Ванкомрское месторождемние - перспективное нефтегазовое месторождение в Красноярском крае России, вместе с Лодочным, Тагульским и Сузунским месторождениями входит в Ванкорский блок. Расположено на севере края, включает в себя Ванкорский (Туруханский район Красноярского края) и Северо-Ванкорский (расположен на территории Таймырского Долгано-Ненецкого района) участки.
Лицензия на разработку месторождения с 1993 года принадлежала ООО «Енисейнефть», контрольным пакетом которой владела Anglo-Siberian Oil Company (ASOC) (59%), выкупленная компанией «Роснефть» в 2003 году. С 2001 г. по 2007 г. 37% акций ООО «Енисейнефть» принадлежали также и ЮКОС[2]. В 2004 году для разработки Ванкорского месторождения Роснефть создало АО «Ванкорнефть», а ООО «Енисейнефть» было ликвидировано. До 2010 года владельцем лицензии на Северо-Ванкорский блок месторождения была также ООО «Таймырнефть».
В 2016 году «Роснефть» продала 49,9% акций (227 млрд рублей) АО «Ванкорнефть» нескольким индийским компаниям:
· 23,9% приобрел консорциум индийских инвесторов, состоящих из Oil India Limited (возглавляет консорциум), Indian Oil Corporation Limited и Bharat PetroResources Limited,
· 26% приобрела ONGC.
С 1 апреля 2016 года оператором месторождения является компания ООО «РН-Ванкор», которое было создано путем выделения из АО «Ванкорнефть».
Проектированием объектов при обустройстве Ванкорского месторождения занимался проектный научно-исследовательский институт «Гипротюменнефтегаз».
Для разработки месторождения создан вахтовый посёлок Ванкор.
Описание:
По состоянию на 31.12.2010 г. суммарные запасы нефти по категориям ABC1 и С2 российской классификации на месторождении составляют 3,5 млрд баррелей (490 млн т), газа - около 74 млрд мі. В 2011 году на месторождении было добыто 15 млн т нефти. Достижение проектной мощности - 70 тыс. т нефти в сутки (порядка 25 млн т в год) - ожидается в 2014 году.
Расчетный период эксплуатации месторождения - 35 лет. Проектная мощность трубопровода составляет около 30 миллионов тонн в год, по состоянию на август 2009 года ожидаемая совокупная выручка от проекта - 80 миллиардов долларов. По завершении строительства нефтепровода «Восточная Сибирь - Тихий Океан» объёмы добычи нефти на Ванкорском месторождении планируется увеличить до максимального уровня.
С точки зрения технического освоения по состоянию на август 2009 года согласно данным специалистов «Ванкорнефти» на месторождении было пробурено 88 скважин, 44 из них - эксплуатационные. По состоянию на август 2009 года нефтяники Ванкора добывали 18 тысяч тонн нефти в сутки. Добыча нефти на 2012 год планируется на уровне 18 миллионов тонн против 15 миллионов тонн в 2011 году. Рост добычи будет обеспечен бурением новых скважин с применением передовых методов и технологий разработки. Нефть поступает в нефтепровод «Ванкор-Пурпе» и затем в систему «Транснефти».
В 2010 году планировалась добыча на уровне 12,5 млн тонн нефти (добыто 12,7 млн.т), максимальный же уровень ежегодной добычи на месторождении запланирован на 2014 год - примерно 25 млн тонн.
Всего на месторождении будет пробурено 425 эксплуатационных скважин, из которых 307 - горизонтальные. Поставки нефти с месторождения планируется осуществлять на Дальний Восток страны через Восточный нефтепровод. Во второй половине 2009 года был введен в тестовую эксплуатацию 556-километровый нефтепровод Ванкор-Пурпе диаметром 820 мм, связывающий месторождение с магистральным нефтепроводом «Транснефти».
Геология:
По системе геологического нефтегазового районирования Ванкорское месторождение расположено в пределах Пур-Тазовской нефтегазоносной области в составе Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. В тектоническом отношении месторождение приурочено к Ванкорскому поднятию в северной части Лодочного вала, осложняющего южную часть Большехетской структурной террасы Надым-Тазовской синеклизы. Его продуктивные горизонты имеют песчаный состав и приурочены к нижнемеловым отложениям нижнехетской (верхний берриас - нижний валанжин) и яковлевской (средний апт - средний альб) свит. В кровле долганской свиты (верхний альб - сеноман) установлены непромышленные скопления газа.
История освоения:
Открыто 22 апреля 1988 года в северо-восточной части Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции в 140 км от г. Игарки и в 1400 км от Красноярска, за полярным кругом, в условиях вечной мерзлоты. Игарской нефтегазоразведочной экспедицией под руководством Б.М. Могилевского. Первооткрыватели месторождения - В. П. Кичигин, В. И. Мартыновский, Н. А. Третьяк, С. В. Биденко, Н. П. Кузьмин, В. А. Кринин.
В июле 2008 года на Западно-Лодочном месторождении Ванкорского блока была пробурена «сухая» скважина. Вслед за этим произошла смена руководства «Ванкорнефти», компанию возглавил бывший глава департамента нефтегазодобычи «Роснефти» Александр Дашевский.
