Eng Ru
Отправить письмо

Характеристика Муравленковского месторождения. Состав и основные физико-химические свойства пластовых флюидов, страница 9. Муравленковское месторождение

$direct1

2 Динамика и состояние разработки Муравленковского

месторождения

2.1 Анализ показателей разработки

Муравленковское месторождение находится на третьей стадии разработки и характеризуется быстрыми темпами падения добычи нефти при стабильном росте обводненности.

Основными объектами разработки являются пласты БС-11 и 1БС-10, разрабатываемые раздельными сетками скважин. По объектам 2БС-10 и БС-12 получены незначительные притоки. Разработка объекта 2БС-10 ведется отдельными скважинами сеток 1БС-10 и БС-11.

По обоим объектам реализуется блочная система заводнения, система разработки по верхнему пласту – трехрядная, по нижнему – пятирядная.

Залежи нефти БС-10 и БС-11 на Муравленковском месторождении разрабатываются с применением внутриконтурного заводнения, как промышленного метода поддержания пластового давления. В качестве вытесняющего агента используются вода, пресная и подтоварная.

Динамика основных показателей разработки показана на рисунке 2.1, 2.2

Пласт разбурен в чисто нефтяной зоне, более слабо разбурена водонефтяная зона. Разработка пласта БС-11 осуществляется при перекомпенсации и пластовом давлении превышающем начальное по отдельным блокам. Выработка запасов происходит неравномерно.

По объекту реализуется пятирядная система с уплотнением в стягивающем ряду и между первым и стягивающим рядами, плотность сетки 14,4 га/скв.

Бурение уплотняющих скважин позволило увеличить темп отбора.

Динамика изменения пластового давления по пласту БС-11 показана на (рисунке 2.3).

Рисунок 2.1 – Динамика изменения показателей разработки

Муравленковского месторождения

Рисунок 2.2 – Динамика изменения показателей разработки

Муравленковского месторождения

С начала разработки из залежи добыто 67300,8 тыс. т нефти, что составляет 76,1 % от НИЗ и 40593,545 тыс. т воды, накопленный водо-нефтяной фактор составил 0,603 т/т, в пласт закачано 139454,6 тыс. м3, накопленная компенсация отборов жидкости закачкой составила 104,7 %.

Залежь пласта 1БС-10 содержит 8,3 % от начальных извлекаемых запасов Муравленковского месторождения, является верхним объектом разработки и имеет значительно худшие показатели разработки, что связано с худшими емкостно-фильтрационными свойствами пласта, с неформированностью системы воздействия, дефицитом компенсации отбора закачкой, падением пластового давления в зоне отбора. Разработка пласта характеризуется отсутствием стабильной добычи нефти и отбором больших объемов воды.

Рисунок 2.3 – Динамика изменения пластового давления по пласту БС-11 Муравленковского месторождения

По объекту реализуется трехрядная система разработки с расстоянием между скважинами 500433 м.

Динамика изменения пластового давления показана на рисунке 2.4

С начала разработки из залежи добыто 6091,5 тыс. т нефти, что составляет 76,4 % от НИЗ и 7597,620 тыс. т воды, накопленный водо-нефтяной фактор составил 0,1,247 т/т, в пласт закачано 10531 тыс. м3, накопленная компесация отборов жидкости закачкой составила 67,3 %.

В 2006 году произошло 601 отказ скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов. Распределение отказов приведено в таблице 2.1 Основная причина отказов скважин с УЭЦН засорение, износ рабочих органов. Из-за износа ЭЦН механическими примесями происходит интенсивный износ рабочих органов (вала, направляющих, рабочих колес, подшипников) и как следствие усиливается вибрация.

Рисунок 2.4–Динамика изменения пластового давления по пласту

1БС-10 Муравленковского месторождения

Таблица 2.1–Распределение отказов УЭЦН по укрупненным причинам по филиалу “Муравленковскнефть” за 2006 год

Причины отказа

Количество скважин

Срыв подачи

37

R = 0

141

Заклинивание вала

9

Негерметичность НКТ

11

Полеты УЭЦН, шт.

13

Всего

211

МРП УЭЦН, сут.

301

Наработка на отказ УЭЦН, сут.

266

В результате чего происходит попадание воды в погружной электродвигатель (ПЭД), УЭЦН эксплуатируется не в режиме, в результате чего не редки случаи оплавления удлинителя.

На основе анализа отказов по годам отмечается тенденция увеличения выноса механических примесей.

