Нефтегазоносный бассейн Персидского залива — Википедия
Материал из Википедии — свободной энциклопедии
Нефтегазоносный бассейн Персидского залива — нефтегазоносный бассейн, расположенный на территории Катара, Бахрейна, Саудовской Аравии, Кувейта, Ирака, Ирана, Омана, Объединенных Арабских Эмиратов, частично Турции и Сирии.
Площадь нефтегазового бассейна — 1,43 млн км². Первое нефтяное месторождение (Месджеде-Солейман) открыто в 1908, газовое (Парс) — в 1965. В пределах Персидского залива выявлено около 300 нефтяных и газовых месторождений, из которых 13 с запасами нефти от 1 до 10 млрд т и 40 с запасами нефти от 100 млн до 1 млрд т.
Значительная часть нефтегазоносного бассейна Персидского залива находится на Аравийском полуострове, далее он распространяется на северо-восток в Персидский залив и на юго-западный склон горной цепи Загрос. Этот бассейн располагается на территории Ирана, Ирака, Сирии, Турции, Иордании, Саудовской Аравии, Кувейта, Катара, Бахрейна, Объединенных Арабских Эмиратов, Омана.
Схема бассейна. Зелеными квадратами обозначены гигантские нефтяные месторождения, красными — газовые.Крупнейшие месторождения нефти на суше — это Аль-Гавар (Саудовская Аравия), на море — Сафания-Хафджи (Саудовская Аравия).
Крупнейшие месторождения газа на суше — это Аль-Гавар (Саудовская Аравия), на море — Северный Купол/Южный Парс (Катар, Иран).
Нефтегазоносный бассейн делится на
- Басра-Кувейтский район — территория Кувейта и южной части Ирака. Основные месторождения нефти — Бурган, Ар-Румайла, Лулу-Эсфандиар, Сафания-Хафджи, Азадеган, Даште-Абадан, Западная Курна, Меджнун и т. д. В этом районе находятся все запасы нефти и газа Кувейта и 70 % запасов Ирака.
- Месопотамский район — территория Ирака, частично Сирии и Турции. Основные месторождения нефти — Киркук, Восточный Багдад и т. д. В этом районе находится 30 % запасов Ирака.
- Предзагросский район — южная часть Ирана. Основные месторождении нефти — Ахваз, Фердоус, Новвруз, Марун, Гечсаран. Основные месторождении газа — Южный Парс, Ассалуйе, Северный Парс, Пазанун и т. д. В этом районе находятся все нефтяные и 98 % газовых запасов Ирана.
- Район Хасы — восточная часть Саудовской Аравии. Основные месторождения нефти — Аль-Гавар, Абкаик, Берри, Манифа, Катиф, Духан т.д. В этом районе находится 90 % запасов нефти и газа Саудовской Аравии.
- Район восточной части Персидского залива — северная часть Омана, Объединенных Арабских Эмиратов, Катара и Бахрейна. Основные месторождения нефти — Аль-Закум, Мурбан-Баб (англ.)русск., Фатех. Основные месторождения газа — Северный Купол. В этом районе находятся все запасы ОАЭ и Катара, 10 % запасов Саудовской Аравии.
- Район Хадрамаута — территория Йемена и южная часть Омана. Основные месторождения — Мармуд, Алам, Джалмуд и т. д.
- Район Сирийской пустыни(Пальмиры) — территория восточной части Сирии и иракской провинции Анбар. Основные месторождения — Аккас (Ирак), Риша (Иордания) и т. д.
В большей части месторождений нефтеносны известняки верхнего и нижнего мела. На юго-востоке ареала зон обнаружена группа месторождений Габа (Салех-Нахайда, Карн-Алам и др.), в которых основными продуктивными отложениями являются песчаники пермского возраста.
- H. П. Голенкова. «Персидского залива нефтегазоносный бассейн» / Горная энциклопедия. — М.: Советская энциклопедия. Под редакцией Е. А. Козловского. 1984—1991.
- Высоцкий И.В., Высоцкий В.И., Оленин В.Б. Нефтегазоносные бассейны зарубежных стран — М.: Недра, 1990. — 405 с. 294-305
- A. I. Konyuhov, B. Maleki, The Persian Gulf Basin: Geological history, sedimentary formations, and petroleum potential / Lithology and Mineral Resources. July 2006, Volume 41, Issue 4, pp 344–361 doi:10.1134/S0024490206040055 (англ.)
- Richard M. Pollastro, Total Petroleum Systems of the Paleozoic and Jurassic, Greater Ghawar Uplift and Adjoining Provinces of Central Saudi Arabia and Northern Arabian-Persian Gulf / U.S. Geological Survey Bulletin 2202-H, 2003 (англ.)
- «Why So Much Oil in the Middle East?» / GEOEXPRO vol7 no 1 2010: pp 20-28. 10 Feb. 2015 (англ.)
- A Brief Tectonic History of the Arabian basin / Society for Sedimentary Geology (англ.)
Статфьорд — Википедия
Материал из Википедии — свободной энциклопедии
Карта месторождений в северной части Северного моря. Зелёным показаны нефтяные месторождения, красным — газовые[1].Статфьорд, Блоки 33/9 и 33/12 (Норвегия), 211/25 (Великобритания) — комплекс нефтегазовых месторождении в акватории Северного моря. Открыто в 1974 году. Освоение началось в 1979 году. Один из самых старых крупных нефтяных месторождении Северной Европы.
