Разное

Месторождения сургутнефтегаза список – Ханты-Мансийский АО — Россия — Месторождения нефти и газа

11.06.2018

Содержание

Список нефтяных месторождений России - это... Что такое Список нефтяных месторождений России?


Список нефтяных месторождений России

Список нефтяных и конденсатных месторождений России:

Крупнейшие Российские месторождения нефти
Месторождение Предполагаемые полные запасы,
млн. т.
Остаточные запасы,
млн. т.
Добыча,
тыс. т./сут.
Лицензия
Самотлорское 3200 1000 (2004) 120 (2004) ТНК-BP
Ромашкинское 2700 400 (2004) 37 (2004) Татнефть
Приобское 2000 1700 (2005) 64 (2005) Роснефть,Газпром нефть
Лянторское 2000 380 (2004) 26 (2004) Сургутнефтегаз
Фёдоровское 1800 34,2 (2007) Сургутнефтегаз
Салымская группа (в том числе Правдинское, Салымское, Северное, Верхнее, Западное, Ваделыпское) 1800 24,7 ((1).2007) Роснефть, Салым Петролеум Девелопмент (Shell/Sibir Energy)
Уренгойское газонефтеконденсатное свыше 1500 27 (2007) Газпром
Мамонтовское 1300 20,5 (2007) Роснефть
Красноленинская группа (в том числе Каменное, Талинское, Ем-Ёговское, Северо-Каменное, Пальяновское, Ингинское, Восточно-Ингинское, Поттымско-Ингинское, Елизаровское, Лебяжье) 1200 ТНК-BP/ЛУКойл/Газпром
проект Сахалин-5 до 1500 0 (2008) Роснефть/ТНК-BP
Курмангазы (с Казахстаном) 1100 Роснефть/КазМунайГаз
проект Сахалин-3 700 0 (2008) распределено частично, Роснефть (2007)
Южное Хыльчую 490 ЛУКойл
Туймазинское 480 2,5 (2004) Башнефть
Русское газонефтяное 400 Газпром
Арланское 400 Башнефть
Астраханское газоконденсатное 400 Газпром
Северо-Долгинское 350 не распределено (2007)
Вать-Еганское 325 180 (2005) 22,5 (2005) ЛУКойл
проект Сахалин-1 (Чайво, Одопту, Аркутун-Даги) 307 ExxonMobil/Роснефть/ONGC/SODECO
Нижнечутинское 273 Timan Oil & Gas
Повховское 270 105 (2005) 16 (2005) ЛУКойл
Ванкорское 260 Роснефть
Южно-Долгинское 260 ЛУКойл
Тевлинско-Русскинское 250 140 (2005) 31 (2005) ЛУКойл
Юрубчено-Тохомское 240 Роснефть
Усинское 236 80 (2005) 5,8 (2005) ЛУКойл
Южно-Ягунское 222 104 (2005) 12 (2005) ЛУКойл
Имени Владимира Филановского 220 0 (2009) ЛУКойл
Верхнечонское 202 ТНК-BP/Роснефть
Покачёвское 185 50 (2005) 9,3 (2005) ЛУКойл
проект Сахалин-2 182 10 (2008) Газпром/Shell/Mitsui/Mitsubishi
Западно-Матвеевское 180 ЛУКойл
Савостьяновское 160 Роснефть
Харьягинское 160 130 (2005) 7,5 (2005) ЛУКойл
Спорышевское 151 54,6 (2007) Газпромнефть
Малобалыкское 150 Роснефть
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 Юрий Корчагина 80 0 (2008) Лукойл
Северо-Покачёвское 76 2,4 (2009) 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 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 50 0 (2009) Лукойл
Приразломное 46 Газпром
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
Лонг-Юганское 10
ЛУКойл
Бованенковское 10 Газпром
Южно-Русское 6 Газпром/BASF
  • Западно-Ракушечное нефтяное месторождение
  • Суторминское нефтяное месторождение
  • Вынгапуровское нефтегазоконденсатное месторождение
  • Лодочное нефтегазоконденсатное месторождение
  • Вынгаяхинское газонефтяное месторождение
  • Соболевское нефтяное месторождение
  • Сугмутское нефтяное месторождение
  • Муравленковское нефтяное месторождение
  • Тагульское нефтегазоконденсатное месторождение
  • Куюмбинское нефтяное месторождение
  • Варьеганское газонефтяное месторождение
  • Новогоднее нефтяное месторождение
  • Пограничное нефтяное месторождение
  • Крайнее нефтяное месторождение
  • Западно-Тэбукское нефтяное месторождение
  • Юрьевское нефтяное месторождение
  • Мегионское нефтяное месторождение
  • Южно-Балыкское нефтяное месторождение
  • Заполярное газоконденсатно-нефтяное месторождение
  • Харасавэйское нефтегазоконденсатное месторождение
  • Шаимское нефтяное месторождение
  • Шкаповское нефтяное месторождение
  • Покровское нефтяное месторождение
  • Западно-Мессояхское нефтегазовое месторождение
  • Новоелховское нефтяное месторождение
  • Мухановское нефтяное месторождение
  • Чекмагушское нефтяное месторождение
  • Коробковское нефтяное месторождение
  • Жирновское нефтяное месторождение
  • Лаявожское нефтегазоконденсатное месторождение
  • Юрхаровское нефтеконденсатное месторождение
  • Сузунское нефтегазовое месторождение
  • Русско-Реченское нефтеконденсатное месторождение
  • Мангазейское нефтяное месторождение
  • Яро-Яхинское нефтеконденсатное месторождение
  • Пальниковское нефтяное месторождение
  • Верхне-Шапшинское нефтяное месторождение
  • Средне-Шапшинское нефтяное месторождение
  • Нижне-Шапшинское нефтяное месторождение
  • Назымское нефтяное месторождение
  • Карпёнское нефтегазоконденсатное месторождение
  • Центральное нефтегазоконденсатное месторождение
  • Тямкинское нефтяное месторождение
  • Усть-Тегусское нефтяное месторождение
  • Урненское нефтяное месторождение
Категории:
  • Нефтяные месторождения России
  • Списки:Россия