Большая часть отказов произошли в результате выноса механических примесей с пласта. На интенсивность выноса песка из скважины существенное влияние оказывает процесс первичного и вторичного вскрытия продуктивного пласта, степень его загрязнения фильтратом бурового раствора, качество цементного камня за колонной, способ перфорации, обводнение продукции скважин, взаимодействие цемента, скрепляющего частицы песка породы с водой ведет к существенному снижению его прочности, высокая депрессия на пласт, при которой происходит разрушение пласта, применение растворов ПАВ для повышения отмывающей способности жидкости способствует снижению прочности пород и, как следствие, пескопроявлению, высокие скорости потока при эксплуатации скважин с УЭЦН.

Анализ динамики изменения содержания мех примесей показывает, что ни на одной скважине нет стабильно высокого или стабильно низкого выноса механических примесей.

Очень высокие значения механических примесей (более 1000 мг/л) характерны для процесса пуска скважины после текущего или капитального ремонта, что свидетельствует о том, что забой скважины плохо очищен или эта “грязь” привнесенная.

Кратковременное повышение содержания механических примесей может наблюдаться в любой скважине и носит случайный характер. Однако такой кратковременный всплеск концентрации механических примесей, как правило, негативно влияет на работу УЭЦН, сокращая наработку на отказ.

Общим во всех случаях является то, что высокое содержание механических примесей отмечается для:

- периода запуска УЭЦН и вывод на режим;

- любых, даже кратковременных остановках, например при отключениях электроэнергии;

- скважин с нестабильным режимом эксплуатации, в основном это скважины с низкими динамическими уровнями (менее 1000 метров) и с низкой обводненностью продукции. На этих скважинах нестабильный приток из пласта объясняется разгазированием нефти в скважине, вследствие чего меняется режим откачки продукции. При изменениях динамических уровней и соответственно забойных давлений в работу включаются низкопродуктивные пропластки, ранее простаивающие.

Отказы, связанные с агрессивной средой в добываемой продукции принесли 5 % отказов узлов УЭЦН и НКТ.

Здесь все отказы связаны с коррозией. Коррозия является электрохимическим процессом. Добываемая среда в данном случае является электролитом, а скважинное оборудование УЭЦН, НКТ, кабель – анодом. В результате разницы потенциалов отдельных материалов протекает ток, пропорциональный износу анода.

Различают несколько видов коррозии:

- коррозия, вызванная СО2. Растворенный в воде СО2образует углекислоту (Н2СО3), приводящую к образованию углекислого железа. Корродированный металл отслаивается, и появляются углубления;

- коррозия, вызванная сероводородом. Растворенный в воде h3S образует черные осаждения сернистого железа (FeS). С FeS сталь детанодную реакцию, в результате чего коррозия прогрессирует под осаждениями и пленками;

- коррозия, вызванная хлоридами;

- кислородная коррозия.

Единственным способом сократить количество отказов – применять в скважинах коррозионно-стойкое оборудование.

Следующие виды отказов организационно-технологические – это:

- брак ЭПУ;

- мехповреждение;

- бесконтрольная эксплуатация. Отказы по бесконтрольной эксплуатации классифицированы на:

а) отсутствие контроля;

б) некачественный подбор. Основная часть отказов связана с тем, что во время ГТМ (КРС) по скважинам не проводятся в должной мере исследования с целью установления потенциала скважины в должной мере исследования с целью установления потенциала скважины и вскрытого в ней продуктивного пласта. Нередко, геологическими службами предприятия принимаются ошибочные решения по спуску того или иного типоразмера УЭЦН, что влечет за собой отказ оборудования;

в) некачественный вывод на режим.

По филиалу “Муравленковскнефть” в 2006 году произошло 13 случаев “полетов” подземного оборудования на скважинах, оборудованных УЭЦН.

Классифицируя полеты по месту обрыва, выделено три основные группы расчленения:

а) обрыв по шпилькам и НКТ;

б) отворот шпилек и НКТ;

в) слом по корпусу УЭЦН.

Большая часть полетов происходит в результате расчленения во фланцевых соединениях УЭЦН. Здесь следует выделить обрывы по шпилькам между секциями насосов. Основная причина расчленения по крепежным узлам УЭЦН – высокая степень вибрации установки из-за износа или засорения рабочих органов насоса механическими примесями. Это подтверждается ревизией поднятых секций насосов. По результатам ревизии видно, что почти по всем случаям полетов, насосы имеют 100 % износ рабочих органов или они засорены песком, окалиной. Большинство насосов имеют радиальный или осевой износ подшипников, что вызывает биение вала.

