комсомольское месторождение какой район
Северо-Комсомольское НГКМ
Северо-Комсомольское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ) расположено в Ямало-Ненецком АО.
ИА Neftegaz.RU. Северо-Комсомольское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ) расположено на территории Надымского и Пуровского районов Ямало-Ненецкого АО.
НГКМ является одним из крупнейших по запасам высоковязкой нефти.
Балансовые запасы этого месторождения составляют 0,7 млрд. тонн.
Недропользователем Северо-Комсомольского месторождения явялется РН-Пурнефтегаз, дочка Роснефти
Основным объектом разработки Северо-Комсомольского месторождения является пласт ПК1.
Залежь приурочена к верхней части терригенных отложений покуровской свиты сеноманского яруса мелового периода.
Вмещающий коллектор сложен песчаниками желтовато-серыми, мелкозернистыми, рыхлыми, местами слабосцементированными с линзовидной и пологоволнистой слоистостью за счет прослоя углисто-глинистого вещества.
Продуктивный пласт имеет сильно развитую слоистую микронеоднородность, которая выражена в частом чередовании тонких прослоев песка и глины. В целом пласт составляет рыхлую толщу.
Прослоями, разделяющими породы-коллекторы, являются глины, песчаники и алевролиты.
Отсутствие выраженных, достаточно мощных непроницаемых перемычек между нефтяной частью пласта, газовой шапкой и подстилающей водой благоприятствует возникновению перетоков газа и воды к интервалу перфорации.
Усугубляет эту проблему наличие слабосцементированного плохо отсортированного песчаника, образование стойкой эмульсии вязкостью до 2000 мПа*с и более при смешивании высоковязкой нефти с пластовой водой.
Наблюжается крайне низкая механическая прочность пород коллекторов.
На границе цементный камень-порода нагрузка (депрессия) на породу максимальна.
Проведенные работы по паротепловому воздействию и установке газо- и водоизоляционных экранов на южном пилотном участке в 2001-2003 гг в 12 наклоннонаправленных и 3 горизонтальных скважинах эффекта не дали.
Отмечалось неудовлетворительное состояние всех скважин пилотного участка (заколонные перетоки, прорывы воды и газа к интервалам перфорации).
Основные выводы по результатам паротепловой обработки скважин: низкие приемистость и прогрев, уход теплоносителя в подошвенный водоносный слой.
В январе 2019 г. Роснефть закрыла сделку о продаже Equinor доли участия 33,3% в Севкомнефтегазе.
Комсомольское нефтегазоконденсатное месторождение
Комсомольское НГКМ — одно из пяти крупнейших в России — было открыто в 1966 году, но из-за непростого геологического строения и большого разнообразия продуктивных пластовых отложений его разработку отложили до появления более эффективных и безопасных технологий добычи.
В 1987 году протоколом рабочей Комиссии по разработке месторождений Мингазпрома (№ 32/87 от 27.06.1987) был утвержден «Проект разработки сеноманской залежи Комсомольского месторождения», подготовленный институтом ТюменНИИгипрогаз.
Проект предусматривал перераспределение уровней годовой добычи газа между основными куполами месторождения — Восточным (протяженностью от 15 до 20 тыс. метров) и Западным (протяженностью от 10 до 15 тыс. метров). Применение новых технических решений позволило освоить Комсомольское месторождение всего за 6 лет. Запуск первой очереди промышленной эксплуатации — Восточного купола — состоялся в январе 1993 года, Западный купол был введен в промышленную эксплуатацию в 1996 году. Для сокращения затрат на строительство вместо трех УКПГ тюменские проектировщики предложили построить одну очень мощную. Эта идея потребовала дополнительных сложных расчетов, и в результате в 1999 году на Комсомольском месторождении была запущена первая в мире одноцеховая установка комплексной подготовки газа производительностью 32 млрд куб. м в год.
Комсомольское нефтегазоконденсатное месторождение
В 2004 году ТюменНИИгипрогаз разработал «Коррективы технологических показателей разработки Комсомольского нефтегазоконденсатного месторождения», а в 2007 году была утверждена «Корректировка основных проектных решений по разработке центрального купола Комсомольского месторождения». В марте 2007 года пошел первый газ с Центрального купола промысла Комсомольского.