Wikimedia Foundation. 2010.

  • Буртя
  • Тупик (село)

Смотреть что такое "Список нефтяных месторождений России" в других словарях:

dic.academic.ru

История компании ПАО «Сургутнефтегаз»

Конец 70-х – начало 80-х прошлого века – время громких лозунгов: «Богатство тюменских недр на службу Родине!», «Дадим стране больше нефти!», «Даешь 500 000 тонн нефти в сутки!»… «Миллион тонн нефти, миллиард кубометров газа в сутки!»

Это годы формирования союзной нефтегазовой промышленности, небывалого энтузиазма и подъема, создания высококвалифицированных коллективов нефтяников. Крупномасштабные капиталовложения, формирование научной школы, не имеющие аналогов проекты по освоению и разработке месторождений в Западной Сибири, бурное развитие нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности, предприятий, производящих нефтегазовое оборудование – для всех  нефтяников это были, без преувеличения, великие годы. Это время позже назовут годами «легкой» нефти.

Согласно приказу  Министерства нефтяной промышленности №495 от 15 сентября 1977 года  создаются  производственные объединения в Сургуте, Нижневартовске, Нефтеюганске.

В состав производственного объединения «Сургутнефтегаз» вошли два нефтегазодобывающих управления  «Сургутнефть» и «Федоровскнефть», два управления буровых работ, строительно-монтажные управления, трест «Сургутнефтеспецстрой», центральная база по прокату и ремонту бурового оборудования, тампонажная контора, управления технологического транспорта и Сургутское управление автомобильных дорог.

Территория, на которой предстояло разрабатывать месторождения коллективу объединения, огромная - от Салымских урманов до Холмогорского водораздела, Локосово,  Лангепас,  Ноябрьск, Когалым,  Муравленковский район,  Пурпе. Сотни километров бездорожья, полное отсутствие бытовых удобств на промыслах и буровых, постоянные проблемы с материально-техническим обеспечением – что могли противопоставить этому те, кто жил и работал ради  того, чтобы ощутить теплое биение первой нефти в трубе? Только мужество, выдержку, стойкость. А еще – творческий поиск,  дерзкие инженерно-технические решения,  новаторство, энтузиазм.

В конце 70-х годов Сургут стали называть «нефтяной столицей Сибири», он становится центром развития Севера Тюменской области. К этому времени в городе была создана мощная база электроэнергетики, работающая на попутном нефтяном газе, основана крупнейшая в регионе база стройиндустрии, проложена железная дорога, автомагистрали, построен аэропорт.

Как и многие предприятия в те годы, «Сургутнефтегаз» каждый год строил объекты социально-бытового назначения – школы, поликлиники, детские сады.

В плане материально-технического обеспечения производственных процессов нефтяники находились достаточно часто в очень трудном положении. Выполнение плана по добыче требовали любой ценой, но под выполнение плана получить удавалось далеко не все. С одной стороны – плановая экономика, а с другой – приходилось буквально хватать все, что только давали по фондам, разнарядкам, лимитам. За рубежом оборудование закупалось централизовано, его качество и необходимые объемы с нефтяниками  никто не оговаривал.

Отсутствие должного материально-технического обеспечения, качественного передового оборудования, техники сказывалось и на состоянии фонда скважин, и на темпах строительства инфраструктурных объектов, тормозило развитие ремонтной базы, которая в силу удаленности от промышленных районов была просто жизненно необходима.

