Независимая нефтегазовая компания (ННК) обнаружила газоконденсатное месторождение (ГКМ) на Калужском лицензионном участке недр в Саратовской области.

Об этом региональное минпромэнерго сообщило 12 мая 2016 г.

В результате испытаний поисково-оценочной скважины № 1 «Кудринская» в открытом стволе получила мощные притоки газа дебитами более 1 млн м³/сутки.

Проектная глубина скважины составляет 3120 м.

Бурение ведется на Калужском лицензионном участке в Федоровском районе Саратовской области.

Место заложения скважины было определено по результатам проведенных в 2014 г сейсморазведочных работ по методике 3D.

Полученные результаты позволяют говорить об открытии газоконденсатного месторождения с запасами газа не менее 1,5 млрд м³.

Месторождение расположено в пределах 2^х лицензионных участков недр — Калужского и Южно-Мечеткинского, где ведет работы ННК-Саратовнефтегаздобыча, дочка ННК.

Проект компании «Чек.СУ-ВК» включает в себя горно-обогатительный комбинат возле Усинского месторождения в Кемеровской области и завод по производству электролитического металлического марганца. Оба объекта соединит автомобильная дорога, которая готова на 90%. Планируется, что объем продукции составит 80 тысяч тонн в год.

По мировым меркам это не слишком много, однако хватит, чтобы обеспечить всю Россию. Расчетная потребность внутреннего рынка составляет примерно 50 тысяч тонн, а еще около 30 тысяч производители планируют экспортировать. Импортерами могут стать ЕС и Китай, которые, несмотря на звание главного производителя марганца в мире, должны заинтересоваться российской продукцией из-за высокого качества руды. Проект может иметь и политическую подоплеку, потому что сейчас марганец в Россию импортируется из Украины.

Строить завод в Хакасии под ключ будет китайская компания «Синостил», а общий объем инвестиций в проект превысит 50 млрд рублей. По требованиям «Внешэкономбанка», который в партнерстве с Экспортно-импортным банком Китая обеспечивает финансирование, «Чек.СУ-ВК» провела независимую экологическую экспертизу.

• 
• Туим на карте России

Началась пробная эксплуатация новых газонефтяных скважин в Жирновском районе волгоградского региона. Вложения ООО СП «Волгодеминойл» в инвестпроект по разработке Ливенской залежи Нижнедобринского месторождения превысили 700 млн рублей, в результате создано 218 рабочих мест. Реализация проекта позволит компании увеличить объемы накопленной добычи углеводородов до 434 тысяч тонн в год, попутного газа — до 47 миллионов кубометров. В консолидированный бюджет региона ежегодно будет поступать более 173 млн рублей.

Проект реализован в рамках соглашения, заключенного между администрацией Волгоградской области и компанией-инвестором. На сегодняшний день специалисты СП «Волгодеминойл» на территории региона эксплуатируют 14 скважин на Авиловском (Котовский район), Добром (Камышинский район) и Нижнедобринском (Жирновский район) месторождениях. По всем проектам, начиная с 2011 года, уже освоено порядка 4,5 млрд рублей инвестиций.

Федеральное бюджетное учреждение «Государственная комиссия по запасам полезных ископаемых» рассмотрело отчет по подсчету запасов Бюкского месторождения. Запасы газа составляют 13,5 млрд кубометров.

Компания Газпром нефть завершила бурение первой на полуострове Ямал эксплуатационной двуствольной скважины с протяженностью горизонтальных стволов по 1 тыс. м. Работы выполнялись на Новопортовском нефтегазоконденсатном месторождении, разработку которого ведет Газпромнефть-Ямал (дочернее предприятие Газпром нефти).

В условиях арктических широт двуствольная скважина бурилась впервые.

Двуствольная скважина позволяет увеличить зону охвата пласта, поэтому один из стволов скважины расположен в краевых залежах для вовлечения в разработку запасов, удаленных от вертикального ствола скважины. Рост экономической эффективности достигается благодаря интенсификации добычи углеводородов, а также за счет сокращения затрат на создание инфраструктуры. Общая протяженность скважины составила 4,6 тыс. м, горизонтальные участки расположены на глубине ниже 2 тыс. м.