В 2009 году специалистами ООО «ТюменНИИгипрогаз» были проведены работы по созданию «Уточненного проекта разработки сеноманской газовой залежи Комсомольского месторождения на период падающей добычи». Через три года в рамках авторского надзора технологические показатели Комсомольского были уточнены, институт подготовил рекомендации по оптимизации системы разработки залежей и технических режимов работы скважин. В ходе подготовки проекта реконструкции Комсомольского был разработан регламент по оборудованию скважин системой концентрических лифтовых колонн без глушения с использованием длинномерной сталеполимерной трубы, а также перспективные программы геолого-технических мероприятий на 2013–2015 годы. Объекты реконструкции Западного и Северного куполов Комсомольского НГКМ были введены в эксплуатацию в 2013 году.
Сегодня Комсомольский газовый промысел оказывает операторские услуги по добыче и подготовке газа с Муравленковского нефтегазового месторождения. Непосредственно на Комсомольском месторождении эксплуатируются 52 куста газовых скважин, в которых расположено 166 добывающих скважин. На Западном и Северном куполах проводится предварительная подготовка газа. Здесь добывается самый дешевый газ в стране: технологические процессы максимально автоматизированы, управление осуществляется дистанционно, контроль ведется с главного щита управления УКПГ Комсомольского промысла.
Северо-Комсомольское месторождение
НГКМ расположено на территории Надымского и Пуровского районов Ямало-Ненецкого АО. НГКМ является одним из крупнейших по запасам высоковязкой нефти. Балансовые запасы этого месторождения составляют 0,7 млрд. тонн.
Залежь приурочена к верхней части терригенных отложений покуровской свиты сеноманского яруса мелового периода. Вмещающий коллектор сложен песчаниками желтовато-серыми, мелкозернистыми, рыхлыми, местами слабосцементированными с линзовидной и пологоволнистой слоистостью за счет прослоя углисто-глинистого вещества.
Продуктивный пласт имеет сильно развитую слоистую микронеоднородность, которая выражена в частом чередовании тонких прослоев песка и глины. В целом пласт составляет рыхлую толщу. Прослоями, разделяющими породы-коллекторы, являются глины, песчаники и алевролиты. Отсутствие выраженных, достаточно мощных непроницаемых перемычек между нефтяной частью пласта, газовой шапкой и подстилающей водой благоприятствует возникновению перетоков газа и воды к интервалу перфорации. Усугубляет эту проблему наличие слабосцементированного плохо отсортированного песчаника, образование стойкой эмульсии вязкостью до 2000 мПа*с и более при смешивании высоковязкой нефти с пластовой водой. Наблюдается крайне низкая механическая прочность пород коллекторов. На границе цементный камень-порода нагрузка (депрессия) на породу максимальна. При превышении критического значения этой нагрузки происходит разрушение породы в указанном интервале и возникновение заколонных перетоков на границе эксплуатационная колонна — цементный камень.
Проведенные работы по паротепловому воздействию и установке газо- и водоизоляционных экранов на южном пилотном участке в 2001-2003 гг в 12 наклоннонаправленных и 3 горизонтальных скважинах эффекта не дали. Отмечалось неудовлетворительное состояние всех скважин пилотного участка (заколонные перетоки, прорывы воды и газа к интервалам перфорации). Средние дебиты жидкости составляли 2,1 т/сут; нефти — 0,95 т/сут. Основные выводы по результатам паротепловой обработки скважин: низкие приемистость и прогрев, уход теплоносителя в подошвенный водоносный слой.
Комсомольское месторождение какой район
Комсомольское газоконденсатнонефтяное месторождение (ГНГМ) относится к пяти крупнейшим газовым месторождениям России, отличительной характеристикой которого является добыча самого дешёвого газа в стране. Месторождение находится в Пуровском районе Ямало-Ненецкого АО, в северной части Западно-Сибирской низменности. Расположено на 45 километров южнее посёлка Тарко-Сале и на 40 километров восточнее посёлка Пурпе. Месторождение относится к Надым-Пуровской нефтегазоносной области.
Комсомольское газоконденсатнонефтяное месторождение открыто в 1966 году. Территория месторождения характеризуется наличием семи газовых и одной газоконденсатной залежи.
ООО «РН-Пурнефтегаз» — второе по величине нефтедобывающее предприятие Компании ПАО НК «РОСНЕФТЬ» и неотъемлемая часть ее ресурсной и производственной базы. Оно работает в Западной Сибири, в Ямало-Ненецком автономном округе, недалеко от города Губкинский. Общество является четвертым по величине оператором по разработке и добыче нефти, газового конденсата и газа после Юганскнефтегаза, Ванкорнефти и Самаранефтегаза, оказывает услуги по поисково-разведочным работам для НК «Роснефть». Более 70% запасов нефти и газового конденсата сосредоточено на четырех месторождениях (Комсомольском, Харампурском, Тарасовском и Барсуковском), а запасы природного газа на Харампурском месторождении составляют 72% запасов газа, принадлежащих НК «Роснефть» в данном регионе. На долю Пурнефтегаза приходится 71% суммарных доказанных запасов газа НК «Роснефть».