И в этих условиях сургутские нефтяники постоянно наращивали объемы добычи нефти – в 1984 году достигнут рекордный рубеж 67,5 млн тонн.  И этот пик был достигнут, когда мировая нефтедобыча приближалась к нижней точке спада, а темпы прироста добычи в российской части СССР были явно стагнирующими.

В 1992 году начинается  реорганизация  нефтяной отрасли.

Нефтяная компания «Сургутнефтегаз» объединила нефтегазодобывающее предприятие «Сургутнефтегаз», Киришский нефтеперерабатывающий завод и ряд предприятий нефтепродуктообеспечения на Северо-Западе России.

Достаточно непросто было в короткий срок из разных и по структуре, и по техническому уровню предприятий, находящихся  за сотни и тысячи километров друг от друга, создать единый технологический комплекс, который бы не просто обеспечивал объемы добычи, переработки, сбыта, работал эффективно и прибыльно.  «Сургутнефтегаз», преодолев трудности организационного периода,  стал стройной, хорошо управляемой и эффективно работающей вертикально-интегрированной компанией.

За годы работы в новых экономических условиях значительно выросли  мощности всех вошедших в состав компании предприятий, полностью модернизирована их производственная база,  введен в эксплуатацию не имеющий аналогов в России  завод по производству моющих средств,   создано  управление поисково-разведочных работ – одно из крупнейших в России, получил развитие корпоративный научно-исследовательский и проектный комплекс, обладающий мощным научным потенциалом, создан собственный газоперерабатывающий комплекс, реализована программа развития малой энергетики на основе строительства газотурбинных и газопоршневых электростанций, создан мощный нефтегазодобывающий производственный комплекс в Республике Саха (Якутия), что позволило начать промышленную добычу нефти в новой нефтегазоносной провинции. ПАО «Сургутнефтегаз» сформировалось  в высокотехнологичную энергетическую компанию.


www.surgutneftegas.ru

стоимость акций, дивиденды, новости компании, официальный сайт :: База компаний :: РБК Quote

Сургутнефтегаз Третья по объему добываемой нефти российская частная компания. В холдинг также входит НПЗ «Кинеф», второй по мощности в России. Генеральным директором «Сургутнефтегаза» является Владимир Богданов, работающий в компании с 1978 года. Бенефициары компании не раскрываются, в различных источниках владельцами компании называется ее менеджмент Примечание: в финансовых показателях указана выручка без акцизов и экспортных пошлин

Финансовые показатели

2019 — -₽278 млрд

EBITDA за 2019 год по итогам за 1 квартал

2018 — ₽593 млрд

2017 — ₽447 млрд

2016 — ₽438 млрд

2015 — ₽428 млрд

2014 — ₽1 162 млрд

2013 — ₽398 млрд

2012 — ₽277 млрд

2011 — ₽384 млрд

2019 — ₽807 млрд

Выручка за 2019 год по итогам за 1 квартал

2018 — ₽1 537 млрд

2017 — ₽1 156 млрд

2016 — ₽1 006 млрд

2015 — ₽993 млрд

2014 — ₽875 млрд

2013 — ₽825 млрд

2012 — ₽835 млрд

2011 — ₽784 млрд

2019 — ₽1 269 млрд

Капитализация за 2019 год по итогам за 1 квартал

2018 — ₽1 264 млрд

2017 — ₽1 213 млрд

2016 — ₽1 353 млрд

quote.rbc.ru

"Сургутнефтегаз" восполнил добычу нефти новыми запасами на 141%

Москва, 10 июня - "Вести.Экономика". Коэффициент восполнения добычи нефти "Сургутнефтегаза" приростом запасов в 2018 г. составил 141,4%, сообщается в годовом отчете компании, четвертой по добыче в России. "Всего в отчетном году компанией за счет выполненных поисково-разведочных работ достигнут прирост извлекаемых запасов нефти категорий АВ1С1 в объеме 86,1 млн тонн, коэффициент восполнения запасов составил 141,4%. За пятилетний период прирост запасов нефти категорий АВ1С1, полученный за счет поисково-разведочных работ, составил 377,9 млн тонн, возместив добычу на 123,4%", - сообщается в отчете.

В 2018 г. "Сургутнефтегаз" оформил открытие двух месторождений, открыты и прошли экспертизу в государственной комиссии по запасам полезных ископаемых 26 новых залежей. За счет этих открытий общий прирост извлекаемых запасов нефти категорий С1+С2 составил 13,2 млн тонн.

В планах ПАО "Сургутнефтегаз" на 2019 г. ввод два новых месторождений – Ленского в Восточной Сибири и Восточно-Рогожниковского в Западной Сибири. Ожидается, что добыча нефти на Ленском месторождении выйдет на уровень 1,5-2 млн тонн в год уже через 3-4 года.

Компания ожидает, что объем эксплуатационного бурения в текущем году составит 4,8 млн м, планирует ввести в эксплуатацию 1210 новых нефтяных скважин.

