Полезные ископаемые Ямало-ненецкого автономного округа

В середине марта 1972 года вступила в  строй опорная газовая скважина № 52, что позволило обеспечить газом  электростанцию и котельную в  Пангодах. В конце марта начальник военизированной пожарной части В. А. Березин зажёг на ГП-2 факел — шестой в Тюменской области.

20 мая старший оператор по  добыче газа Валерий Захаренков  перевёл скважины в режим цеха  — с этого момента качественный  промышленный газ Медвежьего  стал поступать в газотранспортную  систему.

В первый год строительство скважин  велось с запозданием, поэтому вместо планируемых 4 млрд м³ добыча газа составила 1,9 млрд м³. При этом мощность ГП-2 составляла 8,5 млрд м³ в год.

Исправить положение удалось лишь после передачи Полярной экспедиции глубокого бурения в ведение  Мингазпрома. При строительстве третьего по счёту ГП-1 (вторым был ГП-3) отставание было ликвидировано. На ГП-3 использовалось оборудование из Франции, однако опыт эксплуатации вскоре показал большую эффективность схемы гликолевой осушки, применявшейся на отечественном оборудовании.

В Пангодах была организована производственно-диспетчерская служба под руководством И. С. Никоненко.

Для транспортировки газа с Медвежьего месторождения был построен газопровод Медвежье — Надым — Пунга, где использовались только трубы диаметром 1420 мм. В октябре 1974 года газ Медвежьего поступил в Москву.⁹

В конце 1977 года Медвежье вышло на проектный уровень добычи.

Проект обустройства корректировался  на ходу, поэтому мощность девятой  УКПГ была сокращена вдвое, а от ввода  десятой решили отказаться.

Ныдинский участок – 1 декабря 2011 года на Ныдинском участке была официально запущена в эксплуатацию УКПГ-Н (рабочая эксплуатация ведётся с 24 ноября). Это первая УКПГ Медвежьего, рассчитанная на подготовку газа и газового конденсата методом низкотемпературной сепарации. Максимальная производительность по сырому газу составляет 2,7 млрд м³ в год и до 60 тыс. тонн в год по газовому конденсату. Все технологические процессы максимально автоматизированы на основе принципа «малолюдных технологий». Непосредственно на площадке располагается лишь операторная. Возможно, со временем управление полностью будет осуществляться с соседней УКПГ-9.

На Ныдинском участке ООО «Газпром добыча Надым» впервые занялось разработкой аптальбских отложений.¹⁰

В ходе освоения Медвежьего был применён ряд технологических новшеств.

Впервые была использована двухколонная конструкция скважин, которая с  тех пор стала применяться  повсеместно. В 1978 году за использование скважин большого диаметра, обеспечивавших дебит 1-1,5 млн м³ газа в сутки, группа специалистов, включая директора института ТюменНИИгипрогаз П. Т. Шмыглю, была отмечена государственной премией в области науки и техники.

Впервые в отечественной газовой  промышленности было применено кустовое бурение, когда на одной площадке располагалось по 3-5 скважин. В итоге  на Медвежьем месторождении, по площади  в 500 раз превышавшем Берёзовское, площадок для бурения скважин построили всего в 1,5 раза больше. С тех пор кустовое бурение в газовой промышленности стало нормой.

Внедрение прямоточных центробежных сепарационных и контактных элементов  позволило увеличить производительность сепараторов и абсорберов Медвежьего с 3 до 5 млн м³ газа в сутки.¹¹

Впервые на Медвежьем был использован блочный метод монтажа оборудования.¹²

Бованенковское нефтегазоконденсатное месторождение — гигантское газовое месторождение на полуострове Ямал в России, расположена в 40 километрах от побережья Карского моря, в нижнем течении рек Сё-Яха, Мордыяха и Надуй-Яха. Близ месторождения находится посёлок Бованенково.

Проектная мощность месторождения — до 140 млрд м³ газа в год.¹³

Заказчиком обустройства Бованенковского НГКМ, а также предприятием, эксплуатирующим месторождение, является ООО «Газпром добыча Надым» — 100-процентное дочернее общество ОАО «Газпром». Заказчиком строительства системы транспортировки газа является ЗАО «Ямалгазинвест».

Запасы месторождения по категориям А, В, С1+С2 оцениваются в 4,9 трлн  м³ природного газа. Среднее содержание конденсата в пластовом газе составляет 2,5 грамма на кубический метр. Бованенковское месторождение по запасам природного газа входит в тройку в России (после Уренгоя и Ямбурга) и пятерку в мире.

