Нефть в Нидерландах, скважины, месторождения, добыча и запасы

ЛУКОЙЛ успешно осваивает месторождения, десятилетиями считавшиеся неперспективными

Месторождения высоковязкой нефти занимают все больше места в структуре мировых запасов и в дальнейшем будут считаться главным источником углеводородов для будущих поколений. Дальновидные компании уже сейчас вкладывают значительные средства в проекты по добыче такого сырья. Например, ЛУКОЙЛ в 2018 году на 25% увеличил добычу высоковязкой нефти на месторождениях Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Новые технологические проекты, в том числе модернизация уникальных для России нефтяных шахт Ярегского месторождения, открывают дорогу к освоению территорий с общими остаточными запасами категории А + В1 почти 300 млн тонн.

Нефтеносный пласт — это, грубо говоря, кусок пористой горной породы (коллектор), пропитанный водой и нефтью. Площадь пор и трещин в таком пласте может достигать нескольких гектаров на кубометр. В обычных условиях нефть из этой каменной губки после вскрытия пласта выходит естественным путем — просто под влиянием внутрипластового давления. Это первичная разработка. Когда этот ресурс исчерпан, в ход идут вторичные методы, главным образом закачка в пласт воды под давлением. Но что делать, если нефть нипочем не желает добываться никакими методами — ни первичными, ни вторичными?

Вообще-то в районе Ухты на так называемой «линии Стрижова» в 1932 году искали газ. Но из первой пробуренной скважины №57 на поверхность с глубины около 200 м удалось поднять лишь насыщенный тяжелой нефтью песчаник, а заложенная позднее скважина №62 выдала на гора пару тонн вязкой нефти. Дальнейшее разведочное бурение подтвердило крайне низкую продуктивность традиционных способов добычи: за весь 1933 год было получено лишь 673 тонны нефти. Но несмотря на столь незначительные объемы, было принято решение о систематической разведке месторождения. Отчасти этому способствовали уникальные свойства ярегской нефти. Уже первые анализы показали, что она пригодна для производства незамерзающих топлив и масел. На дворе 30-е, время активного освоения Арктики.

В 1934 году запасы нефти в районе промысла №3 были оценены в 5 млн тонн. В то же время опытная разработка с поверхности с 1935 по 1944 год принесла всего около 38,5 тыс. тонн нефти. За это время на пробном участке площадью 43 га было пробурено 69 скважин, то есть каждая скважина дала в среднем по 500 тонн, а коэффициент извлечения нефти (КИН — соотношение объема добычи к общим запасам пласта) составил менее 0,02. Для сравнения — КИН ниже 0,1 считается «крайне низким», а средний коэффициент составляет 0,4.

Почти с самого начала для добычи нефти на Яреге начали пробовать шахтный метод — первая шахта из трех построенных была заложена в октябре 1937 года. Условия для этого были почти идеальными: неглубокое залегание, низкое пластовое давление и отсутствие попутного газа. Но даже при таком удачном сочетании объем необходимых средств оказался настолько велик, что потребовалась государственная оценка месторождения. Можно сказать, что тогда впервые проявилась уникальность Яреги — процедура госоценки в СССР до этого не проводилась.

Результаты, впрочем, долго были не слишком впечатляющими. За все время, пока разработка велась на «естественном» режиме (с 1939 по 1974 год), добыть удалось 7,5 млн тонн нефти. Ради этого было пробурено более 116 тыс. подземных скважин общим метражом 10,6 млн м, пройдено 650,5 км горных выработок. Средний коэффициент извлечения нефти еле дотянул до 0,04.

Из-за низкой рентабельности на Яреге хотели уже поставить крест. Но в 1968 году начались опытные работы по тепловому воздействию на пласт, а в 1972 году термошахтная разработка начала применяться в промышленных масштабах. В основе метода лежит очевидное соображение: если нефть при низкой температуре слишком вязкая, нужно ее подогреть. Сказано — сделано. Через плотную сетку скважин в пласт с поверхности или из надпластовой галереи нагнетается перегретый пар с температурой 150–200°С. При этом образуется три температурные зоны. В зоне пара, непосредственно примыкающей к нагнетательной скважине, происходит первичная дистилляция нефти. Образовавшиеся легкие фракции вытесняются паром далее по пласту. В зоне горячего конденсата разогретая нефть, разбавленная легкими фракциями, вытесняется образовавшейся при остывании пара горячей водой. И, наконец, в зоне с начальной температурой, до которой не добралось воздействие пара, происходит дальнейшее вытеснение нефти из коллектора пластовой водой.

Непосредственно процесс добычи происходит под землей. В нижней части пласта прокладывается рабочая галерея. Из нее бурится множество горизонтальных и пологовосходящих добывающих скважин. Нефть, вытесняемая из пласта паром и водой, попадает в них, под действием силы тяжести стекает в рабочую галерею и уже оттуда насосом поднимается на поверхность. Далее ее путь ничем не отличается от судьбы нефти, добытой «традиционным» способом — она попадает на узел приема и подготовки, отделяется от воды и отправляется в нефтепровод.

Применение тепловых методов воздействия на пласт сразу же повысило КИН до 0,5–0,7. Но одновременно оно потребовало строительства и поддержания мощной и дорогостоящей наземной инфраструктуры, прежде всего множества паронагнетательных установок. И в 1990-е годы, когда цены на нефть упали, работы по проекту были остановлены.

Бурить всегда, бурить везде

Новый старт разработке Ярегского месторождения был дан в 2003 году, когда за нее взялось нефтешахтное управление «Яреганефть», входящее в структуру ООО «ЛУКОЙЛ-Коми». В 2015 году проект развития месторождения получил статус стратегического. И уже в 2017 году уровень добычи достиг 1 млн тонн в год, а в 2018 году — 1,6 млн тонн.

Залог успеха в нефтянке — много и хорошо бурить. По итогам 2018 года проходка в разведочном и эксплуатационном бурении на Яреге составила 23,3 тыс. м (7,6% от общей по «ЛУКОЙЛ-Коми»). При этом применяются самые современные и продвинутые технологии. В состав Ярегского месторождения входят собственно Ярегская, Лыаельская и Вежавожская площади (на последней добыча не ведется). Для разработки Ярегской площади в качестве основной используется подземно-поверхностная система термошахтной разработки — пар закачивается на границу блока, и тепловой фронт перемещается от нее к добывающей галерее.