Кроме того, компанией запланированы работы по развитию нефтедобычи на юге Тюменской области и ХМАО – Югры. На сравнительно небольшом расстоянии от Уватской группы месторождений компания приступит к разработке месторождений Юганской группы. На базе Уватской и Юганской групп месторождений будет формироваться Южный кластер нефтедобычи, на котором в ближайшие три-четыре года ожидается ввод трех новых месторождений, сообщается в отчете.

На конец 2018 г. ПАО "Сургутнефтегаз" владеет 164 лицензиями на право пользования недрами, из которых 142 – с правом добычи углеводородов и 22 – на геологическое изучение, поиск и оценку месторождений углеводородного сырья. География лицензионного фонда компании охватывает 8 регионов Российской Федерации в 3 нефтегазоносных провинциях: Западно-Сибирской, Восточно-Сибирской и Тимано-Печорской.

В 2018 г. ПАО "Сургутнефтегаз" получило 3 лицензии на геологическое изучение, поиск и оценку месторождений: 2 в Ханты-Мансийском автономном округе – Югре и 1 – в Республике Саха (Якутия). Кроме того, в отчетном году ПАО "Сургутнефтегаз" признано победителем аукциона на право пользования недрами Южно-Санлорского участка в Ханты-Мансийском автономном округе – Югре.

По результатам актуализации ресурсной базы компанией были сданы 3 лицензии на геологическое изучение, поиск и оценку месторождений углеводородного сырья в связи с нецелесообразностью продолжения изучения недр.

На долю вертикально интегрированных нефтяных компаний приходится 11% общероссийской нефтедобычи, 6,3% нефтепереработки в стране, около 14% производства попутного нефтяного газа ВИНК России.

В 2018 г. объем добычи нефти ПАО "Сургутнефтегаз" составил 60,9 млн т нефти, производства газа – 9,7 млрд куб. м.

Компания планомерно наращивает объемы производства в Восточной Сибири. В отчетном году нефтедобыча на восточносибирских месторождениях составила 9,1 млн т, а доля региона в общем объеме добычи компании достигла 15%.

По объемам бурения ПАО "Сургутнефтегаз" занимает одно из лидирующих мест среди российских нефтегазодобывающих компаний. В отчетном году доля компании в эксплуатационном бурении России составила 17,5%, в разведочном – 19,8%. Объем эксплуатационного бурения компании вырос на 3,4%, достигнув 4 846 тыс. м. Объем разведочного бурения увеличился до 211,5 тыс. м, превысив показатель предыдущего года на 4,5%. Эксплуатационный фонд добывающих нефтяных скважин ПАО "Сургутнефтегаз" на конец 2018 г. составил 24 457 единиц. В эксплуатацию были введены 2 164 скважины, из которых 1 437 – новые.

Компания поддерживает самый низкий в отрасли уровень неработающего фонда скважин, в отчетном году его величина составила 7,8%.

www.vestifinance.ru

Сургутнефтегаз

Совет Директоров

Активы

Основные направления бизнеса компании:

  • Разведка и добыча углеводородного сырья,
  • Переработка газа и производство электроэнергии,
  • Производство и маркетинг нефтепродуктов, товарного газа, продуктов газопереработки,
  • Выработка продуктов нефтехимии.

Нефтегазодобывающее предприятие

Нефтегазодобывающая компания «Сургутнефтегаз» - одно из крупнейших предприятий нефтяной отрасли России. На его долю приходится около 13% объемов добычи нефти в стране и 25% газа, добываемого нефтяными компаниями России (данные 2011 года).

На протяжении многих лет предприятие является лидером отрасли по разведочному, эксплуатационному бурению и вводу в эксплуатацию новых добывающих скважин.

На предприятии создан первый в России полный цикл производства, переработки газа, выработки на его основе собственной электроэнергии, получения готового продукта и сырья для нефтехимии. 59 структурных подразделений предприятия осуществляют весь комплекс работ по разведке и разработке месторождений, по строительству производственных объектов и трубопроводов, по обеспечению экологической безопасности производства и по автоматизации производственных процессов. Одним из значимых конкурентных преимуществ предприятия является наличие в его составе мощных сервисных подразделений, которые обеспечивают высокую эффективность внедрения передовых технологий нефтегазодобычи. Нефть поставляется как на российские нефтеперерабатывающие заводы, так и за рубеж - в страны СНГ и Западной Европы

Нефтеперерабатывающее предприятие

Нефтеперерабатывающий завод компании – «Киришинефтеоргсинтез» - одно из крупнейших нефтеперерабатывающих предприятий страны, на его долю приходится около 9% российской нефтепереработки.

Завод выпускает 58 видов продуктов нефтепереработки с высокими экологическими и эксплуатационными свойствами, в том числе все виды моторных топлив, ароматические углеводороды, жидкий парафин, кровельные и гидроизоляционные материалы и др. Дизтопливо, авиакеросины, кровельные материалы и битумы, выпускаемые заводом, соответствуют международным стандартам качества.