«Газпром нефть» получила третью партию нефти от иракской государственной корпорации SOMO (State Organization for Marketing of Oil) в качестве возмещения затрат на освоение месторождения Бадра. Партия иракской нефти сорта Basrah Heavy объемом в 1 млн баррелей (около 140 тыс. тонн) отгружена на зафрахтованное покупателем судно класса VLCC* из терминала Басра в Персидском заливе.

Покупателем полученной нефти выступила крупная международная нефтяная компания, сырье поставляется на условиях FOB** в Южную Корею.

Первые две партии нефти «Газпром нефть» получила от SOMO в апреле и сентябре текущего года.

На Приразломном месторождении добыта миллионная тонна нефти. Она будет доставлена потребителям северо-западной Европы в начале декабря 2015 года.

В настоящее время «Приразломное» является единственным проектом на российском арктическом шельфе, где ведется промышленная добыча нефти. Проект вступил в активную фазу в середине 2013 года. Бурение первой скважины было начато летом 2013 года, а в декабре 2013 года платформа «Приразломная» начала добычу нефти. Нефть нового российского сорта получила название Arctic Oil (ARCO) и впервые была отгружена с Приразломного в апреле 2014 года.

«РН-Пурнефтегаз», дочернее общество ОАО «НК «Роснефть», завершил реализацию Целевой газовой программы, направленной на увеличение эффективности использования попутного нефтяного газа (ПНГ) на месторождениях предприятия. Уровень утилизации ПНГ достиг 97%. Завершающим объектом программы стал запуск компрессорной станции Усть-Харампурского месторождения, мощностью 21 млн. м3/ год.

В рамках газовой программы в ООО «РН-Пурнефтегаз» с 2006 по 2015 годы построены четыре крупных объекта — дожимные компрессорные станции (ДКС) Комсомольского, Харампурского, Усть-Харампурского месторождений, а также Барсуковской группы месторождений.

Морской порт Сабетта прирос новой территорией. Министерство транспорта России издало распоряжение, по которому в границы арктического порта включен ещё один участок акватории. Необходимо это для обустройства Салмановского нефтегазоконденсатного месторождения. Месторождение расположено в северной части Гыданского полуострова. Доказанные запасы — это 235 миллиардов кубометров газа и почти 9 млн тонн жидких углеводородов. На базе этих богатств «Новатэк» намерен построить второй в регионе завод по сжижению газа «Арктик-СПГ-2». Сейчас на месте будущего завода уже завершается строительство причала — через него на месторождение будут отгружать стройматериалы, топливо и технику для строительства и обустройства месторождения. Сжиженный газ из терминалов будет попадать непосредственно в танкеры-газовозы. Для этого в проекте предусмотрен специальный канал. В районе будущего завода уже закончились комплексные изыскания. Это буровые работы и мониторинг качества прибрежной воды с использованием гидрологических зондов. С помощью автономных донных станций произведены замеры скорости и направления течений, волнения, уровень приливов.

«Газпром нефть» завершила монтаж конструкции Арктического терминала в акватории Обской губы в районе Мыса Каменного на полуострове Ямал. Терминал предназначен для круглогодичной погрузки в танкеры нефти Новопортовского нефтегазоконденсатного месторождения.

На месторождении Бадра в Ираке, оператором которого является «Газпром нефть», введена в эксплуатацию шестая добывающая скважина (P-13). Ее дебит — 10 тыс. баррелей нефти в сутки. Таким образом, с началом эксплуатации новой скважины объем добычи на месторождении увеличен с 35 тысяч до 45 тысяч баррелей в сутки. В начале 2015 года этот показатель составлял 17 тысяч баррелей. Как и другие скважины месторождения, P-13 будет эксплуатироваться фонтанным способом.

На Крапивинском месторождении «Газпром нефть» приступила к испытанию новой технологии, позволяющей утилизировать попутный нефтяной газ.

