г извлекаемые запасы месторождения по категории АВС1+С2составляют 166 млн т нефти и конденсата, и 180 млрд м3газа.
Планы разработки месторождения предусматривают выход на полку добычи на уровне 5 млн т/год нефти.
В промышленную эксплуатацию введено в 2013 г.
В 2016 г Роснефть завершила формирование международного консорциума на базе Таас-Юрях Нефтегазодобычи.
Летом 2016 г в рамках реализации программы эксплуатационного бурения на месторождении были запущены в эксплуатацию 4 дополнительные буровые установки российского производства.
В декабре 2016 г, Таас-Юрях Нефтегазодобыча получит налоговые льготы Якутии по имуществу и налогу на прибыль.
В январе 2017 г завершено строительство линейной части магистрального нефтепровода (МНП) увеличенной мощности для транспортировки нефти от месторождения до МНП Восточная Сибирь - Тихий Океан (ВСТО).
neftegaz.ru
ООО «ИЗВА» для нужд Среднеботуобинского нефтегазоконденсатного месторождения (СБ НГКМ) ПАО «НК «Роснефть» « Ишлейский завод высоковольтной аппаратуры
В доисторический период времени на местности, о которой пойдет речь далее, плескались воды огромного таинственного океана. Сегодня, многие сотни миллионов лет спустя, вместо него на глубине полутора-двух километров залегают пласты богатейшего по своему потенциалу Среднеботуобинского НГКМ, в третьем квартале текущего года ставшего одним из объектов приложения сил и знаний ООО «ИЗВА».
ООО «Ишлейский завод высоковольтной аппаратуры» был задействован в реализации проекта «Строительство водозабора на р. Улахан-Ботуобуйа с водоводом до ЦПС Среднеботуобинского НГКМ. Система электрообогрева». Высококвалифицированные специалисты ГК «ЧЭАЗ» были привлечены в качестве проектировщиков, разработчиков и производителей комплектной трансформаторной подстанции КТП-1000/35/3,55 – будущей неотъемлемой части системы обогрева, основанной на скин-эффекте.
Якутский бриллиант «Роснефти», именно так еще называют это месторождение, (входит в тройку самых крупных активов НК в Восточно-Сибирском нефтяном кластере) расположен на территории Мирнинского района Республики Саха, в бассейне среднего течения реки Улахан Ботуобуйа. Разработкой этой подземной кладовой занимается дочернее общество НК «Роснефть» – компания ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча». Добытая на месторождении нефть по магистральному нефтепроводу «Восточная Сибирь – Тихий Океан» (ВСТО) поступает на нефтеперерабатывающие и нефтехимические предприятия «Роснефти» и в Китай. Запланированное компаниями-недропользователями увеличение объемов добычи нефти требует значительного расширения существующей производственной инфраструктуры, что неизбежно повлечет за собой увеличение потребления воды. Пресная вода необходима предприятию для поддержания пластового давления (ППД) и подготовки нефти до товарного качества перед ее подачей в нефтепровод ВСТО. ППД является одним из самых эффективных методов повышения нефтеотдачи пластов. Механизм вытеснения нефти реализуется с помощью закачки воды в нагнетательные скважины посредством насосных установок. Требования по организации системы ППД включены в Лицензионные соглашения по разработке месторождений. В случае ненадлежащего выполнения или не выполнения обозначенных требований лицензии, законодательством РФ предусмотрена ответственность вплоть до ее отзыва у недропользователя. Подобные жесткие меры обусловлены тем, что при эксплуатации месторождения без ППД существенно падает коэффициент извлечения нефти и большая ее часть остается в недрах. Этот негативный результат в значительной степени сокращает срок отработки месторождения и объемы добычи углеводородов, что в свою очередь приводит к снижению общего размера налоговых отчислений в бюджеты всех уровней.
Поэтому проект по строительству водозабора ковшового типа на реке Улахан Ботуобуйа, предназначенный для забора воды из котлована в акватории реки и перекачки ее по трубопроводу до площадки центрального пункта сбора нефти Среднеботуобинского НГКМ, является крайне приоритетным в рамках утвержденной стратегии дальнейшей разработки месторождения.
Отгруженная в рамках заказа КТП-1000/35/3,55 марки ИЗВА изготовлена в строгом соответствии с нормами проектирования энергетических объектов, основанных на действующих ГОСТах, СНИПах, инструкциях и правилах.
Конструктивно подстанция, выполненная в блочно-модульном исполнении, состоит из РУ-35 кВ (смонтирована на основе КРУ серии КМ-35), РУ-3,55 кВ (на базе камер серии КСО-202) и трансформаторного отсека.
Существенной особенностью изготовленной подстанции является применение силовых трансформаторов 35/3,55 кВ по схеме Скотта для создания системы обогрева на основе скин-эффекта (одно из самых эффективных решений для питания систем электрообогрева протяженных магистральных трубопроводов). Использование данных трансформаторов даст возможность исключить перекос фаз при несимметричной нагрузке, а при аварийном/физическом отключении одного плеча электрообогрева второе будет продолжать исправно работать.
Высокое качество и степень надежности использованных в производстве комплектующих и материалов (включая коррозионностойкие покрытия) позволят КТП без каких-либо нареканий долгие годы служить своей цели, при этом минимизируя эксплуатационные затраты.
Заданная общим графиком реализации проекта ритмичность стопроцентно была поддержана Обществом четким исполнением всех принятых на себя обязательств. Предварительно собранная и испытанная в заводских условиях (в присутствии независимого технического инспектора компании SEG Engineering Ltd) подстанция на монтажную площадку нефтяного объекта была отгружена в виде транспортабельных модулей максимальной заводской готовности с полностью предустановленным силовым оборудованием, системами релейной защиты, управления и автоматики, приборами освещения, отопления, вентиляции, охранно-пожарной сигнализации и прочим оборудованием. Поставка в подобном формате в значительной степени сократит как временные, так и экономические затраты по вводу объекта в эксплуатацию.
При подготовке материала использованы данные с http://dnevniki.ykt.ru/AndreyPanov/1031845 «В селе Таас-Юрях Мирнинского района обсудили проект строительства водозабора».
izva.ru