Введенный в строй в 1996 году комплекс ЛАБ-ЛАБС выпускает основу для моющих средств с биоразлагаемостью 95%. На основе этого сырья производится 100% синтетических моющих средств в России и 10% - в Европе.

В настоящее время завод реализует не имеющий аналогов в России проект строительства комплекса глубокой переработки нефти.

Киришинефтеоргсинтез неоднократно удостаивался премий Правительства Российской Федерации и престижных международных наград за высокое качество выпускаемой продукции.

Сбытовые предприятия

Основные рынки сбыта компании - регионы Северо-Запада России. В настоящее время розничная сеть Сургутнефтегаза представлена 5 торговыми компаниями:

  • «Калининграднефтепродукт»,
  • «Киришиавтосервис»,
  • «Новгороднефтепродукт»,
  • «Псковнефтепродукт»,
  • «Тверьнефтепродукт».

На конец 2009 года торговые компании располагают 301 АЗС, большая часть которых представляет собой современные автозаправочные комплексы с широким спектром услуг. Сбытовые предприятия имеют 28 нефтебаз для хранения топлива.

Выгодное географическое положение сбытовых предприятий определяется близостью к нефтеперерабатывающему заводу компании, а также благодаря пролегающим по территории деятельности междугородным и международным трассам с большими потоками автомобильного транспорта.

Научно-исследовательские и проектные институты

В состав компании входит два крупных научных центра - научно-исследовательский и проектный институт «СургутНИПИнефть» и институт по проектированию предприятий нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности «Ленгипронефтехим».

Институт «СургутНИПИнефть» - крупнейшая проектная организация отрасли, он представляет собой единый высокотехнологичный комплекс, позволяющий осуществлять проектирование, обустройство месторождений нефти и газа на уровне мировых стандартов. Институт имеет международный сертификат качества серии ИСО 9000.

«СургутНИПИнефть» выполняет все виды работ в области геологии, бурения, разработки месторождений, решает задачи по созданию постоянно действующих моделей месторождений, по внедрению техники и технологий строительства скважин, методов повышения нефтеотдачи пластов, проектирования объектов обустройства.

«Ленгипронефтехим» - ведущий проектный институт России, имеет 60-летний опыт проектирования нефтеперерабатывающих, нефтехимических и сланцехимических установок, промышленных комплексов и заводов. Высокая квалификация сотрудников, испытанные методы расчетов, длительный опыт сотрудничества с ведущими зарубежными инжиниринговыми компаниями позволяют специалистам института создавать новые, высокоэффективные технологические установки и комплексы, принимать высокотехнологичные решения в области реконструкции существующих технологических установок.

Показатели деятельности

2019: Самые низкодоходные акции среди нефтяных компаний России за 12 лет

Долларовая доходность акций нефтяников РФ с учётом дивидендов с момента IPO Роснефти.

Информационные технологии в Сургутнефтегазе

Основная статья: Информационные технологии в Сургутнефтегазе

История

В качестве вертикально-интегрированной компании ОАО «Сургутнефтегаз» присутствует на рынке немногим более 15 лет. Но у предприятий, вошедших в ее состав в период приватизации нефтяного комплекса России, достаточно богатая история: более чем 45-летний опыт добычи нефти, 43 года работы в сфере нефтепереработки, от 50 до 100 лет деятельности по нефтепродуктообеспечению.

Добыча нефти

Нефтегазодобывающее предприятие компании берет свое начало от нефтепромыслового управления «Сургутнефть», созданного в 1964 году. С его именем связано начало освоения Большой нефти Западной Сибири.

Предприятие создавалось практически на пустом месте, единственной артерией, связывавшей Сургут с внешним миром, была река Обь. В регионе не существовало ни одного здания в капитальном исполнении, ни одного километра дорог с твердым покрытием, а самым распространенным средством передвижения до начала 70-х годов здесь являлся вездеход.

Добыча нефти в первые годы разработки месторождений была сезонной - в теплое время года добытую нефть отправляли баржами по реке на Омский нефтеперерабатывающий завод. На зиму скважины останавливались.

С пуском в 1967 году нефтепровода Усть-Балык - Омск промыслы стали работать круглогодично.

Климат и ландшафт не позволяли использовать здесь традиционные способы прокладки дорог, бурения скважин, строительства трубопроводов, обустройства месторождений. Фактически нефтепромысловое управление «Сургутнефть» стало полигоном, где создавались и опробовались способы и методы разработки месторождений в сложных горно-геологических и климатических условиях - и своего рода кузницей кадров для всех нефтегазодобывающих предприятий Западной Сибири.