В комплекс Статфьорда входит основная структура Статфьорд (А, В, C) и их спутники Статфьорд Восточный, Статфьорд Северный, Сигна.
Нефтегазоносность установлено в отложениях палеогена. Начальные запасы нефти на комплексе составляет 500 млн тонн, а запасы природного газа — 200 млрд м³.
Оператор Статфьорда является норвежская компания StatoilHydro (44,34 %). Другие партнеры проекта: ConocoPhillips (15,17 %), ExxonMobil (21,37 %), Shell (8,55 %), Centrica Resources (9,68 %), Enterprise Oil (0,89 %).
Добыча нефти 2006 году составила 5,71 млн тонн. Добытую нефть Статфьорда перевозят танкерами по всей Европы. Газ поступает через трубопровод «Тампен-Линк» в Сент-Фергюсон (Великобритания).
- ↑ «Glennie, K.W., ed., Petroleum geology of the North Sea (4th ed.): London, Blackwell Science Ltd., 1998, frontispiece»; US Dept. of Interior USGS Bulletin 2204-C, стр 9
| Месторождение | Год открытия | Глубина залегания, м | Предполагаемые полные запасы, млн. т. | Остаточные извлекаемые запасы, млн. т. | Добыча, тыс. т./сут. | Всего добыто, млн. т. | Оператор |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Самотлорское | 1965 | 1600—2400 | 7100 | 1000 (2004) | 422 (1980) 67 (2011) 53 (2016)[1] | 2630 (2012) | Роснефть |
| Ромашкинское | 1948 | 1600—1800 | 5000 | 400 (2004) | 15,2 (2008) | 3000 | Татнефть |
| Приобское | 1982 | 2300—2600 | 5000 | 1700 (2005) | 110 (2011) 100 (2016): 33 — Газпром нефть, 67 — Роснефть[1] | 313 (2012) | Роснефть, Газпром нефть |
| Лянторское | 1965 | 2000 | 380 (2004) | 26 (2004) | Сургутнефтегаз | ||
| Фёдоровское | 1971 | 1800—2300 | 1800 | 189,9 | 23 (2011) | 571 (2012) | Сургутнефтегаз |
| Салымская группа (в том числе Правдинское, Салымское, Северное, Верхнее, Западное, Ваделыпское) | 1966 | 1800 | 24,7 ((1).2007) | Роснефть, Салым Петролеум Девелопмент (Shell/Sibir Energy) | |||
| Уренгойское газонефтеконденсатное | 1966 | свыше 1500 | 27 (2007) | Газпром | |||
| Мамонтовское | 1965 | 1900—2500 | 1400 | 96 (1986) 20 (2007) | 561 (2012) | Роснефть | |
| Красноленинская группа (в т. ч. Каменное, Талинское, Ем-Ёговское, Северо-Каменное, Пальяновское, Ингинское, Восточно-Ингинское, Поттымско-Ингинское, Елизаровское, Лебяжье) | 1965 | 1200 | 60 (2012) | ТНК-BP/Лукойл/Газпром | |||
| проект Сахалин-5 | до 1500 | 0 (2008) | Роснефть/ТНК-BP | ||||
| Курмангазы (с Казахстаном) | 1100 | Роснефть/КазМунайГаз | |||||
| Ново-Елховское | 1000 | Татнефть | |||||
| Повховское | 1972 | 800 | 105 (2005) | 16 (2005) | 200 (2012) | Лукойл | |
| проект Сахалин-3 | 700 | 0 (2008) | распределено частично, Роснефть (2007) | ||||
| Приразломное (ХМАО) | 658 | 23,8 (2016)[1] | 70 (2012) | Роснефть | |||
| Великое | 2014 | 500 | Газпром Нефть | ||||
| Южное Хыльчую | 1981 | 490 | Лукойл | ||||
| Туймазинское | 1937 | 1000—1700 | 480 | 2,5 (2004) | 300 (1983) | Башнефть | |
| Северо-Рогожниковское | 430 | 100 (2011) | Сургутнефтегаз | ||||
| Бавлинское | Татнефть | ||||||
| Русское газонефтяное | 1968 | 400 | Газпром | ||||
| Арланское | 1955 | 400 | Башнефть | ||||
| Астраханское газоконденсатное | 1976 | 400 | Газпром | ||||
| Северо-Долгинское | 350 | не распределено (2007) | |||||
| Вать-Еганское | 1971 | 325 | 180 (2005) | 22,5 (2005) | 190 (2012) | Лукойл | |
| проект Сахалин-1 (Чайво, Одопту, Аркутун-Даги) | 307 | ExxonMobil/Роснефть/ONGC/SODECO | |||||
| Нижнечутинское | 273 | Timan Oil & Gas | |||||
| Ванкорское | 260 | Роснефть | |||||
| Южно-Долгинское | 260 | Лукойл | |||||
| Тевлинско-Русскинское | 1981 | 250 | 140 (2005) | 31 (2005) | 170 (2012) | Лукойл | |
| Юрубчено-Тохомское | 1982 | 240 | Роснефть | ||||
| Усинское | 1963 | 236 | 80 (2005) | 5,8 (2005) | Лукойл | ||
| Южно-Ягунское | 1978 | 222 | 104 (2005) | 12 (2005) | Лукойл | ||