Основная доля обрывов приходится на нижнюю и верхнюю часть колонны НКТ, соответственно 33 % и 38 %. Причем, большая часть аварий, связанных с НКТ, происходит из-за расчленения в резьбовых соединениях. Виды аварий по НКТ:

- по резьбе НКТ – 15 %, средняя наработка на отказ таких аварий составила 247 суток;

- по резьбе патрубка УЭЦН – 9 %, 503 суток;

- по переводникам – 5 % , 114 суток;

- по подвесному патрубку – 3 %, 135 суток;

- последняя группа аварии – это аварии по причине слома по телу. Эта группа аварий напрямую связана с условиями эксплуатации, основные причины расчленения – коррозия.

Таким образом, на Муравленковском месторождении практически весь фонд скважин, оборудованных УЭЦН обводнен более, чем на 50 %. Большая доля воды в продукции скважин способствует образованию эмульсий, обладающих повышенной вязкостью. Дебит скважин колебаются в широких пределах от 30 до 130 м3/сут., то есть основной объект добычи нефти установками ЭЦН – скважины со средним и большим притоком. Глубины скважин доходящие до 3000 м, большие углы отклонения от вертикали (достигающие

порой 35 ) и наклонно-направленные профили, а также кустовой способ бурения добывающих скважин обуславливают сложность геометрии ствола скважин. Исходя из всего перечисленного следует на Муравленковском месторождении установки ЭЦН эксплуатируются в осложненных геолого-физических условиях.

studfiles.net

Муравленковское месторождение - Нефтяник Нефтяник

Муравленковское месторождениеМуравленковское нефтегазовое месторождение в северной части Сургутского свода, в Пуровском участке Ямало-Ненецкого независимого округа Тюменской сфере деятельности России.

Муравленковское месторождение посвящено водоразделу рек Пурпе и Пякупур. В орогидрографическом отношении район являет из себя озерно-аллювиальную равнину, залесенную и заболоченную, изрезанную сетью долин многочисленных притоков рек Пурпе и Пякупур. Безусловные отметки рельефа колеблются от +80 м на севере до +110 м на юге надо уровнем моря. Климат района – резко-континентальный с жестокой долгой в зиму и коротким в летний сезон. Температура января падает до -55 °С, в летнее месяцы достигает +37 °С. Общее число осадков в год достигает 350-500 мм. Глубина снежного покрова до 1 м. Самая большая глубина промерзания грунта на открытых участках 3 м. В участке месторождения имеется культурные многолетнемерзлых пород, кровля которых залегает на бездне 190-217 м. Толщина их достигает 125-170 м. 

В настоящий момент "Газпромнефть" провела подготовительные события по реализации проекта разработки сеноманской газовой залежи Муравленковского месторождения. 

"На месторождении уже довершены инженерно-изыскательные труды, утвержден маршрут магистралы газопровода и площадочных объектов. В настоящий момент ведется работа по подготовке проектной документации, оформлению разрешения на землепользование, а еще предконтрактная проработка и отнесение временных рамок поставки оборудования", – сообщается в сообщении. 

По данным "Газпромнефти", припасы природного газа сеноманской залежи Муравленковского месторождения по группы С1 составляют 54,442 миллиарда кубометров.

Муравленковское нефтегазовое месторождение разрабатывается корпорацией ОАО «Газпромнефть – Ноябрьскнефтегаз» и относится к филиалу «Муравленковскнефть» (г. Муравленко).

Интересные месторождения

14 Авг

oilman.by

Характеристика Муравленковского месторождения. Состав и основные физико-химические свойства пластовых флюидов, страница 5

По данным ГИС были проанализированы средневзвешенные значения проницаемости по скважинам. Отмечено, что они имеют трехвершинный ха­рактер при распределении, который отражает зональность в распределении коллекторов по площади (рисунок 3). Первая зона – южная – средняя прони

 

Рисунок 3 – Кривая распределения проницаемости по пласту 1БС-10

цаемость – 4 мД, вторая зона – центральная – средняя проницаемость – 13 мД, третья зона – северная – средняя проницаемость – 70 мД. В среднем по пласту она состав­ляет 33,1 мД. 