В конце 70-х годов Сургут стали называть «нефтяной столицей Сибири», он становится центром развития Севера Тюменской области. К этому времени в городе была создана самая мощная в Европе база электроэнергетики - Сургутская ГРЭС-1, работающая на попутном нефтяном газе, основана крупнейшая в регионе база стройиндустрии, проложена железная дорога, автомагистрали, построен аэропорт.

В октябре 1977 года Сургутнефтегаз получил статус многопрофильного производственного объединения, а в 1993 году объединение преобразовано в акционерное общество открытого типа.

За период январь-декабрь 2017 года добыча нефти:

  • «Роснефть» - 210,8 млн т (-0,3%),
  • «Лукойл» – 82,2 млн т (-1,6%),
  • «Сургутнефтегаз» – 60,5 млн т (-2,1%),
  • «Газпром нефть» – 59,9 млн т (+3,8%),
  • «Татнефть» – 28,9 млн т (+0,9%),
  • «Новатэк» – 11,8 млн т (-5,5%),
  • «Башнефть» - 10,4 млн т (-3,4%),
  • «Русснефть» – 7,0 млн т (+0,2%),
  • «Нефтегазхолдинг» – 2,1 млн т (-7,5%).

Нефтепереработка

Строительство Киришского нефтеперерабатывающего завода началось в 1961 году. По традиции того времени стройка была объявлена Всесоюзной ударной, и предприятие действительно, возводил ударными темпами: в декабре 1965 года уже пришел первый эшелон с нефтью, а в марте 1966 завод выдал первую партию продукции.

В 1972 году по объемам переработки КИНЕФ вошел в пятерку крупнейших в стране. Производство было нацелено исключительно на обеспечение топливом Северо-Западного региона России. Ввод завода в эксплуатацию снял проблему дефицита нефтепродуктов, которая сдерживала развитие экономики этого региона. С пуском в эксплуатацию в 1969 году нефтепровода Ярославль - Кириши завод смог принимать на переработку нефть западносибирских месторождений, его близость к Балтийским портам открыла возможность выгодного экспорта нефтепродуктов в страны Западной Европы.

Сегодня завод является одним из самых мощных в составе действующих в России предприятий топливно-нефтехимического профиля. Город Кириши, для которого «Киришинефтеоргсинтез» является главным градообразующим предприятием, сегодня - один из самых красивых городов Ленинградской области.

Сбытовая сфера

История некоторых сбытовых предприятий компании – «Леннефтепродукт», «Новгороднефтепродукт», «Тверьнефтепродукт» - уходит корнями в начало ХХ века и связана с именем братьев Нобель, создавших первые в России предприятия по торговле нефтепродуктами. На территории Тверской области до сих пор сохранилось несколько резервуаров, построенных в начале ХХ века методом ручной клепки.

В 20-е и даже 30-е годы ХХ столетия, когда началась индустриализация страны, предприятия нефтепродуктообеспечения развивались слабо, поскольку автомобили были еще редкостью, паровозы использовали в основном уголь, речные и морские суда только начинали использовать в качестве топлива мазут, лишь керосина для бытовых нужд населения с каждым годом требовалось все больше. В те годы были построены нефтебазы, представляющие собой небольшие склады с резервуарами емкостью от 0,5 до 2 куб. метров, отпуск нефтепродуктов производился вручную.

Фактически предприятия нефтепродуктообеспечения получили развитие лишь в конце сороковых - пятидесятых годах.

История Калининграднефтепродукта начинается с 1946 года, предприятие создавалось на основе действовавших в довоенное время в Восточной Пруссии объектов фирм «Шелл» и «Нитаг». Резервуары из знаменитой крупповской стали и единственное уцелевшее здание АЗС довоенной постройки, словно живые свидетели времени, остаются неизменными до сих пор.

Сегодня все сбытовые предприятия компании по качеству реализуемых нефтепродуктов, по уровню сервиса, по оригинальности стиля занимают в своих регионах лидирующие позиции.

Добыча газа

Добыча газа в России в 2017 году составила 690,5 млрд куб. м (+7,9% к 2016 году).

Показатели добычи компаний в 2017 году:

  • «Газпром» - 472,0 млрд куб. м (+12,4%) или 68,4% от общей добычи в России.
  • «Роснефть» - 47,5 млрд куб. м (+1,8%),
  • «Новатэк» - 45,5 млрд куб. м (-9,1%),
  • «Лукойл» – 21,1 млрд куб. м (+14,9%),
  • «Газпром нефть» – 15,3 млрд куб. м (+13,4%),
  • «Сургутнефтегаз» – 10,0 млрд куб. м (+2,0%),
  • «Русснефть» - 2,4 млрд куб. м (-1,1%),
  • «Нефтегазхолдинг» – 1,4 млрд куб. м (+0,4%),
  • «Татнефть» – 0,9 млрд куб. м (-3,7%)[1].