| Имени Владимира Филановского[2] | 2005 | 220 | 0 (2009) | Лукойл | |||
| Верхнечонское | 1978 | 202 | 22,5 (2014) | 7 (2014) | ТНК-BP/Роснефть | ||
| Имилорское | 1981 | 193 | Лукойл | ||||
| Среднеботуобинское | 1970 | 134 (нефть), 155 млрд м³ (природного газа) | 3,53 (2006) | 166 млн тонн нефти и конденсата и 180 млрд м³ газа [3](2016) | ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча», АО «РНГ», ОАО «АЛРОСА-Газ» | ||
| Покачёвское | 1970 | 185 | 50 (2005) | 9,3 (2005) | Лукойл | ||
| проект Сахалин-2 | 182 | 10 (2008) | Газпром/Shell/Mitsui/Mitsubishi | ||||
| Западно-Матвеевское | 180 | Лукойл | |||||
| Савостьяновское | 2010 | 160 | Роснефть | ||||
| Харьягинское | 1970 | 160 | 130 (2005) | 7,5 (2005) | Лукойл | ||
| Спорышевское | 1993 | 151 | 54,6 (2007) | Газпромнефть | |||
| Малобалыкское | 1962 | 150 | 30 (2011) 24,6 (2016)[1] | 100 (2012) | Роснефть | ||
| Лодочное | 1985 | 1680—2890 | 130 | Самотлорнефтегаз | |||
| Ярегское вязконефтяное | 130 | 1,3 (2001) | Лукойл | ||||
| Возейское | 127 | 30 (2005) | 2,9 (2005) | Лукойл | |||
| Урьевское | 119 | 42 (2005) | 5,3 (2005) | Лукойл | |||
| Ковыктинское | 115 | Газпром | |||||
| Талаканское нефтегазовое | 105 | 4 (2008) | Сургутнефтегаз | ||||
| Ишимбайское | 100 | 0 | Башнефть | ||||
| Усть-Балыкское | 100 | Роснефть | |||||
| Южно-Сургутское | 100 | Сургутнефтегаз | |||||
| Западно-Сургутское | 100 | Сургутнефтегаз | |||||
| Грозненские (Гудермесское, Малгобек-Горское, Старогрозненское, Новогрозненское | 100 | Роснефть | |||||
| Комсомольское нефтегазоконденсатное | 81 | 5,4 (2007) | Роснефть | ||||
| Имени Юрия Корчагина[2] | 2000 | 80 | 0 (2008) | Лукойл | |||
| Северо-Покачёвское | 76 | 2,4 (2009) | Лукойл | ||||
| Ракушечное[2] | 2001 | 0 | Лукойл | ||||
| 170-й км (Каспий)[2] | 2001 | 0 | Лукойл | ||||
| Холмогорское | 70 | Газпром нефть | |||||
| Чаяндинское нефтегазоконденсатное | 68 | Газпром | |||||
| Дружное | 63 | 20 (2005) | 3,8 (2005) | Лукойл | |||
| Ангаро-Ленское газовоконденсатное | 62 | Газпром | |||||
| Нивагальское | 61 | 45 (2005) | 3,5 (2005) | Лукойл | |||
| Нонг-Еганское | 57 | 28 (2005) | 4,2 (2005) | Лукойл | |||
| Хвалынское нефтегазоконденсатное[2] | 2000 | 53 | 0 (2009) | Лукойл | |||
| Когалымское | 53 | 30 (2005) | 6,7 (2005) | Лукойл | |||
| Памятно-Сасовское | 52 | 23 (2005) | 6,9 (2005) | Лукойл | |||
| Южно-Тамбейское газоконденсатное | 50 | 0 (2008) | Ямал СПГ | ||||
| Сарматское нефтегазоконденсатное[2] имени Ю.Кувыкина | 2003 | 50 | 0 (2009) | Лукойл | |||
| Приразломное | 70 | Газпром нефть | |||||
| Уньвинское | 43 | 20 (2005) | 3,2 (2005) | Лукойл | |||
| Еты-Пуровское | 40 | Газпром нефть | |||||
| Тазовское | 40 | Газпром | |||||
| Юрчукское | 37 | 0,9 | Лукойл | ||||
| Ключевое | 36 | 18 (2005) | 4 (2005) | Лукойл | |||
| Западно-Малобалыкское | 35 | 4,1 (2009) | РуссНефть | ||||
| Утреннее (Салмановское) газоконденсатнонефтяное | 34 | 0 (2008) | не распределено (2008) | ||||
| Верх-Тарское | 32 | 3,7 (2005) | ТНК-BP | ||||
| Штокмановское газовое | 31 | Газпром | |||||
| Ямбургское | 30 | Газпром | |||||
| Лугинецкое | 27 | Роснефть | |||||
| Южно-Шапкинское | 23 | 20 (2005) | 4,1 (2005) | Лукойл | |||
| Кравцовское | 21 | 1,5 (2005) | Лукойл | ||||
| Марковское | 20 | Иркутская НК | |||||
| Тэдинское | 16 | 14 (2005) | 2,4 (2005) | Лукойл | |||
| Ярактинское | 15 | УстьКутНефтегаз | |||||
| Кочевское | 14 | 11 (2005) | 2,9 (2005) | Лукойл | |||
| Средне-Хулымское | 13 | 9 (2005) | 3,0 (2005) | Лукойл | |||
| Бованенковское | 10 | Газпром | |||||
| Лонг-Юганское | 10 | Лукойл | |||||
| Пашшорское | 1975 | 10 | 2,0 (2010) | Лукойл | |||
| Южно-Русское | 6 | Газпром/BASF | |||||
| Южно-Ляминское | 2009 | 2895—2930 | 2,3 (2009) | Сургутнефтегаз | |||
| Варьеганское газонефтяное месторождение | |||||||