Бурение подземных скважин производят с установки VLD-00833 Series 1000 Valley Longwall Engineering, способной пробить ствол протяженностью до 800 м в точно заданном направлении. Использовавшаяся до этого техника обеспечивала протяженность всего в 300 м. Станок австралийского производства изначально был предназначен для обустройства дегазационных и разведывательных скважин в угольных пластах, но в нефтяной шахте чувствует себя как дома. Именно после того, как в 2014 году эта установка начала работу, на Ярегской площади начался уверенный рост добычи.

Ярегское месторождение — единственное в России, где промышленная добыча происходит шахтовым методом

На Лыаельской площади применяется технология SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage, термогравитационное дренирование пласта). Здесь скважины бурятся уже с поверхности. В зависимости от взаимного расположения нагнетательных и добывающих скважин SAGD бывает двух типов. При классическом способе оба ствола бурятся с одной кустовой площадки, причем нагнетательная скважина располагается выше добывающей примерно на 5 м. В нагнетательную подается пар с уже известным результатом, и нагретая нефть с легкими фракциями под воздействием силы тяжести опускается в горизонт добывающего ствола.

При реализации технологии встречного SAGD производится разбуривание блока с двух кустовых площадок, удаленных друг от друга в среднем на 1 км, в зависимости от длины горизонтальных участков скважин. С одной площадки производится бурение добывающих скважин, следом бурятся паронагнетательные скважины с таким расчетом, чтобы горизонтальное окончание паронагнетательной скважины располагалось непосредственно над горизонтальным окончанием эксплуатационной скважины. Расстояние между ними должно составлять также около 5 м при протяженности горизонтальных участков 1 км. Поэтому при бурении паронагнетательной скважины используется прибор, измеряющий магнитное поле и ориентирующий ствол относительно уже проложенной добывающей.

Еще одна проблема, которую приходится решать,— где брать огромные объемы пара для закачки в пласт (речь идет о сотнях тонн в час). Только в 2017 году в рамках первого этапа проекта развития Ярегского месторождения были введены в действие парогенераторы общей мощностью 575 т пара в час. Так, на Лыаельской завершилось строительство самого мощного и крупного из действующих подобных объектов в регионе — ПГУ «Лыаель» мощностью 400 т пара в час, состоящего из четырех блочно-модульных парогенераторных установок (ПГУ). Каждая из них включает два паровых котла наружного исполнения производительностью 50 т пара в час и давлением 3,8 Мпа, которые обеспечивают паром паронагнетательные скважины Лыаельской площади.

Отложенные миллионы

На Ярегской площади в прошлом году в эксплуатацию был пущен комплекс парогазовых котлов, предназначенный для дальнейшего увеличения добычи в рамках реализации нового этапа разработки Ярегской площади. Комплекс суммарной мощностью 125 т пара в час позволяет добиться более высокого давления, чем действовавшая прежде котельная. Помимо этого, в строй вошла первая очередь парогенераторной установки «Север-расширение» мощностью 50 т пара в час. Ранее в рамках проекта «Ярега-1» были построены и запущены ПГУ «Центр» и «Север», где сейчас ведутся работы по увеличению мощности.

Чтобы произвести пар, нужно две вещи — вода и тепло. Первое обеспечивает уникальная для нашей страны водоподготовительная установка ВПУ-700 мощностью 700 кубометров в час. Она была запущена в промышленную эксплуатацию в 2017 году вместе с пунктом подготовки и сбора нефти (ППСН) «Ярега», с которым составляет единый производственный комплекс. На ППСН поступающую на поверхность нефтесодержащую жидкость разделяют на нефть и подтоварную воду, которая проходит несколько ступеней очистки и подается на выпарную установку. В процессе выпаривания образуется дистиллят и концентрированный раствор. Первый идет на парогенераторы, второй закачивается в отработанные скважины. Строительство ВПУ-700 не только дало ответ на вопрос, где брать такое количество воды, но и решило серьезную экологическую проблему очистки и сброса подтоварной воды. Тогда же, в 2017 году, заработал энергоцентр «Ярега» мощностью 75 МВт, снабжающий парогенерирующее хозяйство энергией.

Сейчас на очереди строительство объектов второго этапа. В апреле 2019 года на территории цеха по подготовке и перекачке нефти введены в строй два новых резервуара (РВС) входной группы. Возводятся технологический и буферный резервуары, насосная внутренней перекачки нефти и подтоварной воды, блок центробежных сепараторов, компрессорная. В течение двух лет здесь также планируется ввести в эксплуатацию ряд резервуаров, центробежные сепараторы, насосные блоки и другие объекты для подготовки нефти до товарных кондиций. Запуск новых объектов будет способствовать увеличению объемов подготовки нефти.

Новая жизнь скважин-ветеранов

Между тем внимание к старым нефтяным разработкам позволило за последние 25 лет прирастить запасы нефти в полтора раза. Более того, это оказалось выгоднее и эффективнее, чем проведение новых дорогостоящих геолого-разведочных работ. Как же можно ли восстановить добычу нефти в бывших высокодебитных скважинах? Например, методами интенсификации. Существует множество различных технологий интенсификации добычи углеводородов, однако ученые говорят: каждой скважине нужен строго индивидуальный подход. И только научные изыскания гарантируют высокий технический и экономический эффект.