Примечания

www.tadviser.ru

Южно-Нюрымское нефтяное месторождение - Техническая библиотека Neftegaz.RU

Ежедневная рассылка новостей Neftegaz.RU

Геологоразведка - Тематическая рассылка Neftegaz.RU

Нефтесервис - Тематическая рассылка Neftegaz.RU

Добыча - Тематическая рассылка Neftegaz.RU

Шельф и Судостроение - Тематическая рассылка Neftegaz.RU

Переработка - Тематическая рассылка Neftegaz.RU

Транспортировка и Хранение - Тематическая рассылка Neftegaz.RU

Оборудование, услуги, материалы - Тематическая рассылка Neftegaz.RU

Экономика - Тематическая рассылка Neftegaz.RU

Энергетика - Тематическая рассылка Neftegaz.RU

Социальные инициативы, экология - Тематическая рассылка Neftegaz.RU

НИОКР, Цифровизация - Тематическая рассылка Neftegaz.RU

Политика - Тематическая рассылка Neftegaz.RU

Выставки и конференции - Тематическая рассылка Neftegaz.RU

Common subscribtion

Техническая рассылка от Neftegaz.RU

neftegaz.ru

Западно-Сургутское нефтяное месторождение | Месторождения

ИА Neftegaz.RU. Западно-Сургутское нефтяное месторождение расположено в 20 км к Северо-Западу от г. Сургут и частично в пределах его городской черты, в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области России. 

Открыто в 1963 г., промышленная эксплуатация начата в 1965 г.

 

Южная часть месторождения находится на правобережье р. Оби. 

В геологическом отношении месторождение относится к Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

В разрезе месторождения открыто более 20 самостоятельных залежей нефти, которые содержатся в терригенных коллекторах средней - верхней юры (пласты ЮС2, ЮС1) и нижнего мела (БС1-2, БС4, БС10-12, АС9).

Основные запасы нефти месторождения приурочены к залежам в пластах группы БС.

Общий этаж нефтеносности - 1000 м.

Диапазон нефтегазопроявлений по разрезу - 870 м.

Коллекторы изменяются по площади и разрезу, присутствуют как пластово-сводовые, так и литологически экранированные залежи.

В юго-восточной части месторождения основным объектом разработки, для которого предусматривается система ППД, является пласт БС10 (Восточная залежь).

Для повышения пластового давления (ПДД) используется пластовая вода апт-сеноманского водоносного комплекса месторождения.

Общие геологические запасы нефти составляют более 500 млн т.

Начальные извлекаемые запасы нефти составляют 215 млн т. 

Нефть - средней вязкости и плотности, смолистая, с высоким содержанием серы и парафина, что требует значительных затрат на предварительную подготовку нефти и снижает ее стоимость.

Оператор - Сургутнефтегаз. 

Максимальный уровень добычи нефти на месторождении случился в 1984 г., когда добыча составила чуть менее 6,2 млн т/год. 

В 2007 г. добыча составила 3,95 млн т/год.

Уровень обводненности (средний) - 85,5%. 

Утилизация ПНГ - 98%.

В 2006 г. 1й зампред правительства, министр обороны С. Иванов, побывав на месторождении, ознакомился с работой установки по зарезке боковых стволов нефтяных скважин.

6 февраля 2019 г. на месторождении 1 человек погиб в результате взрыва.

 

 

На 1 января 2011 г. на балансе СНГ числилось 2070 скважин, в тч: добывающих - 1501, нагнетательных - 524, контрольных - 1, водозаборных - 44.

Коэффициент использования фонда в 2011 г.: добывающих скважин - 0,967, нагнетательных скважин - 0,933.

Коэффициент эксплуатации действующего фонда в 21011 г.: добывающих скважин - 0,983, нагнетательных скважин - 0,989.

В 2007 г. средний дебит скважин по нефти составил 9,7 т/сутки, по жидкости - 67,2 т/сутки. 

С 1999 г. осуществляется зарезка боковых стволов (ЗБС) при капитальном ремонте скважин (КРС).

Всего за 1999-2007 гг. ЗБС проведена в 230 скважинах. Из скважин с БС добыто  более 5,3 млн т нефти, в среднем на 1 БС отобрано 23,1 тыс. т.

В 2007 г. из скважин с БС добыто 1,25 млн т/год нефти, что составляет 31.6% от общего годового объема добычи нефти на месторождении.

Пласт АС9, содержащий незначительный объем запасов (НИЗ = 81 тыс. т), давно выработан. 

Пласт БС1 введен в эксплуатацию в 1965 г. Здесь реализуются 3-рядные и 5-рядные системы размещения скважин с уплотнением и очаговым заводнением.Средняя плотность сетки по фонду скважин, перебывавших в эксплуатации, - 25,9 га/скважину. В 2007 г. добыто 629 тыс. т/год нефти и 9,78 млн т/год жидкости при обводненности - 93.6%. 