| Верхне-Шапшинское нефтяное месторождение | |||||||
| Вынгапуровское нефтегазоконденсатное месторождение | |||||||
| Вынгаяхинское газонефтяное месторождение | |||||||
| Жирновское нефтегазовое месторождение | |||||||
| Западно-Мессояхское нефтегазовое месторождение | ТНК-ВР, Газпромнефть | ||||||
| Западно-Ракушечное нефтяное месторождение | 2008 | Каспийская нефтяная компания (Роснефть, Лукойл, Газпром) | |||||
| Западно-Тэбукское нефтяное месторождение | |||||||
| Заполярное нефтегазоконденсатное месторождение | 1965 | Газпром добыча Ямбург | |||||
| Карпёнское нефтегазоконденсатное месторождение | |||||||
| Коробковское нефтегазовое месторождение | |||||||
| Крайнее нефтяное месторождение | |||||||
| Куюмбинское нефтяное месторождение | ТНК-ВР, Газпромнефть | ||||||
| Лаявожское нефтегазоконденсатное месторождение | |||||||
| Луцеяхское | 2011 | ||||||
| Лыдушорское | 1990 | ООО «НК Северное сияние» | |||||
| Мангазейское нефтяное месторождение | |||||||
| Мегионское нефтяное месторождение | |||||||
| Муравленковское нефтяное месторождение | |||||||
| Мухановское нефтяное месторождение | |||||||
| Назымское нефтяное месторождение | |||||||
| Нижне-Шапшинское нефтяное месторождение | |||||||
| Новогоднее нефтяное месторождение | |||||||
| Новоелховское нефтяное месторождение | |||||||
| Пальниковское нефтяное месторождение | |||||||
| Пограничное нефтяное месторождение | |||||||
| Покровское нефтяное месторождение | |||||||
| Русско-Реченское нефтеконденсатное месторождение | |||||||
| Соболевское нефтяное месторождение | |||||||
| Средне-Шапшинское нефтяное месторождение | |||||||
| Сугмутское нефтяное месторождение | |||||||
| Сузунское нефтегазовое месторождение | |||||||
| Суторминское нефтяное месторождение | |||||||
| Тагульское нефтегазоконденсатное месторождение | |||||||
| Тямкинское нефтяное месторождение | ТНК-ВР | ||||||
| Урненское нефтяное месторождение | ТНК-ВР | ||||||
| Усть-Тегусское нефтяное месторождение | ТНК-ВР | ||||||
| Харасавэйское нефтегазоконденсатное месторождение | Газпром добыча Надым | ||||||
| Центральное нефтегазоконденсатное месторождение | 2008 | СП ЦентрКаспнефтегаз (Лукойл, Газпром, Казмунайгаз) | |||||
| Чекмагушское нефтяное месторождение | |||||||
| Чкаловское (Томская область) | 1977 | Томскнефть | |||||
| Шаимское нефтяное месторождение | |||||||
| Шкаповское нефтяное месторождение | 1953 | 1600 − 2100 | |||||
| Южно-Балыкское нефтяное месторождение | |||||||
| Юрхаровское нефтеконденсатное месторождение | |||||||
| Юрьевское нефтяное месторождение | |||||||
| Яро-Яхинское нефтеконденсатное месторождение |
Брент (нефтяное месторождение) — Википедия
Материал из Википедии — свободной энциклопедии
Брент — нефтяное месторождение, расположено в северной части грабена Викинг Центрально-Северноморской рифтовой системы Северноморского нефтегазоносного бассейна, в 140-150 км к северо-востоку от Шетландских островов. Месторождение открыто в июле 1971 года, разрабатывается компанией Royal Dutch Shell (Shell UK Limited) с 1976 года. Ранее месторождение было одним из наиболее продуктивных шельфовых проектов Великобритании, покрывая до 10% энергопотребностей страны[1], однако добыча на нем сокращается с 1986 года, и в 2010-х годах оно достигло уровня, при котором не является экономически оправданным. Завершение эксплуатации месторождения Брент запланировано Shell UK на следующее десятилетие.[2]
Смесь нефти, добываемой на месторождении Брент, служила в 1980-1990 годах эталонной маркой Brent Crude. Позже нефть Брент стала лишь одним из трёх, а затем, четырёх компонентов смеси Brent Blend. Данная марка является важнейшим мировым сортом нефти, от цен на неё прямо или косвенно зависят цены 70% сортов нефти, торгуемых на мировом рынке[3].