Читайте также:  Цены в Норвегии на продукты, жилье, товары и услуги в 2020 году

Свыше десяти проектов по увеличению нефтеотдачи (часть из которых уже находится на этапе эксплуатации, а другие – в стадии разработки) реализует совместно с партнерами международный концерн Shell. Кроме того, в настоящее время проводится более 25 различных полевых испытаний и исследований. Конечный результат того стоит, считают в концерне, по меньшей мере две трети запасов нефти остаются неизвлеченными из залежей, разрабатываемых традиционным способом. Применение же методов повышения нефтеотдачи позволяет извлекать дополнительно от 5 до 20% нефти на одном месторождении. В зависимости от характеристик пласта общий уровень добычи можно увеличить на 50-70%. В отдельных случаях цифра может стать еще выше. Главное, иметь в запасе эффективные инновационные технологии и квалифицированный персонал мирового уровня, способный их использовать, подчеркивают в Shell. Не стоит забывать и про научно-исследовательские разработки, а также привлечение (в случае необходимости) сторонних компаний к собственным исследованиям. При восстановлении нефтяных скважин в концерне Shell используют три метода – термальный (как на месторождении Схонебек в Нидерландах, Орион – в Канаде, Аэр – в США, Пис-Ривер – в Канаде, Кварн Аларм, Мухаизн и Фахуд – в Омане), газовый

(Кашаган в Казахстане, Харвил в Омане) и химический (Мармул в Омане, Сент-Джозефе в Малайзии, Шихэллион в Великобритании).

Добыча нефти на одном из крупнейших “сухопутных” нефтяных месторождений северо-западной Европы Схонебек возобновилась в 2011 году после 15-летнего перерыва. Сегодня ожидаемый темп прироста добычи нефти на этом месторождении, расположенном на границе Нидерландов с Германией, около 20 000 баррелей в день (по мере запуска новых скважин и сдачи в эксплуатацию нефтепромысловых объектов). В общей сложности теперь планируется пробурить 73 скважины на 18 участках. Эксперты прогнозируют, что современные тепловые методы позволят добыть здесь еще 100-120 баррелей нефти в ближайшие 25 лет.

История Схонебек началась в 1945 году. За 50 лет на месторождении добыли около 250 миллионов баррелей нефти. Однако в 1996 году компания Nederlandse Aardolie Maatschappij – совместное нефтедобывающее предприятие, созданное Shell и ExxonMobil, разрабатывавшее участок, прекратило добычу нефти, поскольку прибыль перестала покрывать эксплуатационные затраты. Но в отработанной залежи еще оставалось 750 миллионов баррелей нефти. В конце 2007 года компания NAM и ее партнер Energie Beheer Nederland пришли к выводу, что им удалось подобрать комбинацию технологий, позволяющую возобновить добычу. По словам генерального директора NAN Барт ванн де Лемпута, речь шла о нагнетании пара в пласт через новые горизонтальные скважины, пробуренные в нефтеносной залежи. При переходе в жидкое состояние пар выделяет тепло, благодаря чему нефть разжижается и свободно поступает к пробуренным по периметру горизонтальным добывающим скважинам. Высокопроизводительные компрессоры подают водно-нефтяную смесь на поверхность. Вода для производства необходимого пара должна проходить очистку во избежание попадания частиц примесей в производственную технику. Специально построенный завод по обработке сточных вод ежедневно будет поставлять от 6 до 10 миллионов литров чистой воды. Не забыли на Схонебек и об энергосбережении. Перед нагнетанием в пласт пар будет использоваться для привода турбогенераторов, которые вместе с газогенераторными турбинами будут производить не менее 120 МВт электроэнергии. Лишь 10% этой энергии будет использоваться для нужд эксплуатации месторождения, остальная энергия будет подаваться в бытовую систему электроснабжения. Привод парогенераторной установки будет частично осуществляться за счет попутного газа, добываемого наряду с нефтью. Выведенный когда-то из эксплуатации 17-километровый газовый трубопровод недавно был переоборудован для транспортировки жидких отходов с производственных объектов на выработанные газовые месторождения для постоянного хранения.

Сумбат Закиров, главный научный сотрудник Института проблем нефти и газа РАН:

– Перераспределение остаточных запасов нефти происходит в результате внутрипластовых движений. Существует два фактора. На старых месторождениях имеются зоны, не охваченные разработкой. Остается некое количество нефти. Месторождение перестают разрабатывать, а там идут процессы сегредации, гравитационного разделения. Остаточная нефть всплывает в кровлю пласта и начинается формирование вторичных залежей нефти или газа.

К примеру, на Шебелинском газовом месторождении на Украине посчитанные запасы давно отобраны, но до сих пор добывают газ. Если наши коллеги будут отбирать в год два, два с половиной миллиарда кубометров газа, то у них будет вечный двигатель. Отбор будет компенсироваться адекватным притоком глубинного газа.

Другой пример – нефтяное месторождение Ромашкинское. Профессор Ренат Муслимов, бывший в течение тридцати лет главным геологом “Татнефти”, доказал, что там имеются притоки глубинной нефти.

Но зачастую недропользователь не афиширует, что у него на месторождении идет приток глубинной нефти или газа, поскольку запасы объекта возрастают. Его владелец должен идти в госкомиссию по запасам и утверждать соответствующие документы, тратить деньги.

Самое интересное – для “второй” жизни старых скважин достаточно традиционных технологий. Хотя, конечно, у нас есть наработки, патенты, публикации. Мы можем интенсифицировать приток глубинных углеводородов. Но каждое месторождение уникально и требует особого подхода.

Если говорить о восстановлении нефтяных скважин на шельфе и не только на шельфе, то тут нас ожидают серьезные экологические проблемы. И требуется определенное мастерство. Иностранные компании им обладают и нас опережают. На что я бы обратил особое внимание. Есть такая проблема – ликвидационные работы скважины. На мой взгляд, они находятся не на должном уровне – рассчитаны на то, что будут сохранять герметичность скважины в течение двадцати-тридцати лет. Но нам-то нужны скважины, которые будут герметичны всегда. Если вдруг на заброшенном шельфовом месторождении будет происходить формирование вторичных залежей, а заброшенные скважины окажутся со временем не герметичными, то нефть или газ начнут поступать на поверхность моря. Этот факт актуален и для континентальных месторождений.

Легко ли добыть нефть. Запасы, ресурсы, КИН, методы разработки месторождения и хищническая эксплуатация. Часть 3

В предыдущих частях я написал, что такое КИН и от чего он зависит. Теперь вернусь к вопросу о хищнической эксплуатации.