Пласты БС2-3 введены в эксплуатацию в 1965 г. Здесь также реализуются 3-рядные и 5-рядные системы размещения скважин с уплотнением, очаговым и приконтурным заводнением, средняя плотность сетки скважин - 19.1 га/скважину. В 2007 г. добыто 337 тыс. т/год нефти и 6,5 млн т/год жидкости при обводненности продукции 94.8%. 

Пласт БС4 введен в разработку в 1982 г., эксплуатируется на естественном режиме. В 2007 г. эксплуатации было 5 скважин со средним дебитом по нефти - 12,8 т/сутки, по жидкости - 244.3 т/сутки. В 2007 г. добыто 23.3 тыс. т/год нефти и 445 тыс. т/год жидкости при обводненности продукции - 94.8%. 

Пласт БС11 условно выделяется в нижней части разреза горизонта БС10-11, в плане распространен на 10% площади нефтеносности пласта БС10. К этому горизонту приурочен основной объем начальных геологических запасов. В 1965-1991 гг. пласты БС10 и БС11 разрабатывались совместно в составе эксплуатационного объекта БС10-11. В 1991 г. было принято решение о разукрупнении объекта БС10-11. Но в скважинах с близкими ФЕС пласты БС10 и БС11 четко не выделяются и эксплуатируются совместно ( 40% скважин пласта БС11). В 2011 г. при пересчете запасов нефти за счет уточнения корреляции изменились границы распространения залежей, что привело к перераспределению запасов между пластами БС10 и БС11; доля запасов пласта БС11 в общем объеме запасов горизонта БС10-11 снизилась от 6% до 3%. Как единая гидродинамическая система, горизонт БС10-11 при пересчете запасов был рассмотрен в качестве подсчетного объекта, при проектировании разработки - в качестве эксплуатационного объекта. На объекте реализуются 3-рядные, 5-рядные, 9-точечные системы размещения скважин с уплотнением и очаговым заводнением, средняя плотность сетки - 17,9 га/скважину. В 2007 г. добыто чуть больше 2,7 млн т/год нефти и 10,2 млн т/год жидкости при обводненности продукции 73.2%. В 2007 г. в эксплуатации на нефть перебывало 822 скважины, средний дебит по нефти составил 9,7 т/сутки, по жидкости - 36,1 т/сутки. 

Пласт ЮСвведен в разработку в 1995 г., эксплуатируется на естественном режиме. В 2007 г. эксплуатировалось 3 скважины со средним дебитом по нефти - 14,1 т/сутки, по жидкости - 16,9 т/сутки. В 2007 г. добыто 14,5 тыс. т/год нефти и 17,3 тыс. т/год жидкости, при обводненности - 16.3%.

Пласт ЮС2 разведывается с 1980 г. В 1980-1989 гг. на горизонт ЮС2 было углублено 11 скважин. В 1987-1989 гг. в опытно-промышленную разработку (ОПР) был введен 1й опытный участок с размещением скважин по 9-точечной системе с плотностью сетки 25 га/скважину. В 2004 г. на 3 участках были запроектированы ОПР с применением многоствольно-разветвленных скважин с горизонтальными стволами. На участках 2, 4 плотность сетки - 16,6 га/скважину, на участке 3 - 32,7 га/скважину. Системы разработки планировалось организовать путем бурения пилотных стволов с последующей зарезкой горизонтальных боковых стволов при КРС. К настоящему времени проектный фонд разбурен. Результаты ОПР показывали, что в условиях горизонта ЮС2 эффективность применения горизонтальных скважин и технологии ГРП в наклонно-направленных скважинах (ННС) практически одинакова. В 2007 г. добыто 203,5 тыс. т/год нефти и 333,4 тыс. т/год жидкости при обводненности 39%. В эксплуатации на нефть перебывало 86 скважин, средний дебит по нефти составил 7,8 т/сутки, по жидкости - 12,8 т/сутки. Накопленная компенсация отборов жидкости закачкой воды составила 54.8%, текущая - 95.7%.

С целью контроля за выработкой запасов нефти продуктивных пластов проводились промыслово-геофизические исследования: гидродинамическая дебитометрия (расходометрия), термоэлектрический индикатор притока, термометрия, влагометрия, плотностнометрия, резистивиметрия, гамма-метод и локатор муфт. Исследования по контролю за выработкой запасов нефти пластов месторождения проведены в 100% добывающих и нагнетательных скважинах. 

 

old.neftegaz.ru

Notice: Trying to access array offset on value of type null in /var/www/www-root/data/www/oratorprofi.ru/wp-content/plugins/wpdiscuz/class.WpdiscuzCore.php on line 942 Notice: Trying to access array offset on value of type null in /var/www/www-root/data/www/oratorprofi.ru/wp-content/plugins/wpdiscuz/class.WpdiscuzCore.php on line 975

Отправить ответ

avatar
  Подписаться  
Уведомление о