Компания Шелл изначально давала открытым в Великобритании месторождениям названия в честь различных водоплавающих птиц в алфавитном порядке: Auk, Brent, Cormorant, Dunlin, Eider, Fulmar и т.д. Brent означает Brent Goose, однако одновременно является акронимом от названий пяти юрских горизонтов месторождения — Broom, Rannoch, Etive, Ness и Tarbert.
Месторождение эксплуатируется с 4 стационарных нефтяных платформ: Brent Alpha, Brent Bravo, Brent Charlie, Brent Delta, установленных в 1975-1978 почти вдоль линии ЮЮЗ-ССВ на расстоянии 2-5 км друг от друга непосредственно на морском дне (глубина моря в этом районе составляет около 140 м)[4][5]. Все платформы кроме Alpha оснащены подводными ячейками для хранения нефти. С 1976 по 1991 год, до постройки трубопровода системы Brent (англ.)русск. в 2 км к западу от платформы B эксплуатировался заякоренный буй Brent Spar (англ.)русск. (ранее назывался Brent E), обеспечивавший хранение 45 тыс м3 нефти и её перегрузку в танкеры[6]. Ранее, с 1975 по 2003 год для сжигания попутного газа также использовалась 194 метровая башня «Brent Remote Flare», закрепленная на морском дне к востоку от платформ A и B[7].
Карта месторождений в северной части Северного моря. Зеленым показаны нефтяные месторождения, красным — газовые[8]. 
Платформы Brent Bravo (Brent B, слева) и Brent Alpha (Brent A, справа).- ↑ Alistair. BRENT E-NEWS Brent Decommissioning Project, issue 13 (англ.) (недоступная ссылка). SHELL UK (March 2014). — «over the years the Brents have supported 10% of the UK’s energy needs». Дата обращения 8 января 2015. Архивировано 7 ноября 2014 года.
- ↑ Brent Field Decommissioning (неопр.) (недоступная ссылка). Shell UK. Дата обращения 8 января 2015. Архивировано 14 февраля 2015 года.
- ↑ Bassam Fattouh (Director of the Oil and Middle East Programme). 5. The Brent Market and Its Layers // An Anatomy of the Crude Oil Pricing System. — Oxford Institute for Energy Studies, 2011. — С. 36. — 83 с. — ISBN 978-1-907555-20-6.
- ↑ The Brent Field, Block 211/29, UK North Sea // Geological Society, London, Memoirs 2003, v. 20, p. 233-250 doi: 10.1144/GSL.MEM.2003.020.01.20 (англ.): «Brent Field is developed from four fixed platforms (Alpha, Bravo, Charlie, Delta) installed between 1975 and 1978. .. oil/condensate-in-place is currently estimated at 3.8 MMMSTB, and the estimated original wet gas-in-place is 7.5 TSCF»
- ↑ Shell grapples with uncertainties of Brent field decommissioning, Jeremy Beckman, Offshore magazine, 2012 (англ.): «All four platforms have facilities for drilling and production of oil and gas, with the oil exported via the Brent pipeline system to Sullom Voe, Shetland, and the gas to St Fergus, north of Aberdeen, via the FLAGS system. Each platform has equipment for metering, pumping, storage and maintaining formation pressure, mainly via water/gas injection. Brent C also hosts production from Shell’s subsea Penguins development, and is the main pump station platform for the Brent/Cormorant pipeline, commingling oil from numerous third-party fields in the area. Brent B is the main gas compression platform for the Brent gas export pipeline to St Fergus, northeast Scotland.»
- ↑ Sunk Costs: The plan to Dump the Brent Spar, 2002
- ↑ Brent Remote Flare Decommissioning Programme and Revision to the Brent Spar Decommissioning Programme // Shell, 2004
- ↑ «Glennie, K.W., ed., Petroleum geology of the North Sea (4th ed.): London, Blackwell Science Ltd., 1998, frontispiece»; US Dept. of Interior USGS Bulletin 2204-C, стр 9
Нефтедобыча — Википедия
Нефтяной фонтан Горного товарищества, бивший в сентябре 1887 г. (Балаханы у Баку)Нефтедобыча — подотрасль нефтяной промышленности, отрасль экономики, занимающаяся добычей природного полезного ископаемого — нефти.
Нефтедобыча — сложный производственный процесс, включающий в себя геологоразведку, бурение и строительство скважин, их ремонт, очистку добытой нефти от воды, серы,парафина и многое другое.
Разработка месторождений нефти производится путём строительства нефтяных скважин, шахтным методом, карьерным методом, путём сочетания методов.
По способам извлечения скважинной жидкости современные методы нефтедобычи делятся на:
- фонтан (выход флюида происходит за счет разности давления в продуктивном пласте и давления на устье скважины)
- газлифт
- насосно-компрессорная добыча, в том числе с использованием различных видов насосов:
- установка электроприводного центробежного насоса (УЭЦН)
- установка электроприводного плунжерного насоса (УЭПН)
- установка электроприводного винтового насоса (УЭВН)
- установка штангового скважинного насоса (УШСН)
- установка винтового штангового насоса (УВШН)
- установка струйного насоса (УСН)
и др.