Как еще написал в первой части, люди «прежнего времени» любят рассуждать о том, что раньше потихоньку добывали и всем хватало. Как пример можно взять Оренбургскую область. Нефть у нас начали добывать еще с 1937 года, после того, как на окраине Бугуруслана забил нефтяной фонтан. Оренбуржье наряду с окрестными регионами относится ко «Второму Баку», т. е. был в послевоенное время, до открытия нефтяных запасов Западной Сибири не менее важен, чем лидер отрасли – Кавказ, где нефть добывать начали лет на 40 раньше. По ежегодной добыче нефти Оренбургская область делит попеременно с Татарстаном 3-4 место в России. Поэтому разговоры про «войну за нефть в Чечне» вызывают лично у меня смех. Мало, в десятки-сотни раз меньше там добывают нефти и газа, однако войны не было в Урало-Поволжких регионах. Хотя я отвлекся.

Итак, Оренбуржье один из лидеров нефтедобычи в России. При этом, что удивительно, в области нет огромных месторождений. У соседей есть: в Татарстане гигантское Ромашкинское с извлекаемыми 3 миллиардами тонн. В Башкирии Арланское с 1,2 миллиардами тонн. А у нас такого нет, ЕМНИП, самое крупное Сорочинско-Никольское с 258 миллионами тонн и нефтяная оторочка ОНГКМ (Восточный участок) – порядка ста миллионов тонн.

При этом падение добычи нефти начались еще в советские времена. Рекорды были поставлены в 1984 году. В январе добыли первые сто миллионов тонн нефти Оренбуржья, а 12 ноября того же года – уже 200 миллионов тонн. Это как раз я клоню к тому, как раньше «потихоньку добывали». Ну конечно, вскрывали новые месторождения, собирали сливки, потом падение и вопли о том, как ГРП губят пласты))). Так если бы советские нефтяники не высосали все легко извлекаемые запасы, нерационально используя пластовую энергию – может, не пришлось бы и огород городить. Со второй половины восьмидесятых началось то, что и следовало ожидать – падение добычи. После советских нефтяников пришли еще более «доблестные» эффективные менеджеры. Тем вообще было плевать на интенсификацию, геологоразведку и прочие непотребные вещи, главное добыть и продать. Это привело к еще большему падению, в результате чего годовая добыча не превышала 7-7,5 миллионов тонн и считалось, что добыча может продолжаться только в падающем режиме.

А потом выросли цены на нефть, пришла ТНК-BP и принесла то, чего так не хватало раньше – методы увеличения нефтеотдачи. И добыча резко пошла в гору. В 2003 добыча превысила 12,5 миллионов тонн, в 2008 ьыл поставлен очередной исторический рекорд – свыше 17 миллионов тонн, а в 2012 добыли почти 25 миллионов тонн. Правда начиная с 2016 года началось падение, пусть небольшое, по 0,5%, но факт увеличения КИН и добычи остается налицо. И это было достингунто, в первую очередь, за счет методов повышения нефтедобычи, т. к. разрабатывать начали немного месторождений с относительно небольшими запасами. Самым крупным было Царичанское, всего около 30 миллионов тонн, при том оно является одним из сложных в мире месторождений по геологическому строению.

Если же работали по старинке, то, вероятнее всего, добывали бы не 7-7,5 миллионов тонн, а куда меньше, при том КИН был бы мал и большая часть нефти оставалась бы в недрах. Вот это как раз и есть пример хищнической эксплуатации, когда собрали сливки, в недрах масса извлекаемой нефти, но ретрограды орут про ЭЦН-ы, которые обводняют скважины и ГРП, который убивает пласт.

Другой пример – Ромашкинское месторождение. Это гигантское месторождение было открыто в послевоенное время. И оно стало своеобразным полигоном для испытания технологий. Например именно на нем была отработана технология заводнения (вторичные методы нефтеотдачи). При этом третий этап разработки (падение нефтедобычи) начался еще с 1975 года, а в 1993 начался последний, самый длинны этап – завершающий, который характеризуется сокращением скважинного фонта, ростом обводнения продукции. Но благодаря внедрению методов повышения нефтеотдачи месторождение удалось «оживить» и даже добиться прироста добычи до середины 2000-х гг.

Кроме того, благодаря их внедрению и теоретическому использованию МУН четвертого поколения, по расчетам, разработка супергигантского Ромашкинского месторождения, вместо ранее планируемого 2065 г., может быть продлена до 2190 г.

Динамика добычи и воспроизводство запасов нефти по Ромашкинскому месторождению

Ну и последний пример – уникальное Ярегское месторождение, где производится добыча нефти шахтным способом. До 1943 года добыча производилась скважинным методом с использованием естественной энергии пластов. Для повышения нефтедобычи заключенные геологи разработали и впервые применили бурение наклонных скважин. Но даже при этих ухищрениях КИН достигал смешных значений – 0,017.

Читайте также:  Как уехать жить в Норвегию на ПМЖ в 2020 году, способы переезда

Затем для добычи нефти были построены три шахты, которые работали на естественном режиме до 1972 года. Начиная с этой даты там впервые в мире начали применять термошахтный способ добычи нефти. Для повышения нефтеотдачи начали использовать насыщенный водяной пар, в результате чего КИН удалось повысить до вполне неплохих значений – 0,538.

Сейчас на Ярегском месторождении продолжают использовать усовершенствованные тепловые методы – вытеснение паром нефти, циклическое паровое воздействие и гравитационное дренирование в пласт, а также ГРП, экспериментальные закачки углекислого газа и пр, что привело к ежегодной дополнительной добыче 800-1000 тонн.