1.3 Состав  и основные физико-химические свойства пластовых флюидов

На месторождении пластовые нефти отбирались глубинными пробоот­борниками ПД-3М и ВПП-300 из фонтанирующих скважин, при режимах, обеспечивающих приток нефти к точке отбора в однофазном состоянии.

Методическое обеспечение работ проведено в соответствии с требова­ниями отраслевого стандарта ОСТ-39-112-80 “Нефть. Типовые исследования пластовой нефти”.

Поверхностные пробы отбирались с устья добывающих скважин. Исследование их проводилось в объеме необходимом для подсчета запасов нефти по действующим государственным стандартам и методикам согласно перечню физико-химических характеристик, определяемых для поверхностных нефтей.

Компонентный состав пластовых, разгазированных нефтей и нефтяного газа определялся методами газо-жидкостной хромотографии на приборах типа ЛХМ-8МД, ХРОМ-5, ВАРИАН-3700.

Компонентный состав газа  определялся при однократном и дифференциальном (ступенчатом) разгазировании пластовых нефтей.

Глубиные и поверхностные пробы нефтей на Муравленковском месторождении отобраны из пластов 1БС-10, 2БС-10, БС-11, из пласта БС-12 только поверхностные пробы.

Физические свойства пластовых нефтей исследованы методом однократного разгазирования. Средние значения свойств приведены в табли-  це 4. Результаты экспериментальных исследований позволяют достаточно полно определить основные характеристики пластового флюида.

Таблица 4 – Свойства пластовой нефти Муравленковского месторожде­ния

Параметры

Пласт

1БС-10

2БС-10

БС-11

Пластовое давление, МПа

24,8

24,6

25,2

Пластовая температура, °С

81

82

84

Давление насыщения, МПа

11,2

9,2

10,6

Газосодержание, м3/т

69

58

70

Газовый фактор при условиях сепарации, м3/т

58

50

56

Объемный коэффициент

1,179

1,152

1,185

Плотность нефти, кг/м3

779

790

780

Объемный коэффициент при условиях сепарации, м3/т

1,148

1,123

1,139

Вязкость нефти, мПа.с

1,30

1,38

1,20

Коэффициент объемной упругости, 1/МПа.10-4

13,00

11,80

13,40

Плотность нефти при условиях сепарации, кг/м3

850

850

849

На основании выполненных исследований следует, что для нефтей Муравленковского месторождения характер изменения физических свойств нефтей является типичным для залежей не имеющих выхода на поверхность и окруженных законтурной водой. При погружении залежей пластовое давление и температура повышаются. Нефти всех пластов недосыщенны газом, давления насыщения их значительно ниже пластового и изменяется в диапазоне 9-11 МПа. Всем залежам свойственна закономерность в изменени физических свойств пластовых нефтей. Давление насыщения, газосодержание, усадка нефти от сводовых частей к зонам ВНК уменьшаются, соответственно увеличиваются плотность и вязкость нефти.

Данные об изменчивости нефтей по разрезу эксплуатационных объектов месторождения свидетельствуют, что неоднородность нефти в пределах залежи незначительная. Так газосодержание изменяется в пределах 58-70 м3/т, плотность пластовой нефти – 780-790 кг/м3, вязкость – 1,2-1,38 мПа.с.

vunivere.ru

Характеристика Муравленковского месторождения. Состав и основные физико-химические свойства пластовых флюидов, страница 9

Наименование

Кол-во ис­след. скв.

Среднее значение

1

2

3

Плотность, кг/м3

1

848

Вязкость мПа*с при

температуре, °С

20

50

1

1

7,6

3,2

Температура застывания, °С

Молярная масса, кг/моль

1

216

Продолжение таблицы 11

Температура насыщения нефти

парафином, °С

1

29,8

Массовое содержа­ние, %

серы смол селикагелиевых асфальтенов парафина

1

1

1

1

0,3

6,0

0,8

3,5

Объёмное содержание

фрак­ций при температуре, °С

100

150

200

300

1

1

1

16,0

30,0

32,0

Шифр технологической

классификации нефти

1П2

отмечается гелий и аргон, сероводород – отсутствует. Вода имеет слабощелочную реакцию (водородный показатель pH = 6,5-7,7).

Воды третьего водоносного комплекса хлоркальциевого типа, с минерализацией 10-21 г/л. Из компонентов преобладают ионы Cl (6,0-12,8 г/л) и Na (3,7-7,4 г/л), кальций-иона – 250-620 мг/л, магний-иона – 61,0-158,5 мг/л. количество брома изменяется от 43 до 57 мг/л, йода – 4,3-18,7 мг/л. Сульфат-ионы в водах отсутствуют. Вода имеет слабощелочную реакцию (водородный показатель pH = 6,2-8,9).