Первые американские нефтяные вышкиНефть известна человечеству с древнейших времён. Раскопками на берегу Евфрата установлено существование нефтяного промысла за 6000—4000 лет до н. э. В то время её применяли в качестве топлива, а нефтяные битумы — в строительном и дорожном деле. Нефть известна была и в Древнем Египте, где она использовалась для бальзамирования покойников. Плутарх и Диоскорид упоминают о нефти, как о топливе, применявшемся в Древней Греции. Около 2000 лет назад было известно о её залежах в Сураханах около Баку (Азербайджан). К XVI веку относится сообщение о «горючей воде — густе», привезённой с Ухты в Москву при Борисе Годунове.
Несмотря на то, что с XVIII века предпринимались отдельные попытки очищать нефть, она всё же использовалась почти до 2-й половины XIX века в основном в натуральном виде. На нефть было обращено большое внимание только после того, как было доказано в России заводской практикой братьев Дубининых (с 1823), а в Америке химиком Б. Силлиманом (1855), что из неё можно выделить керосин — осветительное масло, подобное фотогену, получившему уже широкое распространение и вырабатывавшемуся из некоторых видов каменных углей и сланцев. Этому способствовал возникший в середине 19 в. способ добычи нефти с помощью буровых скважин вместо колодцев.
Первая скважина на нефть (разведочная) промышленным способом была пробурена на Апшеронском полуострове в 1847 году, первая эксплуатационная скважина пробурена на р. Кудако на Кубани в 1864 году. В США первая скважина пробурена в 1859 году[1].
Выделяют три метода нефтедобычи, в зависимости от давлений в нефтеносном пласте и способов его поддержания
Первичный метод[править | править код]
Нефть поступает из пласта под действием естественных сил, поддерживающих высокое давление в пласте, например, замещение нефти подземными водами, расширение газов, растворенных в нефти, и др. Коэффициент извлечения нефти (КИН) при этом методе составляет 5—15 %.[2]
В одних случаях давление в пласте достаточно для того, чтобы нефть поднялась до поверхности. В других случаях требуется использование насосов[3]: погружных, штанговых (используются вместе со станком-качалкой), электрических (например, ЭЦН), технологий Эрлифт или Газлифт.
Вторичный метод[править | править код]
После исчерпания естественного ресурса поддержки давления, когда оно уже недостаточно для подъёма нефти, начинается применение вторичных методов. В пласт подводят внешнюю энергию в виде закачиваемой жидкости[en] (пресной воды)[3], природного или попутного газа[en] . Методы достигают КИН около 30 %, в зависимости от свойств нефти и пород резервуара. Суммарный КИН после применения первичных и вторичных методов находится обычно в пределах 35—45 %.[2]
Закачивание воды значительно повышает обводненность нефти, поднимаемой из скважины, иногда вплоть до 95 %, что требует значительных усилий для их разделения.
Третичный метод[править | править код]
Третичные методы (ранее Tertiary oil recovery, затем чаще стал употребляться термин enhanced oil recovery) увеличивают подвижность нефти для увеличения нефтеотдачи. Данные методы позволяют повысить КИН ещё на 5—15 %.[2]
Один из вариантов третичных методов, TEOR, связан с нагревом нефти в пласте для уменьшения её вязкости. Часто применяется закачивание водяного пара, иногда также используют сжигание части нефти на месте (непосредственно в пласте).
Также в пласт могут закачиваться ПАВ (детергенты) для изменения поверхностного натяжения между водой и нефтью[4]
Третичный метод начинают использовать, когда вторичный перестает быть адекватным, но только при условии, что добыча нефти остается рентабельной. Таким образом, использование третичного метода зависит как от стоимости выбранного способа извлечения, так и от цен на нефть.
Наиболее широко (более 100 внедрений) применяются тепловые и газовые (CO2) третичные методы.[5] В первом десятилетии XXI века за счет третичных методов добывалось по оценкам Aramco около 3 миллионов баррелей в день (из них 2 миллиона — за счет тепловых методов), что составляет около 3,5 % от общемировой нефтедобычи.[5]
в России[править | править код]
Континентальный шельф России — Википедия
Рельеф дна Северного ледовитого океанаКонтинентальный шельф Российской Федерации (также называемый Российский континентальный шельф) — континентальный шельф. Геологически определяется как весь континентальный шельф, примыкающий к побережью России. В международном же праве Конвенция ООН по морскому праву более узко определяет протяжённость шельфа как океанское дно и недра подводных районов, которые находятся под суверенитетом России.
Согласно Федеральному Закону РФ № 187-ФЗ, континентальный шельф как морское дно и недра подводных районов располагается за пределами территориального моря (территориальных вод), то есть в пределах исключительной экономической зоны (200 морских миль) при условии, что внешняя граница подводной окраины материка не простирается на расстояние более чем 200 морских миль (370,4 км) от внутренней границы территориального моря; если подводная окраина материка простирается на расстояние более 200 морских миль от указанных исходных линий, то внешняя граница континентального шельфа совпадает с внешней границей подводной окраины материка, определяемой в соответствии с нормами международного права (то есть шельф в таком случае может выходить и за пределы ИЭЗ)[1].