Выводы здесь очень простые. Хищническая добыча, несомненно, существует. Но она заключается не в «великом и ужасном» ГРП, ЭЦН-ах и МУН, а совершенно в ином. Когда в пласте еще достаточно извлекаемой нефти, которую не извлекают, хотя это вполне возможно – это и есть хищническая эксплуатация. Когда на начальных этапах нерационально используют пластовую энергию – это и есть хищническая эксплуатация. Тупое экстенисвное хозяйство, которое велось столько лет. А когда используют ГРП и прочие методы увеличения нефтедобычи, т. к. другим способом добыть нефть невозможно – это как раз и есть интенсивное недропользование, к которому и следует стремиться

Следующая статья (по нефтегазовой тематике) – о щадящем глушении. Кому интересно – подписывайтесь

Обзор нефтяных месторождений США

Алпайн, (Alpine) – нефтяное месторождение в США, которое находится в северной части штата Аляски. Открыто в 2000 году. Начальные запасы нефти составляет 200 млн тонн. У Алпайна есть месторождении-спутники: Фьорд, Нанук, Лукаут, Спарк и Уэст-Алпайн. Нефтеносность связана с отложениями юрской системы.

Аппоматокс, (Appomattox) – нефтяное месторождение в Мексиканском заливе. Открыто в 2010 году. Начальные запасы нефти составляют 50 млн. тонн. Нефтеносность установлена в отложениях неогена и палеогена. Оператором Аппоматокса является англо-голландская нефтяная компания Shell (80%). Другим партнером проекта является Nexen (20%).

Бакскин, (Buckskin) – нефтяное месторождение в США. Расположено в акватории Мексиканского залива. Открыто в феврале 2009 года. Глубина моря в районе 1970 метров. Нефтегазоносность связана с отложениями палеогенового возраста. Извлекаемые запасы нефти оценивается 100 млн барр. или 17 млн тонн. Оператором месторождение является нефтяная компания Chevron (55%). Другие партнеры – Repsol YPF (12,5%), Maersk (20%) и Samson Offshore (12,5%).

Белдпэйт, (Baldpate) – нефтяное месторождение в США. Расположено в акватории Мексиканского залива. Открыто в ноябре 1991 года. Освоение началось в 1998 году. Глубина моря в районе 470 м. Нефтеносность связана с отложениями миоценового возраста. Извлекаемые запасы нефти оценивается 50 млн. тонн. Оператором месторождение является нефтяная компания Kerr-McGee (50%). Его партнер: Ocean Energy (50%).

Джек, (Jack) – нефтяное месторождение в США. Расположено в акватории Мексиканского залива. Открыто в сентябре 2004 года. Глубина моря в районе 1,9-2,2 км. Нефтеносность связана с отложениями миоценового возраста. Извлекаемые запасы нефти оценивается 15 млрд барр. или 2,4 млрд. тонн. Оператором месторождение является нефтяная компания BP (50%). Другие партнеры – Devon Energy (25%) и Statoil (25%).

Ист-Тексас, (East Texas) – крупное нефтяное месторождение в США, которое находится в восточной части штата Техас. Открыто в 1930 году. Залежи на глубине 0,9-1,1 км. Начальные запасы нефти составляет 900 млн тонн. Плотность 0,79-0,86 г/см3, содержание S 0,32 %.

Каскида, (Kaskida) – крупное нефтяное месторождение в Мексиканском заливе 250 миль к юго-западуу от Новый Орлеана. Открыто в 31 августа 2006 года. Начальные запасы нефти составляет 478 млн. тонн. Нефтеносность установлено в отложениях неогена и палеогена. Залежи на глубине 9,8 – 10,5 км. Оператор Каскиде является британская нефтяная компания BP (55%). Другие партнеры проекта является StatoilHydro (25%) и Devon Energy (20%). Бурение Каскиде идет с помощью платформой Transocean’s Deepwater Horizon.

Купарук-Ривер (Kuparuk-River) – крупное нефтяное месторождение в США. Входит в нефтегазоносный бассейн Северного склона Аляски. Открыто в 1969 году.Нефтеносность установлена юрских отложениях. Геологические запасы нефти 1 млрд. тонн. Оператор месторождение является британская нефтяная компания BP. Добыча в 2006 году составила 6,24 млн. тонн нефти.

Луций, (Lucius) – нефтегазоконденсатное месторождение в США. Расположено в акватории Мексиканского залива, примерно в 480 км от побережья штата Луизиана. Открыто в декабре 2009 года. Глубина моря в районе 2165 метров. Нефтегазоносность связана с отложениями плиоценового и миоценового возраста. Общая продуктивная толща – 245. Извлекаемые запасы нефти оценивается 30 млн. тонн и около 28 млрд куб.м газа. Оператором месторождение является нефтяная компания Anadarko Petroleum (50%). Другие партнеры – Plains Exploration & Production Co. (33,33%) и Mariner Energy (16,67%).

Мидуэй-Сансет, (Midway-Sunset) – крупное нефтяное месторождение в США. Расположено в штате Калифорния. Открыто в 1894 году. Нефтеносность связана с отложениями плиоценового и миоценового возраста. Извлекаемые запасы нефти оценивается 72,6 млн. тонн. Накопленная добыча составляет 410 млн. тонн нефти. Основные операторами месторождения является нефтяные компаний Aera Energy, Chevron, Occidental Petroleum, Plains Exploration & Production и другие.

Платформа Петро́ниус (Petronius) – глубоководная нефтепромысловая платформа, управляемая компаниями Chevron и Marathon Oil Corporation, находящаяся в 210 км от Нового Орлеана в Мексиканском заливе. Платформа Петрониус представляет собой башню, и является одним из самых высоких свободностоящих сооружениий на Земле. Её общая высота – 609,9 м, высота надводной части составляет всего 75 м. Палубы платформы имеют размеры 64 х 43 х 18,3 м, на них установлена 21 скважина, общий вес конструкции – 43 000 т. В день добывается примерно 3 000 м³ нефти и 2 000 000 м³ природного газа.
Платформа была построена в 1997 году для выработки открытого в 1995 году Виоска Кноллом месторождения Петрониус. Подводная часть платформы имеет высоту 535 м. Конструкция платформы позволяет ей выдерживать «растяжения» по высоте до 2 % (в то время как обычные здания могут изменить свою высоту не более, чем на 0,5 %). Это сделано для того, чтобы платформа лучше переносила морские волны и порывы ветра.Дж. Рэй Макдермотт использовал якорную систему для возведения платформы. Бюджет заказа составил 200 млн. долларов, а общая стоимость – 500 млн. долларов.