Запасы, находящиеся в ведении «Пурнефтегаза», отличаются высокой концентрацией. В ближайшей перспективе Компания намерена использовать значительный потенциал роста добычи на крупнейшем Комсомольском нефтегазоконденсатном месторождении.
Все объекты газовой программы оснащены самым современным оборудованием, управление производственными процессами осуществляется в автоматическом режиме.
Реализация программы позволила добиться рекордного показателя рационального использования попутного нефтяного газа – более 99%. Компания ООО «АМТ-Антикор» выполняет работы на Комсомольском месторождении, п. Губкинский по антикоррозионной защите и огнезащите объектов Дожимной Компрессорной Станции ДКС с Установкой подготовки газа.
Объект строительства:
Сбор, подготовка и компримирование Попутного нефтяного газа Комсомольского месторождения.
СП Роснефти Equinor добыло на Северо-Комсомольском месторождении 1 млн т нефти
С момента начала разработки в 2017 г., добычу на месторождении удалось нарастить в 4 раза.
При разработке месторождения используются интеллектуальные системы заканчивания скважин, оснащенные автономным устройством контроля притока нефти.
Это позволяет минимизировать потенциальные геологические риски.
Передовые технологии позволяют также бурить скважины с отходом по вертикали до 2 км.
В 2020 г. СевКомНефтегаз установил рекорд по протяженности горизонтального участка (2404 м) среди одноствольных горизонтальных скважин, пробуренных Роснефтью на суше.
В 2020 г. в рамках реализации 1 го этапа разработки Северо-Комсомольского НГКМ были завершены работы по инженерной подготовке 9 ти крупных площадных объектов инфраструктуры с объемом отсыпки более 1,3 млн м 3 песка, проведены закупки, выбраны подрядные организации для строительно-монтажных работ.
Завоз материалов и оборудования по сравнению с 2019 г. вырос более чем в 10 раз и составил почти 80 тыс. т.
Роснефть и Equinor вели подготовку к полномасштабному освоение Северо-Комсомольского НГКМ еще с мая 2013 г., когда между компаниями было подписано соглашение о сотрудничестве в отношении трудноизвлекаемых запасов (ТрИЗ) месторождения.
После успешного пилотного проекта компании в сентябре 2017 г. заключили акционерное и операционное соглашение по СевКомНефтегазу.
СевКомНефтегаз создано в 2017 г., доля участия норвежцев в СП составляет 33,33%, сделка была закрыта в январе 2019 г.
По результатам успешно проведенных опытно-промышленных работ, в декабре 2019 г. участники СП приняли решение о начале реализации 1 го этапа полномасштабной разработки Северо-Комсомольского НГКМ.
Северо-Комсомольское месторождение
Северо-Комсомольское месторождение, крупнейшее по запасам высоковязкой нефти, имеет сложное геологическое строение.
Продуктивный пласт характеризуется сильной развитой слоистой микронеоднородностью, выражающейся в частом чередовании тонких прослоев песка и глины.
Выраженных, достаточно мощных непроницаемых перемычек между нефтяной частью пласта, газовой шапкой и подстилающей водой нет, из-за чего возникают перетоки газа и воды к интервалу перфорации.
Эту проблему усугубляет наличие слабосцементированного плохо отсортированного песчаника, образование стойкой эмульсии вязкостью до 2000 мПа*с и более при смешивании высоковязкой нефти с пластовой водой.
Кроме того механическая прочность пород коллекторов очень низкая.
Нефть залежи пласта ПК1 тяжелая (плотность 0,822-0,917 г/см 3 ) и высоковязкая (46-107 мПа*с).
По состоянию на начало 2020 г. остаточные извлекаемые запасы по категории АВ1-В2 составляют 199 млн т нефти, 5 млн т конденсата и 173 млрд м 3 газа.
Лицензия Роснефти на месторождение истекает Роснефти в 2112 г.
По результатам успешно проведенных опытно-промышленных работ, в 2019 г. участники СП приняли решение о начале реализации 1 го этапа полномасштабной разработки Северо-Комсомольского НГКМ.