Шельф Сибири в Северном Ледовитом океане является самым крупным (и наименее изученным) из шельфов, регион имеет стратегическое значение из-за запасов нефти и природного газа. Другие части российского шельфа, как правило, названы в честь соответствующих морей: Баренцевоморский шельф (шельф Баренцева моря), Чукотский шельф (шельф Чукотского моря) и др. За исключением внутренних морей России, эти шельфы используются совместно с другими странами, которые соседствуют на соответствующих морях. Например, шельф Чукотского моря разделён между Россией и США, в соответствии с Соглашением между СССР и США о линии разграничения морских пространств 1990 года.
Площадь континентального шельфа, находящегося под юрисдикцией РФ, составляет около 5 млн км², что составляет около 1/5 площади шельфа Мирового океана[2].
20 декабря 2001 года Россия подала официальное представление в Комиссию ООН по границам континентального шельфа в соответствии с Конвенцией ООН по морскому праву (статья 76, пункт 8). В документе предлагается создать новые внешние границы континентального шельфа России за предыдущими рамками 200-мильной зоны (370 км), но в пределах арктического сектора России. Заявлялись территориальные претензии на бо́льшую часть Арктики в секторе России вплоть до Северного полюса. Одним из аргументов было утверждение, что восточная часть хребта Ломоносова, подводного горного хребта, простирающегося через Полярный бассейн, и хребет Менделеева являются продолжением Евразийского континента. В 2002 году Комиссия ООН попросила Россию предоставить дополнительные научные доказательства в поддержку своих требований.
Дополнительные исследования[править | править код]
Дополнительные исследования для подтверждения претензий России запланировали на период 2007—2008 годов как часть российской программы в рамках Международного полярного года. Программа исследовала структуру и эволюцию земной коры в арктических регионах, соседствующих с Евразией, таких как хребет Менделеева, поднятие Альфа и хребет Ломоносова, выясняла, действительно ли они связаны с шельфом Сибири. Основными средствами исследований были научно-исследовательское судно «Академик Фёдоров», атомный ледокол «Россия» с двумя вертолётами и геологическими зондами и самолёт Ил-18 с гравиметрическими устройствами[3].
В июне 2007 года группа из 50 русских учёных вернулась из шестинедельной экспедиции с известием, что хребет Ломоносова связан с территорией Российской Федерацией, поддержав тем самым претензии России на нефть и газ, которыми богат треугольник. На территории содержится 10 млрд тонн газа и нефти, утверждают учёные. Президент России Владимир Путин затем использовал эту информацию, чтобы вновь заявить о претензии России 2001 года.
2 августа 2007 года русские исследователи погрузили с помощью подводного аппарата национальный флаг на морское дно Северного полюса в символической поддержке претензий 2001 года. Механическая рука установила специальный не подверженный коррозии титановый флаг на дне Северного Ледовитого океана на глубине 4261 метр (13 980 футов).
Международная реакция[править | править код]
В ответ на установку Россией национального флага на морском дне на Северном полюсе заместитель официального представителя Госдепартамента США Том Кейси заявил:
Не знаю, что они оставили на дне океана — металлический флаг, резиновый флаг, простыню. В любом случае никакого правового значения или эффекта для их претензий это иметь не будет.
Оригинальный текст (англ.)
I’m not sure of whether they’ve put a metal flag, a rubber flag or a bed sheet[4] on the ocean floor. Either way, it doesn’t have any legal standing or effect on this claim.
Министр национальной обороны Канады Питер Маккей выразился так:
Это не XV век. Вы не можете проехаться по миру, просто поставить свои флаги и сказать: «Мы претендуем на эту территорию».
Оригинальный текст (англ.)
This isn’t the 15th century. You can’t go around the world and just plant flags and say ‘We’re claiming this territory.’
В ответ на эти слова министр иностранных дел России Сергей Лавров сказал:
Меня искренне удивило заявление канадского коллеги о том, что кто-то разбрасывается флагами. Никто флагами не разбрасывается. Так делали все первооткрыватели. Когда исследователи достигают какой-то точки, которая никем не исследована, оставляют флаги. Так было и на Луне, между прочим.
Результаты исследований[править | править код]
В середине сентября 2007 года Минприроды России выступило с заявлением[5]:
 | 20 сентября получены предварительные данные анализа модели земной коры по профилю «Арктика-2007», которые позволяют подтвердить тот факт, что структура коры хребта Ломоносова соответствует мировым аналогам континентальной коры, а значит, является частью прилегающего континентального шельфа Российской Федерации. |  |
Заявка в комиссию ООН 2015 года[править | править код]
В августе 2015 года Россия направила в комиссию ООН повторную заявку на расширение границ континентального шельфа в Северном Ледовитом океане на 1,2 миллиона квадратных километров для присоединения хребта Ломоносова и других участков морского дна, в том числе поднятия Менделеева, котловины Подводников, южной оконечности хребта Гаккеля и зоны Северного полюса[6].
