Усть-Балыкское месторождение нефти – идеальная добыча
Месторождение расположено в Ханты-Мансийском АО в 40 км от Сургута и состоит из 8 залежей. Находится в состоянии падающей добычи после достижения самой большой продуктивности 1988 года в 4,6 млн тонн.
Месторождение нашли высадившиеся за 4 месяца до этого геологоразведчики (бригадир М. И. Ветров), хотя бурение разведочных скважин проводилось с конца 50-х. В 1962-м пробурили скважину с небывалым для Тюмени суточным дебитом в 800 тонн.
Начало освоения
Обнаружено 16 октября 1961 года, когда на берегу Оби в черте современного Нефтеюганска забил первый нефтяной фонтан.
А работа в пробном режиме по временной технологичной цепи (спроектированной ВНИИ нефти) возникла с весенней поры 1964-го. Собственно тогда первая партия промышленной нефти была отправлена на Омский НПЗ, после этого возникли посёлки нефтяников Мамонтово, Каркатеево, Пойковский, Усть-Юган, Чеускино. Позднее был построен город Пыть-Ях. До установленного момента в Сибири качали нефть только из Березовского и Шаимского месторождений. Разбуривание Усть-Балыка длилось практически два десяти лет, а его первооткрывателям уральская поэтэсса Л. Татьяничева посвятила стихотворение «Нефтяной фонтан».
Главные характеристики
Сначала потенциал прогнозировался на уровне 100 млн тонн. Уже добыто 200 млн тонн нефти плотностью 0,84 г/куб.см и количеством серы 1,3–1,8 %. Она залегает на глубине 2–2,7 км, а средняя глубина скважин составляет 2 614 м. Месторождение считается многопластовым.
Нефтеносные пласты размещены в нижнемеловом и среднеюрском породных слоях. В силу тектонических свойств Усть-Балыкские залежи считаются отягощенными и служат частью Сургутского свода Среднеобской нефтегазовой области крупнейшей в РФ Западно-Сибирской нефтегазоносной периферии. В упомянутой периферии известно 15 нефтегазоносных регионов, а всего в Тюмени насчитывается 500 месторождений. На сей счёт академик Иван Губкин в свое время объявил, что весь запад Сибири плавает на нефти.
Характерности геологии
В той либо другой мере нефть находится в пластах БС1, БС2-3, БС4, БС6, БС10, БС16-20, ЮС2. А вот продуктивными признаны БС1 – БС5,
находящиеся на глубине 2 075 м, и БС10.
Отложения БС10 состоят из 3 пластов (БС10(1), БС10(2), БС10(3)), размещенных на глубине 2 400 м со стороны юга и юго-восточной частях Усть-Балыкского поднятия, и идут на юг к Мамонтовскому месторождению.
Месторождение в месторождении
БС10 многоуровневый и обособленный, по этому выведен в индивидуальное месторождение. Его энергичная работа и разбуривание шло с 1974 по 1992 год, а новая нефть пошла в 1966-м. На стадии пуска в 1966–1973 годах функционировало 8 добывающих скважин.
Более того, освоен ЮС2. В масштабах Усть-Балыкской площади горизонт распадается на 3 залежи, а в нее саму входят еще два месторождения – Солкинское и Западно-Усть-Балыкское. Последнее нужно отметить особо.
Западно-Усть-Балыкское месторождение
Этот нефтеносный массив найден в середине восьмидесятых, другими словами не так давно.
По уровню собственных запасов он считается маломощным, впрочем многообещающим. Не обращая внимания на то что годовая добыча не превышает 1,5 млн тонн, геологоразведка подверглась тут оптимизации, что позволило нарастить кол-во потенциала до 20 млн тонн. Эксплуатацией занимается «Славнефть-Ниженвартовск» – «дочка» нефтекомпании «Славнефть». К акционером холдинга кроме прочих принадлежит «Газпромнефть», численность персонала которого не разглашается.
Есть также сходные по наименованию Мало-Балыкское и Средне-Балыкское месторождения. Подавляющая часть последнего расположена в находящейся рядом Томской области. Оно известно тем, что согласно неподтвержденным данным в 1985 году нефтеотдачу на нем увеличили кардинальным способом.
На глубине 2 800 м там будто бы был выполнен подземный ядерный взрыв.
Период развитой добычи
Осенью 1977 года министр нефтедобывающей промышленности СССР Н. А. Мальцев издал ведомственное распоряжение об образовании ПО «Юганскнефтегаз». В постперестроечный период месторождение перешло во обладание нефтяной компании «ЮКОС». После смены плановой экономики рынком остро заявила о себе проблема доходности.
С целью сохранения положительной динамики «ЮКОС» стал использовать геологическую теорию гидравлического разрыва пласта (ГРП) в работе.
Хотя профильные специалисты (в особенности, глава государства «Роснефти» Сергей Богданчиков) поняли, что данный вариант – по существу безжалостный, нецивилизованный и приводит к разрушению литосферной структуры.