Газ, растворенный в водах, преимущественно метанового состава. Содержание метана 17,2 %, тяжелых углеводородов более 1 %, азота – 2,4 %, углекислого газа – 0,04 %.

1.4 Сведения о текущем состоянии разработки месторождения

Муравленковское месторождение находится на третьей стадии разработки и характеризуется быстрыми темпами падения добычи нефти при стабильном росте обводненности.

Основными объектами разработки являются пласты БС-11 и 1БС-10, разрабатываемые раздельными сетками скважин. По объектам 2БС-10 и БС-12 получены незначительные притоки. Разработка объекта 2БС-10 ведется отдельными скважинами сеток 1БС-10 и БС-11.

По обоим объектам реализуется блочная система заводнения, система разработки по верхнему пласту – трехрядная, по нижнему – пятирядная.

Залежи нефти БС-10 и БС-11 на Муравленковском месторождении разрабатываются с применением внутриконтурного заводнения, как промышленного метода поддержания пластового давления. В качестве вытесняющего агента используются вода, пресная и подтоварная.

Динамика основных показателей разработки показана на рисунке 4,5.

Рисунок 4 – Динамика изменения показателей разработки

По состоянию на 1.01.1999 г. на балансе НГДУ “Муравлековскнефть” по Муравленковскому месторождению  находятся 1763 скважины, из которых:

-  добывающий фонд – 649 в том числе

-  нагнетательные в отработке – 27;

-  дающие – 618;

-  в простое – 31;

-  в бездействии – 365;

-  в освоении – 19;

-  в консервации – 392;

-  контрольно-пьезометрические – 59;

-  ликвидированные – 34.

Нагнетательный фонд составил 245 скважин в том числе:

-  под закачкой – 152;

-  действующие – 181;

в бездействии – 48;

-  в освоении – 16.

Рисунок 5 – Динамика изменения показателей разработки

С начала разработки добыто 73392,3 тыс. т нефти и 121972,5 тыс. т жидкости. Сдлительной эксплуатацией месторождения и истощением запасов связано интенсивное возрастание обводненности (с 1,6 % в 1985 г. до 67,5 % в 1998 г).

Залежь пласта БС-11 является основным эксплуатационным объектом, содержащим подавляющую долю извлекаемых запасов нефти (91,6 %) и дающим в настоящее время 94,4 % от всей добычи по месторождению. Залежь находится на стадии падающей добычи нефти.

Пласт разбурен в чисто нефтяной зоне, более слабо разбурена водо-нефт­яная зона. Разработка пласта БС-11 осуществляетсяпри перекомпенсации и пластовом давлении превышающем начальное по отдельным блокам. Выработка запасов происходит неравномерно.

По объекту реализуется пятирядная система с уплотнением в стягивающем ряду и между первым и стягивающим рядами, плотность сетки 14,4 га/скв.

vunivere.ru

Муравленковское НГМ (нефтегазовое месторождение) - B2B GLOBAL

Дополнительная информация

Муравленковское месторождение расположено в северной части Сургутского свода, в Пуровском районе Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. Месторождение приурочено к водоразделу рек Пурпе и Пякупур. В орогидрографическом отношении район представляет собой озерно-аллювиальную равнину, заболоченную и залесенную, изрезанную сетью долин многочисленных притоков рек Пурпе и Пякупур. Абсолютные отметки рельефа колеблются от +80 м на севере до +110 м на юге над уровнем моря. Климат района – резко-континентальный с суровой продолжительной зимой и коротким летом. Температура января падает до -55 °С, в летнее месяцы достигает +37 °С. Общее количество осадков в год достигает 350-500 мм. Глубина снежного покрова до 1 м. Максимальная глубина промерзания грунта на открытых участках 3 м. В районе месторождения наблюдается развитие многолетнемерзлых пород, кровля которых залегает на глубине 190-217 м. Толщина их достигает 125-170 м.

Оператор месторождения "Газпром нефть" в четвертом квартале 2010 года планирует ввести в эксплуатацию Муравленковское газонефтяное месторождение (Пуровский район, ЯНАО), сообщила во вторник пресс-служба компании.

В настоящее время "Газпром нефть" провела подготовительные мероприятия по реализации проекта разработки сеноманской газовой залежи Муравленковского месторождения.