Компания запустила в опытно-промышленную эксплуатацию установку мягкого парового риформинга, с помощью которой содержащаяся в добываемом нефтяном газе широкая фракция легких углеводородов будет перерабатываться в газ, который в дальнейшем может как использоваться для нужд электрогенерации, так и направляться в трубопровод для дальнейшей транспортировки потребителям.

Крупное месторождение имени Владимира Ильича Шпильмана, выдающегося ученого, почетного гражданина автономного округа, вводится в эксплуатацию, рассчитанную до 2092 года, на 7 лет раньше, чем это предусмотрено в лицензионном соглашении, благодаря адресному сопровождению и работе по снятию административных барьеров в отрасли. С начала эксплуатации месторождения утилизация попутного газа на нем будет составлять не менее 95%.

Разработку ведёт компания «Сургутнефтегаз». Для обустройства месторождения оборудование закупалось на 295 отечественных предприятиях, расположенных в 77 населенных пунктах России.

На месторождении имени Шпильмана извлекаемые запасы составляют порядка 90 млн тонн. Ввод в эксплуатацию этого месторождения, а также Южно-Приобского газоперерабатывающего завода имеет большое значение для Ханты-Мансийского округа, который получает новые рабочие места и дополнительный доход.

Две новые залежи углеводородов на Имбинском газовом месторождении открыло ООО «Газпром геологоразведка» — оператор проведения геологоразведочных работ (ГРР) на Имбинском лицензионном участке ПАО «Газпром» (Богучанский район Красноярского края).

В соответствии с принятой Программой ГРР, в период с 2010 по 2012 годы на Имбинском месторождении компания выполнила сейсморазведочные работы 3D, а также пробурила поисково-оценочную скважину № 3, в которой были получены промышленные притоки газа. Результаты интерпретации геофизических материалов, данных бурения и испытания послужили основанием для оперативного подсчета запасов. Прирост геологических запасов свободного газа на Имбинском месторождении по категории С1 составил 12,5 млрд куб. м, гелия — 9,8 тыс. куб. м.

• 
• Морская ледостойкая нефтедобывающая платформа «Приразломная»

«Газпром нефть» ввела в эксплуатацию на Приразломном месторождении вторую добывающую скважину, дебит которой составит 1,8 тыс. тонн в сутки. Благодаря ее плановому запуску объем добываемой нефти в 2015 году увеличится более чем в два раза по сравнению с 2014 годом, когда на Приразломном было добыто 300 тыс. тонн нефти. Длина новой скважины — более 4,5 тыс. метров, бурение осуществила российская компания «Газпром бурение».

В общей сложности проектом предусмотрен ввод в эксплуатацию 36 скважин, в том числе 19 добывающих, 16 нагнетательных и одной поглощающей. Первая добывающая скважина на месторождении была запущена 19 декабря 2013 года.

На Восточно-Мессояхском месторождении (входит в группу Мессояхских месторождений, самых северных нефтяных месторождений в России из разрабатываемых на суше) началось полномасштабное эксплуатационное бурение.

До конца года будет завершено строительство 21 скважины на шести кустовых площадках, среди которых одна газовая — для обеспечения работы газотурбинной электростанции (ГТЭС), а также три технологические. Всего в 2015 году на проекте «Мессояха» будет задействовано шесть буровых установок, из которых четыре будут строить эксплуатационные скважины, а две — разведочные. Планируется, что в 2016 году количество буровых бригад возрастёт до десяти.

ООО «Роснефть-Уватнефтегаз» ввело в промышленную эксплуатацию новый объект Уватского проекта - Протозановское месторождение. На начало 2015 года извлекаемые запасы Протозановского месторождения составляют около 13 млн тонн нефти. Ввод нового месторождения позволил создать новый центр добычи нефти в Уватском районе Тюменской области — на его базе будет основан Протозановский хаб с последующим вовлечением в разработку шести месторождений, извлекаемые запасы которых по категории АВС1+С2 превышают 48 млн тонн нефти и конденсата.

ОАО «Самотлорнефтегаз», которое является дочерним предприятием ОАО «Роснефть», ввело в эксплуатацию Южно-Мыхпайский лицензионный участок, говорится в сообщении компании.