Пра́дхо-Бей (Prudhoe Bay) – газонефтяное месторождение в США. Входит в нефтегазоносный бассейн Северного склона Аляски. Открыто в 1968. Залежи на глубине 0,75-3,2 км. Плотность нефти 0,844-0,913 г/см³, содержание в газе метана – 44 %. Геологические запасы нефти 3,1 млрд. тонн, газа 730 млрд. м³. Оператор месторождение является британская нефтяная компания BP. Добыча в 2006 году составила 12,62 млн. тонн нефти. Добываемая нефть транспортируется по Трансаляскинскому нефтепроводу.

Таити, (Tahiti) – нефтяное месторождение в США. Расположено в акватории Мексиканского залива, в 190 милях к югу от Нового Орлеана. Открыто в 2002 года. Освоение началось в 2009 году. Глубина моря в районе 1,2 км. Нефтеносность связана с отложениями миоценового возраста. Извлекаемые запасы нефти оценивается 0,5 млрд барр. или 70 млн. тонн. Оператором месторождение является нефтяная компания Chevron (58%). Его партнеры: StatoilHydro (25%) и Total (17%).

Тайбер, (Tiber) – гигантское нефтяное месторождение в Мексиканском заливе 400 км к юго-востоку от Хьюстона. Открыто 2 сентября 2009 года. Геологические запасы нефти составляют 1,8 млрд тонн. Начальные запасы нефти составляют 1 млрд тонн.
Нефтеносность установлена в отложениях неогена и палеогена. Залежи на глубине 10,6 – 12 км. По данным BP, месторождение станет одним из самых глубоких за всю историю нефтяной отрасли. Оператором Тайбер Проспекта является британская нефтяная компания BP (62 %). Другие партнеры проекта: американская ConocoPhillips (18 %) и бразильская Petrobras (20 %). Бурение на Тайбер Проспекте проводилось платформой Transocean’s Deepwater Horizon, которая погибла в результате взрыва и последующего пожара в апреле 2010 года.

Тандер-Хорс (Thunder Horse) – нефтегазовое месторождение в США. Расположено в акватории Мексиканского залива. Открыто в 2004 года. Глубина моря в районе 1570 метров. Нефтегазоносность связана с отложениями плиоценового и миоценового возраста. Извлекаемые запасы нефти оценивается 1,15 млрд барр. или 200 млн тонн и около 20 млрд куб.м газа. Оператором месторождение является нефтяная компания BP. Добыча нефти 2008 году составила 14 млн тонн.

Тикондерога, (Ticonderoga) – нефтегазовое месторождение в США. Расположено в акватории Мексиканского залива. Открыто в 2004 года. Глубина моря в районе 1570 метров. Нефтегазоносность связана с отложениями плиоценового и миоценового возраста. Общая продуктивная толща – 80. Извлекаемые запасы нефти оценивается 20 млн тонн и около 20 млрд м³ газа. Оператором месторождение является нефтяная компания Kerr-McGee (50%). Другие партнеры – Noble Energy(50%).

Чингисхан, (Genghis Khan) – морское нефтяное месторождение в США, расположенном в глубоководной части Мексиканского залива в 120 милях от Луизианы. Открыто в мае 2005 года. Освоение началось в 2007 году. Извлекаемые запасы нефти оценивается 40 млн. тонн. Оператором месторождение является нефтяная компания BHP Billiton (48%). Его партнеры: Amerada Hess (28%) и Repsol YPF (28%).

Топ-10 крупнейших нефтяных месторождений мира

1. Гавар (Саудовская Аравия). Запасы — 12 млрд тонн нефти

Гавар считается крупнейшим месторождением нефти в мире, хотя, по ряду оценок, запасы участка преувеличены и составляют не заявленные 12 млрд тонн, а порядка 9,6 млрд тонн. Блок расположен в бассейне Персидского залива. Гавар полностью принадлежит саудовскому государству, в роли оператора месторождения выступает корпорация Saudi Aramco. Показатели разработки блока засекречены правительством Саудовской Аравии. В самой стране участок имеет название «свита Араб». Месторождение было разведано в 1948 году, а уже через три года стартовала нефтедобыча. Пронедра писали ранее, что благодаря освоению такого крупного участка Саудовская Аравия получила возможность влиять на ситуацию не только в картеле OPEC, но и во всей мировой нефтяной отрасли.

2. Большой Бурган (Кувейт) — 11 млрд тонн

Более 5% разведанных запасов нефти мира сосредоточены на месторождении Большой Бурган, расположенном в южной части Кувейта. Блок включает в себя три основных участка — Магва, Ахмади и непосредственно Бурган. Количество запасов месторождения составляет три четверти от совокупного объёма нефтяных залежей страны. Доказанные запасы насчитывают 10,7 млрд тонн. Блок открыли в 1938 году. Коммерческая добыча на данном месторождении началась в 1946 году. Разработкой Большого Бургана занимается государственная корпорация Kuwait Petroleum Corp.

Читайте также:  Как переехать в Норвегию на ПМЖ из России, способы и отзывы

3. Боливар Костал (Венесуэла) — 8,3 млрд тонн

Венесуэльский шельфовый блок Боливар Костал, освоением которого занята компания Petroleos de Venezuela, включает участки Боливар, Бочакеро, Тиа-Хуана и Лагунильяс. Нефтяные ресурсы между этими участками распределены неравномерно — большая часть запасов выявлена в Боливаре (4,3 млрд тонн), а на Тиа-Хуану, Бочакеро и Лагунильяс приходятся 2, 1,6 и 1 млрд тонн соответственно. Блок относится к нефтегазоносному бассейну Маракайбо, в котором также находятся ещё около восьми десятков нефтяных месторождений и четыре газовых участка. Месторождение Боливар Костал открыли в 1917 году, добыча началась с 1921 года.