"На месторождении уже завершены инженерно-изыскательные работы, утвержден маршрут трассы газопровода и площадочных объектов. В настоящее время ведется работа по подготовке проектной документации, оформлению разрешения на землепользование, а также предконтрактная проработка и определение сроков поставки оборудования", - говорится в сообщении.

По данным "Газпром нефти", запасы природного газа сеноманской залежи Муравленковского месторождения по категории С1 составляют 54,442 миллиарда кубометров.

bbgl.ru

Муравленковское НГМ (нефтегазовое месторождение) - B2B GLOBAL

Дополнительная информация

Муравленковское месторождение расположено в северной части Сургутского свода, в Пуровском районе Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. Месторождение приурочено к водоразделу рек Пурпе и Пякупур. В орогидрографическом отношении район представляет собой озерно-аллювиальную равнину, заболоченную и залесенную, изрезанную сетью долин многочисленных притоков рек Пурпе и Пякупур. Абсолютные отметки рельефа колеблются от +80 м на севере до +110 м на юге над уровнем моря. Климат района – резко-континентальный с суровой продолжительной зимой и коротким летом. Температура января падает до -55 °С, в летнее месяцы достигает +37 °С. Общее количество осадков в год достигает 350-500 мм. Глубина снежного покрова до 1 м. Максимальная глубина промерзания грунта на открытых участках 3 м. В районе месторождения наблюдается развитие многолетнемерзлых пород, кровля которых залегает на глубине 190-217 м. Толщина их достигает 125-170 м.

Оператор месторождения "Газпром нефть" в четвертом квартале 2010 года планирует ввести в эксплуатацию Муравленковское газонефтяное месторождение (Пуровский район, ЯНАО), сообщила во вторник пресс-служба компании.

В настоящее время "Газпром нефть" провела подготовительные мероприятия по реализации проекта разработки сеноманской газовой залежи Муравленковского месторождения.

"На месторождении уже завершены инженерно-изыскательные работы, утвержден маршрут трассы газопровода и площадочных объектов. В настоящее время ведется работа по подготовке проектной документации, оформлению разрешения на землепользование, а также предконтрактная проработка и определение сроков поставки оборудования", - говорится в сообщении.

По данным "Газпром нефти", запасы природного газа сеноманской залежи Муравленковского месторождения по категории С1 составляют 54,442 миллиарда кубометров.

pmdemo.bbgl.ru

Муравленковское НГМ (нефтегазовое месторождение) - B2B GLOBAL

Дополнительная информация

Муравленковское месторождение расположено в северной части Сургутского свода, в Пуровском районе Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. Месторождение приурочено к водоразделу рек Пурпе и Пякупур. В орогидрографическом отношении район представляет собой озерно-аллювиальную равнину, заболоченную и залесенную, изрезанную сетью долин многочисленных притоков рек Пурпе и Пякупур. Абсолютные отметки рельефа колеблются от +80 м на севере до +110 м на юге над уровнем моря. Климат района – резко-континентальный с суровой продолжительной зимой и коротким летом. Температура января падает до -55 °С, в летнее месяцы достигает +37 °С. Общее количество осадков в год достигает 350-500 мм. Глубина снежного покрова до 1 м. Максимальная глубина промерзания грунта на открытых участках 3 м. В районе месторождения наблюдается развитие многолетнемерзлых пород, кровля которых залегает на глубине 190-217 м. Толщина их достигает 125-170 м.

Оператор месторождения "Газпром нефть" в четвертом квартале 2010 года планирует ввести в эксплуатацию Муравленковское газонефтяное месторождение (Пуровский район, ЯНАО), сообщила во вторник пресс-служба компании.

В настоящее время "Газпром нефть" провела подготовительные мероприятия по реализации проекта разработки сеноманской газовой залежи Муравленковского месторождения.

"На месторождении уже завершены инженерно-изыскательные работы, утвержден маршрут трассы газопровода и площадочных объектов. В настоящее время ведется работа по подготовке проектной документации, оформлению разрешения на землепользование, а также предконтрактная проработка и определение сроков поставки оборудования", - говорится в сообщении.

По данным "Газпром нефти", запасы природного газа сеноманской залежи Муравленковского месторождения по категории С1 составляют 54,442 миллиарда кубометров.

cvert.bbgl.ru


© ЗАО Институт «Севзапэнергомонтажпроект»
Разработка сайта