«На скважине 40113Е Южно-Мыхпайского участка получен дебит 146 тонн нефти без обводненности», — уточняется в сообщении. Ранее в 2014 году было пробурено пять горизонтальных скважин с суммарным дебитом 600 тонн безводной нефти в сутки.

Компания планирует в 2015 году пробурить семь скважин с проведением многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП) — до десяти операций. Протяженность горизонтального участка скважин составит до 700 метров. Технологии МГРП уже не первый год находятся на вооружении у специалистов «Самотлорнефтегаза».

Южно-Мыхпайский лицензионный участок приобретен ОАО «Самотлорнефтегаз» в 2012 году. Его площадь около 54 квадратных километров с извлекаемыми запасами нефти по категории АВС1+С2 около 5 миллионов тонн. Участок находится в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа — Югры и включает в себя часть Самотлорского месторождения.

ОАО «Самотлорнефтегаз» — одно из крупнейших добывающих предприятий НК «Роснефть», которое ведет разработку центральной и юго-западной части Самотлорского месторождения — одного из крупнейших в России. На месторождении 8354 добывающих и более 3900 нагнетательных действующих скважин, большая часть которых оснащена новым высокотехнологичным оборудованием.

На Восточно-Мессояхском месторождении (входит в группу Мессояхских месторождений — самых северных разрабатываемых сухопутных нефтегазовых месторождений России) завершен этап опытно-промышленных испытаний и начата подготовка к полномасштабному эксплуатационному бурению.

В ходе опытно-промышленных работ была выполнена четырёхлетняя программа изучения геофизических свойств Восточно-Мессояхского месторождения, которая включала проведение гидродинамических и промыслово-геофизических исследований на 12 скважинах. Испытания позволили получить данные об основных параметрах добычи на месторождении. Эта информация стала базой для принятия решений о схеме полномасштабной разработки и уточнения параметров создаваемой инфраструктуры. В мае на месторождении планируется начать полномасштабное эксплуатационное бурение, чтобы в конце 2016 года начать заполнение строящегося нефтепровода пропускной способностью 7 млн тонн нефти в год, который соединит месторождения с магистральной трубопроводной системой «Заполярье - Пурпе».

Способ и оборудование разработано и апробировано Центром по сапропелю в 2006-2007 г. г. на россыпных природных отвалах Бешуйского буроугольного месторождения. Оно предназначалось для проведения геологоразведочных работ аналогичных месторождений с последующим использованием при эксплуатации. Предлагаемое технологическое решение превзошло ожидания, а испытания признаны успешными и рекомендованы для апробирования при геологоразведочных работах и разработки малых месторождений янтаря с глубиной залегания до 15 м.

Гагат, как и янтарь, относится к ювелирным камням органического происхождения. Это чёрная разновидность ископаемого бурого угля, образовавшаяся при углефикации хвойных деревьев семейства араукариевых. Он состоит преимущественно из углерода (60-90%) с примесями водорода, кислорода, азота, фосфора, кальция, магния, алюминия и др.

Гагат встречается в виде маломощных (1-20 см) линз и прослойков в буром угле и углистых глинистых сланцах. Первые его находки известны из Малой Азии и Закавказья, позднее он стал добываться в Испании, Франции, Германии и США, а всемирно известное месторождение гагата находятся на Йоркширском побережье Англии. Незначительные месторождения гагата непромышленного значения имеются в Сибири, на Кубани. Минерал можно извлекать из шахтных отвалов Донбасса, где отмечены его проявления довольно качественного характера.

Гагат используется как сравнительно дешёвый ювелирный камень для изготовления ожерелий, чёток, крестиков и других церковных и ритуальных украшений.

Наиболее значительным месторождением гагата в Испании всегда считался муниципальный округ Вильявисиоса, где добыча черного янтаря являлась основой развития индустрии народных промыслов. По мнению эксперта Валентина Монте Кареньо, местный черный янтарь по своему качеству значительно превосходит гагат, добываемый в других странах мира.