4. Верхний Закум (ОАЭ) — 7 млрд тонн

По разным данным, в 1967 или 1969 году в Персидском заливе был открыт нефтяной блок Верхний Закум. Работы по разведке участка осуществлялись после обнаружения другого участка — Нижнего Закума с запасами 2,2 млрд тонн, который был выявлен в 1965 году. Впрочем, новый блок оказался куда более щедрым на нефть, количество которой оценивалось в 7 млрд тонн. Добыча началась с 1982 года. Разработкой блока занимается группа компаний, в том числе государственная Abu Dhabi National Oil Company (подразделение Zakum Development Co.), а также ExxonMobil (США) и японская Japan Oil Development Co.

5. Северное/Южный Парс (Катар–Иран) — 7 млрд тонн

В акватории Персидского залива, на катарской территории корпорация Shell (Великобритания–Нидерланды) в 1971 году открыла нефтегазовое месторождение Северное. Двадцатью годами позже в сопредельном иранском районе выявили участок Южный Парс. Оба блока были объединены в одно месторождение, разделённое тектоническим разломом. Катарский участок разрабатывает ряд компаний, координацией этой работы занимаются Qatar Petroleum и Qatar Gaz. В свою очередь, Южный Парс, примечательный тем, что себестоимость добычи на нём крайне низка в силу неглубокого залегания сырья, осваивается National Iranian Oil Company и Petropars.

6. Кашаган (Казахстан) — 6,4 млрд тонн

В северной части Каспийского моря, в 80 километрах от казахстанского города Атырау, расположилось шельфовое месторождение Кашаган. Запасы нефти на данном блоке составляют 6,4 млрд тонн. Казахстанские геологи придерживаются более скромных оценок — в пределах 4,8 млрд тонн. Месторождение включает три участка — Восточный (1,1–8 млрд тонн), Западный (2,54 млрд тонн), Юго-Западный (150 млн тонн). Разработку блока, открытого в 2000 году, осуществляет консорциум North Caspian Operating Company, в который входят «Казмунайгаз» (Казахстан), AgipCaspian Sea B.V. (предприятие Eni, Италия), Total (Франция), ExxonMobil (США), Shell (Великобритания–Нидерланды), CNPC (Китай) и Inpex (Япония). Добыча «чёрного золота» стартовала в сентябре 2013 года, однако была приостановлена из-за аварии на трубопроводе. Работы возобновились лишь осенью 2016 года.

7. Самотлор (Россия) — 6,2 млрд тонн

Самое крупное в России и седьмое в мире по объёмам запасов нефти, Самотлорское месторождение расположено в ХМАО, недалеко от Нижневартовска. При доказанных извлекаемых запасах в 2,7 млрд тонн, геологические оцениваются в 6,2 млрд тонн (встречаются заявления и о 7,1 млрд тонн). Блок был открыт в 1965 году, разработка участка началась в 1968 году. К настоящему времени выработаны 70% ресурсов месторождения, остатки отнесены к категории трудноизвлекаемых залежей. Основную часть Самотлора разрабатывает компания «Самотлорнефтегаз» — предприятие «Роснефти». Напомним, освоение данного месторождения в своё время стало настоящей вехой в развитии советской нефтяной индустрии.

8. Дацин (Китай) — 5,7 млрд тонн

В нефтегазоносном бассейне Сунляо, на территории провинции Хэйлунцзян на северо-востоке Китая, в зоне между реками Нуньцзян и Сунгари, в 1959 году было открыто месторождение Дацин, геологические резервы которого достигают 5,7 млрд сырья. Добыча «чёрного золота» на данном блоке началась в 1975 году. Разработкой участка занялась компания Daqing Oilfield Company Limited — подразделение компании PetroChina, которая, в свою очередь, является дочерней структурой Китайской национальной нефтегазовой корпорации (CNPC).

9. Сафания-Хафджи (Саудовская Аравия–Кувейт) — 5,5 млрд тонн

Газонефтяной участок Сафания-Хафджи, девятый в мире по объёмам геологических запасов — 5,5 млрд тонн — расположился в северо-западной части акватории Персидского залива, на территориях Саудовской Аравии и Кувейта. Южная зона блока (Сафания) была открыта в 1951 году, вторая площадка была разведана в 1960 году. Разработка упомянутых частей блока началась в 1957 и 1960 годах соответственно. Добычей нефти на месторождении занимаются Saudi Aramco (на блоке Саудовской Аравии) и Kuwait Petroleum (на территории Кувейта).

10. Гечсаран (Иран) — 5,2 млрд тонн

Нижнюю позицию в топ-10 крупнейших нефтяных месторождений мира занимает иранский Гечсаран, также расположенный в Персидском нефтегазоносном бассейне. Оценочный объём геологических запасов блока в акватории залива достигает 5,2 млрд тонн. Открытие участка состоялось в 1928 году, в эксплуатации месторождение находится с 1940 года. Добычу нефти из четырёх десятков скважин фонтанирующего типа осуществляет государственная корпорация Iran National Oil Company.

Как становится очевидно из приведённых выше данных, преобладающее количество крупнейших запасов нефти в жидком виде находится в акватории Персидского залива, операторами этих месторождений являются ближневосточные страны. Примечательно, что, вне зависимости от масштаба ресурсов конкретных блоков, добыча нефти на месторождениях осуществляется в объёмах, которые могут отличаться в десятки раз.

ТОП-10 крупнейших в мире месторождений нефти

Нефть — маслянистая горючая жидкость, имеющая специфический запах и состоящая, в основном, из смеси различных углеводородов и других химических соединений. Относится она к невозобновляемым природным ресурсам, накапливающимся в течение миллионов лет.

Нефть является важнейшим для человечества полезным ископаемым, используемым во многих отраслях. Месторождения расположены на многих частях нашей планеты и различаются по объемам запасов.

Рейтинг самых крупных месторождений, где сосредоточены основные мировые запасы нефти включает в себя:

1. Чиконтепек в Мексике

Чиконтепек это супергигантское нефтегазовое месторождение и самое большое в мире. Расположено в Мексике на её восточном побережье. Относится к Мексиканскому нефтегазоносному бассейну.

  • Геологические запасы: 22,1 млрд тонн.
  • Открытие: 1926 год.
  • Площадь: 4 000 км 2 .
  • Оператор: Pemex.