Месторождение было открыто в 1971 году, получив своё название в честь  советского геолога Вадима Бованенко.¹⁴

В рамках освоения месторождения был  построен ряд первоочередных объектов (пожарной, санитарно-эпидемиологической и экологической безопасности, объекты жизнеобеспечения, промышленные базы и др.). Построена железная дорога Обская — Бованенково, газопроводы Бованенково — Ухта и Ухта — Торжок. Изначально запуск проекта намечался на 2008 год, затем на 3 квартал 2011 года, но в июне 2009 года в связи со снижением спроса на газ срок был отложен на 3 квартал 2012 года.¹¹

Месторождения было официально введено в эксплуатацию 23 октября 2012 года.¹²

Заполярное нефтегазоконденсатное  месторождение — месторождение газа, газового конденсата и нефти. Открыто в 1965 году. Расположено на территории Тазовского района Ямало-Ненецкого автономного округа (ЯНАО), в 80 км восточнее Уренгойского месторождения и в 85 км южнее поселка Тазовский.

Общие запасы газа составляют более 3,5 трлн м³. Верхняя сеноманская залежь — примерно 2,6 трлн м³ газа, валанжинские горизонты — около 735 млрд м³ газа. По запасам газа в международном рейтинге газовых месторождений Заполярное занимает пятое место.

Лицензия на разработку месторождения  принадлежит дочернему предприятию  «Газпрома» — ООО «Газпром добыча Ямбург». Объём вложений в разработку месторождения с 1994 года составил около 140 млрд руб. (без транспортной инфраструктуры); ежегодная добыча — около 105 млрд м³ в год.¹⁵

Месторождение запущено в эксплуатацию в ночь на 1 октября 2001 года. В соответствии с проектом была построена УКПГ мощностью 35 млрд м³ — крупнейшая в мире.¹⁶

В 2009 году был утверждён проект разработки газоконденсатных залежей и нефтяных оторочек Заполярного, подготовленный ООО «ТюменНИИгипрогаз». В сравнении с предыдущим проектом, разработанным в 1990 году, количество скважин было сокращено с 260 до 150, расстояния между ними возросли до 1,5—2 км — впервые по нижнему мелу. Все скважины будут иметь субгоризонтальные окончания.¹⁴

Тазовское месторождение –  расположено северо-восточнее Заполярного. На Тазовском месторождении газоносными являются сеноманские отложения, представленные песчано-алевролитовыми породами и перекрытые мощной (850 м) глинистой покрышкой вышележащих верхнемеловых отложений. При испытании скважин получены фонтаны газа абсолютно свободными дебитами 262 - 1500 тыс. м3 / сутки. 

На Тазовском месторождении газоносны также валанжинский горизонт нижнего мела и юрские отложения. 

Газы сеноманской залежи Тазовского месторождения имеют тот же состав, что и газы выявленных в сеноманских отложениях на других площадях северной группы месторождений Западно-Сибирской низменности. 

Общая мощность сеноманского разреза в пределах Уренгойской площади составляет 300 - 310 м, увеличивается до 400 м к востоку на Тазовском месторождении. В том же направлении возрастает и песчанистость разреза. Не вызвано ли это тем, что в Тазовском районе находилось устье палеореки, впадавшей в сеноманский морской бассейн. 

В соответствии с рекомендациями ВНИИгаза по обработке газа на месторождениях Севера институтом Востокгипрогаз выполнен проект опытно-промышленной установки короткоцикловой адсорбции, а также проектное задание и проекты обустройства месторождений Березово-Игримской группы и Тазовского месторождения. 

Предположительно на ряде газовых месторождений должна быть обнаружена нефтяная оторочка. Так, на Тазовском месторождении был получен приток нефти.

Кроме того, во ВНИИГазе для новых, еще недостаточно разведанных месторождений были составлены комплексные проекты опытно-промышленной эксплуатации. Такой проект, например, был подготовлен для Тазовского месторождения. Для этой области в зимний период характерны низкие температуры, поэтому в проекте рассмотрены методы борьбы с гидратообразованием непосредственно в скважине глубокой осушки газа твердыми сорбентами перед его транспортом. В проекте опытно-промышленной эксплуатации Ермолинского газоконденсатного месторождения рассмотрен полный комплекс: необходимого наземного оборудования для вариантов разработки на истощение и с поддержанием давления. 

В связи с бурным развитием  в предшествующие годы поисково-разведочных  работ на нефть и газ и освоением  крупнейших газовых месторождений  значительно повысилась степень  изученности мерзлой зоны в северных районах Тюменской области. Несмотря на то, что только в единичных скважинах проведены термометрические измерения, а керн мерзлых пород отобран лишь в одной опорной скважине Тазовского месторождения, по различным косвенным признакам, по данным промысловой геофизики и бурения скважин на воду с отбором керна удалось составить более полное представление о глубине залегания мерзлых пород на различных площадях и месторождениях севера Тюменской области. Особое внимание было уделено изучению мерзлой зоны на месторождениях-гигантах - Уренгойском, Медвежьем, Ямбургском. Накоплены сведения по Тазовскому, Зополярному, Ново-Портовскому, Харасавейскому и многим другим месторождениям, расположенным за Полярным Кругом. Имеются данные, свидетельствующие о наличии реликтовой островной мерзлоты в районах расположения газовых месторождений в Березовском районе и нефтяных - в среднем течении Оби. 