Морскую базу углеводородного сырья России составляют нефтегазоносные акватории суммарной площадью около 4 млн км² в рамках 14 окраинных и внутренних морей. Геологические начальные суммарные ресурсы (НСР) морей имеют следующие показатели: Карское море на шельфе — 31,6 % (в том числе НСР по извлекаемой нефти — 21,8 %, НСР по извлекаемому газу — 37,8 %), Баренцево море — 19,8 % (в том числе 4,4 % и 29,7 % по извлекаемой нефти и газу соответственно), Охотское море — 11,0 % (в том числе 13,9 % и 7,9 % соответственно), Печорское море — 8,1 % (в том числе 16,9 % и 2,9 % соответственно), Восточно-Сибирское море — 7,0 % (в том числе 12,5 % и 4,2 % соответственно) и т. д.[7]
Почти четверть нефтяных ресурсов морей России приходится на Карское море (23,9 %), на Печорское — 16,9 %, Охотское — 13,9 %, Восточно-Сибирское — 12,5 %. Три четверти (75,4 %) ресурсов свободного газа сконцентрированы на акваториях Карского (45,7 %) и Баренцева (29,7 %) морей, а также Охотское — 7,9 %, Восточно-Сибирское — 4,2 %. Следует учитывать, что степень разведанности морей России в целом составляет 3,7 % по нефти и 7,5 % по газу, в том числе по шельфу Карского моря — соответственно 0 и 1 %, а по заливам и губам Карского моря — 0,2 и 19,4 %; по Баренцеву морю — 0 и 13,5 %, по Печорскому — 2,3 и 0,7 %, по Охотскому — 12,2 и 14,0 %, по Каспийскому — 15,1 и 14,9 % (по состоянию на начало 2006 года).[7]
Освоение Арктического шельфа[править | править код]
В настоящее время на российском арктическом шельфе имеется только один действующий проект по добыче нефти. Это Приразломное месторождение в Печорском море (прибрежное море в юго-восточной части Баренцева моря, между островами Колгуев и Вайгач). Месторождение открыто в 1989 году и содержит более 70 млн т извлекаемых запасов нефти.
Нефть нового российского сорта получила название Arctic Oil (ARCO) и впервые была отгружена с Приразломного в апреле 2014 года[8]. В общей сложности с платформы «Приразломная» в 2014 году четырьмя танкерами было отгружено 300 тыс. тонн нефти[9]. Приразломное — уникальный российский проект по добыче углеводородов на Арктике . Для его освоения создана специальная морская ледостойкая стационарная платформа (МЛСП) «Приразломная». Платформа позволяет выполнять все технологические операции — бурение скважин, добычу, хранение, отгрузку нефти на танкеры и т. д. Оператором проекта является «Газпром нефть шельф», дочерняя компания «Газпром нефти».
Континентальный шельф Охотского моря[править | править код]
В 2014 году Комиссия ООН по границам континентального шельфа по результатам рассмотрения заявки РФ[10] включила в состав российского континентального шельфа район площадью 52 тыс. км2 в центре Охотского моря, находящийся за пределами 200-мильной исключительной экономической зоны[11]. Заявка России была подана в 2001 году в составе аналогичной заявки по арктическому шельфу, однако в 2004 году было принято решение разделить их.
Уникальная морская платформа Draugen в Норвегии
Решила посвятить этот пост одной из промышленных достопримечательностей Норвегии – платформе Draugen…Пожалуй, в головах многих туристов Норвегия ассоциируется с величественными фьордами, прозрачными голубыми озёрами, в которых отражается суровое северное небо, с зелёными лесами, лугами и, конечно же, с городом Осло…
Но современная Норвегия – это, прежде всего крупнейший производитель нефти и газа во всей Северной Европе, страна с самым высоким показателем ВВП в Европе на душу населения, бюджет которой формируется большей частью за счет экспорта углеводородов.
В отличие от нашей страны, норвежские углеводороды залегают только на шельфе Северного и Баренцева морей и к тому же в очень суровых погодных условиях, поэтому для их добычи здесь строят уникальные морские платформы, об одной из самых интересных из них и пойдёт речь в этом посте.
Морская нефтяная платформа Draugen работает в Северном море с 1993 года, является первой нефтяной платформой, построенной севернее 62-й параллели, а также считается настоящим чудом инженерной мысли – многоэтажное строение стоит на одной 280 метровой бетонной «ноге», из которых 250 метров находятся в море. Разработка ведётся нидерландско-британской нефтегазовой компанией Royal Dutch Shell.
Оригинальная конструкция платформы Draugen с широкой бетонной опорой рассчитана на частые штормы в этом районе. Вся добываемая нефть хранится в цистернах, расположенных в подводной части конструкции (у основания «ноги»). Периодически её перекачивают в танкер, швартующийся у специального наливного терминала, примерно в 3 км от платформы. Весь добываемый газ закачивается в подводный газопровод, который идёт на береговую станцию.
Кстати, территория вокруг платформы Draugen (2×2 км) в целях безопасности объявлена запретной зоной для судоходства.
По первоначальным планам Draugen должна была закрыться ещё в 2010 году – верхнюю её часть должны были разобрать, а ногу частично разобрать и герметизировать, превратив её в своеобразный коралловый риф, но поскольку извлекаемые запасы углеводородов на этом месторождении увеличились почти в два раза, срок её службы продлён на определённое время.
Всего платформу обслуживает команда из 70 сотрудников, обеспечивающих бесперебойную добычу порядка 80000 баррелей нефти в сутки.