Для его разработки предполагается бурение 17 тысяч скважин, так как нефть рассредоточена по множеству более мелких месторождений.

2. Аль-Гавар в Саудовской Аравии

Аль-Гавар — второе в мире по величине гигантское нефтегазовое месторождение, крупнейшее в Саудовской Аравии. Располагается в нефтегазоносном бассейне Персидского залива.

  • Геологические запасы: 20 млрд тонн.
  • Открытие: 1948 год.
  • Доказанные и извлекаемые запасы: 8,1-9,6 млрд тонн ( по некоторым данным до 12 млрд тонн).
  • Площадь: 8 400 км 2 .
  • Ежегодная добыча: 2016 год – 275 млн тонн.
  • Оператор: Saudi Aramco.

По данным на 2009 год, добыча нефти на месторождении составляет более 60% от всей добытой в Саудовской Аравии нефти. Аль-Гавар принадлежит государству, оператор Saudi Aramco также является государственной компанией. Статистические данные о нем являются весьма приблизительными, так как вся информация тщательно охраняется Саудовской Аравией.

3. Большой Бурган в Кувейте

Большой Бурган – группа месторождений нефти. Она включает три месторождения: Бурган, Магва, Ахмади. В группе сосредоточено более 5% всех мировых доказанных извлекаемых запасов черного золота, а также 75% от доказанных запасов нефти Кувейта. Располагается на юге страны, в пустыне. Относится к бассейну Персидского залива.

  • Геологические запасы: 13 млрд тонн.
  • Открытие: 1938 год.
  • Доказанные и извлекаемые запасы нефти: 9,14-10,7 млрд тонн.
  • Площадь: 920 км 2 .
  • Ежегодная добыча: около 84 млн тонн.
  • Оператор: Kuwait Petroleum Corp.

Залежи нефти находятся на глубине от 1,1 до 2,6 км. В последние годы наблюдается увеличение обводненности скважинной жидкости и падение уровня добычи нефти (до 237 тыс. тонн/сутки в 2005 году).

4. Кариока-Сахарная Голова в Бразилии

Кариока-Сахарная Голова — месторождение нефти в Бразилии, расположенное на расстоянии двухсот километров от Рио-де-Жанейро в Атлантическом океане. Кариока разделена на 4 блока: BM S 8, BM S 9, BM S 21, BM S 22.

  • Геологические запасы: 11 млрд тонн.
  • Открытие: 2008 год.
  • Оператор: Petrobras.

Нефтегазоносный пласт находится на глубине 5500 м. Глубина океана в районе залежей нефти достигает 2141 м.

5. Шельф Боливар в Венесуэле

Шельф Боливар — это группа из 9 месторождений в Венесуэле, 3 из которых это гиганты – Лагунильяс, Тиа-Хуана, Бочакеро. Относится к нефтегазоносному бассейну озера Маракайбо.

  • Геологические запасы шельфа: 8,3 млрд тонн.
  • Открытие: 1914 год.
  • Объемы добычи нефти: 2008 год — 120 млн тонн.
  • Оператор: Petroleos de Venezuela.

Залежи нефти располагаются на глубине от 160 до 4500 метров. Эксплуатируется около 7 000 скважин.

6. Верхний Закум в ОАЭ

Супергигантское месторождение нефти, расположенное в Персидском заливе, в 84 км. От Абу-Даби. Входит в нефтегазоносный бассейн Персидского залива.

  • Геологические запасы: 8,2 млрд. тонн.
  • Открытие: 1967 год.
  • Общая площадь: 1 150 км 2 .
  • Оператор: Abu Dhabi National Oil Company.

Глубина залежи пластов нефти – 2135-2775 м.

7. Самотлорское в России

Самотлорское — крупнейшее нефтегазовое месторождение в России. Относится к Западно-Сибирской нефтяной провинции, расположено в Нижневартовском районе ХМАО.

  • Геологические запасы: 7,1 млрд тонн.
  • Открытие: 1965 год, экспедиция Абазарова В.
  • Площадь: более 3 000 км 2 .
  • Объем извлекаемых запасов: 2,7 млрд тонн.
  • Оператор: ПАО “НК “Роснефть”.

Насчитывает примерно 18 пластов нефти, между которыми находится также и газ.

8. Северное/Южный Парс в территориальных водах Ирана и Катара

Гигантское, крупнейшее в мире нефтегазовое месторождение. Расположено оно в Персидском заливе в территориальных водах двух государств – Катара (Северное) и Ирана (Южный Парс). Северное включает в себя два месторождения – Бул-Ханайн и Эш-Шахин.

  • Общие геологические запасы: 7 млрд тонн.
  • Открытие: Северное – 1971 год, Южный Парс – 1990 год.
  • Общая площадь: 8 000 км 2 .
  • Операторы: Северное – Qatargas и RasGas, Южный Парс – NIOC.

Залежи нефти находятся в интервале глубин 1340 – 3200 м.

9. Кашаган в Казахстане

Крупное Казахстанское шельфовое нефтегазовое месторождение. Расположено в Каспийском море, в его северной части. Глубина шельфа составляет от 3 до 7 км.

  • Геологические запасы: 6,4 млрд. тонн.
  • Открытие: 2000 год.
  • Оператор: North Caspian Operating Company.

Для разработки месторождения созданы искусственные острова. Пласты нефти залегают на большой глубине – до 4 800 м., что в сочетании с непростым климатом и чувствительной экологией зоны создают сложные условия для разработки.

10. Дацин в Китае

Супергигантское нефтегазовое месторождение в Китае. Находится в провинции Хэйлунцзян между двумя реками Нуньцзян и Сунгари. Относится к нефтегазоносному бассейну Сунляо.

  • Открытие: 1959 год.
  • Геологические запасы: 5,7 млрд. тонн.
  • Оператор: Daqing Oilfield Company Limited.

Нефтяные пласты располагаются на глубине от 1 до 4 км.

Все эти месторождения относятся к уникальным (супергигантским), имеющим запасы более 5 млрд тонн нефти. Расположены они в разных частях света и вносят основной вклад в обеспечение человечества черным золотом.

Ссылка на основную публикацию