После закрытия «ЮКОСа» в 2004-м в результате проведенных торгов месторождение опять сменило хозяина и оператора, которым
стала НК «Роснефть».
В настоящий момент эксплуатацией конкретно занимается его добывающее подразделение – ООО «РН-Юганскнефтегаз», которому понадобилось вернуться к методу ГРП, правда, на наиболее высокой инженерной ступеньки. Ученым и предпринимателям получилось заверить федеральные власти, что правильно подготовленный ГРП – наиболее прогрессивный и передовой вид деятельности, требуемый с целью улучшения нефтеотдачи.
В течение последних 6 лет «Роснефть» стала одним из главных потребителей услуг обслуживающей корпорации Schlumberger, занимающейся операциями, связанными с гидроразрывами. В 2006 году на «Юганскнефтегазе» одновременно с Newco Well Service осуществили невиданный до той поры в отечественной отрасли эксперимент. В недра нагнетали практически 1 000 тонн расклинивающего жидкого вещества – пропанта. Мероприятие длилось в онлайновом режиме, координируясь из офиса компании.
После «Роснефть» начала выполнять каждый год по 2 000 аналогичных операций, причем большая часть новых скважин запускается с помощью ГРП.
Экологические риски, которые связаны со спецификами добычи
Из-за слабо контролируемого механического процесса, создаваемой большой деформации вмещающих пород указанная технология воспрещена во многих развитых мировых держав.
Более того, ее нежелательность и неприемлемость обусловливаются укрепленной степенью опасности и ущерба при несущественных сбоях режима эксплуатации оснащения.
Главными сопутствующими факторами этой неординарной операции являются ядовитость рабочего материала, его высокая кинетическая энергия и пожароопасность процесса. Более того, по мнению отдельных наблюдателей, аналогичные операции могут даже спровоцировать мини-землетрясение.
В условиях отдаленности при обслуживании производственного комплекса также нельзя исключать такие события эндогенного свойства:
- подтопления,
- ураганы,
- невысокие атмосферные температуры,
- заснеженные заносы;
- неконтролируемые фонтаны,
- загорания,
- взрывы,
- аварийное обесточивание.
Но все таки безопасности добычи «Роснефть» уделяет внимание, о чем говорят статьи на ее сайте.
Пока нештатных случаев, которые связаны с эксплуатацией, не зафиксировано, а тема неоднозначности использования ГРП регулярно подымается средствами массовой информации. Не так давно, к примеру, это было вызвано намерением Соединённых Штатов добывать таким вариантом на Украине сланцевые газы.
Перспективы разработки
На горизонте БС1 – БС5 сосредоточены главные залежи полезного ископаемого. Они истощены на 75 % (по иным оценкам на 80 %) по промышленным запасам и практически на 50 % по балансовым.
Аналогичным образом потенциала месторождения хватит еще минимум на 10–20 лет в зависимости от степени эксплуатационной интенсивности. 50 лет непрерывной разработки даже для крупного нефтяного месторождения срок большой, а если взять во внимание, что период действия лицензии на пользование горным отводом «Роснедра» продлили «Роснефти» до 2039 года, то сомневаться в жизнеспособности Усть-Балыка не приходится. В данном отношении Усть-Балык сравним разве что с Самотлорским нефтегазоносным месторождением.
Радиация – небезопасное явление, тем более когда с ней случаются события. Занимательная публикация о катастрофах с радиационным заражением.
Нефть в море – лакомый кусочек для большинства компаний. По https://greenologia.ru/eko-problemy/proizvodstvo-neft/dobychi-v-karskom-more.html ссылке особенно много необходимой информации!
Современные итоги эксплуатации месторождения
По уровню годовой добычи Усть-Балык прочно держит 6-е место в компании. После пика продуктивности 1988 года ее уровень
стал падать. Но все таки с начала двухтысячных за счёт востановления брошенных скважин реализовывалась стабилизиционая программа. К 2000 году было добыто 53 млн тонн нефти, а за 2000-й – 1 235 млн тонн.
В 2000-м зафиксировано и самое большое число пробуренных на месторождении скважин – 1 400, или 3 656 тыс. погонных метров.
Половина этого фонда по самым разным причинам находится в обычное. Главные препятствия кроются в малодебитности, высокой обводнённости и техническом несовершенстве объектов.
Стоит сказать, что настоящий дебит скважин по нефти – 8 тонн в день, что на 40 % ниже среднего по «Юганскнефтегазу», который обеспечивает четверть добычи в Ханты-Мансийском АО и 13 % общероссийской добычи нефти.
Общаяя протяжённость трубо-проводов этого нефтеоператора может достигать 10 тыс. км, а численность персонала ведущих добычных профессий в докризисный период равнялась 7,7 тыс. рабочих, сервисного блока – более 45 тыс. служащих. После сокращений она уменьшилась процентов на 7–10 по большей части за счёт исполнителей предпенсионного и пожилого возраста.
(Пока оценок нет)