Положение древней гидрографической сети, по мнению авторов, было тесно  связано с простиранием тектонических  структур, которые имели преимущественно  меридиональное направление. На рис. 67 приведено рукавообразное распространение  песчаной полосы на Губкинском месторождении газа. Рукавообразное расположение преимущественно песчаных отложений наблюдается и на Тазовском месторождении, расположенном восточнее Губкинского. 

Изучая состав природного газа Уренгойского, Губкинского, Заполярного и других месторождений на севере Тюменской области, наши исследователи пришли к выводу, что по составу этот газ резко отличается от газов многих газовых и газоконденсатных месторождений Советского Союза и близок к угольным рудничным газам. К этому можно добавить, что глубокая скважина на Тазовском месторождении, пробуренная почти до 4000 м, вскрыла мощную континентальную толщу тюменской свиты, в которой имеются признаки газоносности. Видимо, эта континентальная толща также является мощным генератором природного газа. Поэтому есть уверенность, что на севере Тюменской области будут открыты еще многие месторождения природного газа и что этот регион является типично газоносной областью со своими закономерностями образования газа и формирования его залежей. 

 

 

 

 

 

 

Заключение

Предприятиями автономного  округа в 2009 году отгружено товаров собственного производства, выполнено работ и услуг собственными силами в действующих ценах на сумму 499,0 млрд. рублей, в том числе по видам деятельности «Добыча полезных ископаемых» - 448,5 млрд. рублей; «Обрабатывающие производства» - 31,8 млрд. рублей; «Производство и распределение электроэнергии, газа и воды» - 18,6 млрд. рублей. Индекс промышленного производства в 2009 году к 2008 году составил 101,3%. Индекс цен производителей промышленной продукции в январе-декабре 2009 года к январю-декабрю 2008 года составил 118,1%.

Наибольший удельный вес (около 90%) в структуре отгруженных  товаров, выполненных работ и  услуг приходится на вид деятельности «Добыча полезных ископаемых». В 2009 году к 2008 году индекс промышленного  производства добычи полезных ископаемых составил 101,8%. Незначительный рост производства обусловлен увеличением добычи природного газа на 2,3 процента.

В автономном округе добычу газа производят 36 предприятий. В 2009 году суммарная добыча природного газа составила 578,5 млрд. м3. Наибольший объем добытого газа приходится на дочерние предприятия ОАО «Газпром», добыча которых за 2009 год - 516,2 млрд. м³ газа, что составляет 89,2% всей добычи в округе и 78,7% в целом по России.

Добыча газа ведется также  небольшими независимыми компаниями, такими как ООО «НОВАТЭК-Таркосаленефтегаз» - 19,4 млрд. м³, ООО «Юрхаровнефтегаз» - 9,7 млрд. м³, ОАО «Лукойл-Западная Сибирь» - 8,5 млрд. м³ и другими.

В Ямало-Ненецком автономном округе добыча нефти и газового конденсата производилась 38 предприятиями. За 2009 год фактически было добыто 47,7 млн. тонн нефти и газового конденсата (около 10% добычи в целом по России), в том числе нефти - 36,1 млн. тонн (92,8% к 2008 году), газового конденсата 11,6 млн. тонн (100,0% к 2008 году).

Основным фактором, снижающим  рост добычи нефти, является недостаточная  активность нефтяных компаний по подготовке добывающих мощностей в условиях исчерпания возможностей роста добычи на старых месторождениях.

Основными нефтедобывающими предприятиями в округе остаются дочерние предприятия ОАО «Газпром нефть» и ОАО «НК «Роснефть».

Предприятиями ОАО «Газпром нефть» (ОАО«Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз», ООО«Заполярнефть», ОАО«Меретояханефтегаз») добыто 25,0 млн.т. нефти, что составляет 69,3% от добытой нефти в целом по округу. Компанией ОАО «НК «Роснефть» и ее дочерним предприятием ЗАО «Комсомольскнефть» добыто - 8,1 млн.т. нефти - 22,4% добычи нефти по округу в целом.

На долю остальных нефтедобывающих  предприятий приходится 8,7% (3,1 млн.т). Здесь стоит отметить такие предприятия как ООО «Геойлбент», добыча нефти котрым за 2009 год составила 1,1млн.т., ОАО «РИТЭК» - 1,2 млн.т. нефти, ООО «Уренгойгазпром» - 0,5млн. нефти.