Для разработки, эксплуатации и обслуживания месторождения были привлечены специалисты со всей страны, значительная их часть из Башкортостана.
21 августа 2009 года Ванкорское нефтегазоносное месторождение было запущено в промышленную эксплуатацию. Ранее добычу на Ванкоре планировалось начать в конце 2008 года, затем запуск месторождения был отложен до третьего квартала 2009 года. В церемонии начала эксплуатации Ванкора принял участие премьер-министр России Владимир Путин.
Посёлок:
Ванкор - вахтовый посёлок, созданный для разработки Ванкорского нефтегазового месторождения компанией ООО «РН-Ванкор» - дочерним предприятием «Роснефти». Доставка вахтовиков осуществляется двумя способами: воздушными путями и по зимнику. По воздуху (только на вертолётах) на Ванкор можно попасть из Игарки, Коротчаева (Новый Уренгой), Тарко-Сале. Запланирована постройка взлётно-посадочной полосы малой авиации. Проезд по зимнику осуществляется с декабря по май. На Ванкоре имеется мобильная связь - МТС и Билайн. Действуют тарифы Красноярского края.
Здесь построен временный поселок для вахтовиков, состоящий из нескольких общежитий: «Кэмп-1220», «ОБП-700» и «ЖВК-850» (цифры в названии обозначают проектную вместимость общежития). Существует сеть автомобильных дорог. Часть дорог имеет бетонное покрытие, остальные дороги грунтовые и в виде зимников. Сооружено нефтехранилище, ведётся промышленное бурение. Построен магистральный нефтепровод "Ванкорское Месторождение - КНПС «Пурпе», откуда нефть попадает в системы транспорта нефти «Транснефти».
Основные объекты обустройства Ванкорского месторождения
· Центральный пункт сбора нефти:
o 3 установки подготовки нефти производительностью 7,5 млн т/год каждая
o Газовые компрессорные станции высокого и низкого давления
o Резервуарный парк объёмом 180 тыс. мі
· Газотурбинная электростанция мощностью 200 МВт
· Установка подготовки нефти и сброса воды «Юг» - 66 тыс. мі в сутки
· Установка подготовки нефти и сброса воды «Север» - 66 тыс. мі в сутки
· Мини НПЗ производительностью 50 тыс. т/год дизтоплива
· Внутрипромысловые сети (нефтепроводы, газопроводы, водоводы, дороги, линии электропередач).
1.15 Южно-Ягунское нефтяное месторождение
Южно-Ягунское - нефтяное месторождение в России. Расположено в Ханты-Мансийском автономном округе, в 165 км к северо-востоку от г. Сургут. Открыто в 1978 году. Освоение началось в 1982 году.
Запасы нефти 0,5 млрд тонн. Плотность нефти составляет 0,844 г/см3 или 35,5° API. Содержание серы составляет 0,78 %.
Месторождение относится к Западно-Сибирской провинции.
Оператором месторождение является российская нефтяная компания Лукойл. Добыча нефти на месторождении в 2007 году составила 3,142 млн тонн.
1.16 Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение
Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение - одно из крупнейших на востоке России. Является базовым для формирования Якутского центра газодобычи и ресурсной базой для газопровода «Сила Сибири» и Амурского газоперерабатывающего завода (наряду с Ковыктинским месторождением в Иркутской области).
История:
Открыто в 1983 году. Расположено в Ленском районе Якутии.
Лицензия на Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение предоставлена «Газпрому» в соответствии с распоряжением правительства РФ от 16 апреля 2008 года, после чего здесь был проведён комплекс геологоразведочных работ.
В 2014 году на месторождении началась пробная добыча нефти. В перспективе чаяндинская нефть будет направляться в нефтепровод «Восточная Сибирь - Тихий океан» (ВСТО).
В 2015 году «Газпром» приступил к обустройству газовых залежей. Начало добычи газа будет синхронизировано с запуском магистрального газопровода «Сила Сибири» и Амурского газоперерабатывающего завода.
Месторождение
По размеру запасов (B1+B2) относится к категории уникальных - около 1,4 трлн мі газа и около 76,7 млн тонн нефти и конденсата. Проектная годовая производительность - 25 млрд мі газа, 1,9 млн тонн нефти и 0,4 млн тонн газового конденсата.
Газ месторождения имеет сложный компонентный состав, в том числе содержит значительные объёмы гелия. На Чаяндинском месторождении впервые в России в промышленном масштабе будет использована технология мембранного извлечения гелия из природного газа непосредственно на промысле. Также месторождение станет сырьевой базой для Амурского газоперерабатывающего завода, где из газа будут извлекаться ценные фракции.
1.17 Сахалин-1
«Сахалимн-1» - нефтегазовый проект, реализуемый на острове Сахалин по условиям соглашения о разделе продукции.
В рамках проекта предусмотрена разработка нефти и газа на северо-восточном шельфе острова Сахалин. Район разработки включает в себя месторождения Чайво, Одопту-море и Аркутун-Даги. Объём извлекаемых запасов оценивается в 2,3 млрд баррелей нефти (307 млн тонн) и 485 млрд мі природного газа. Жизненный цикл проекта продлится до 2040 - 2050 годов.
Оператор проекта - Эксон Нефтегаз Лимитед, дочерняя компания ExxonMobil (30 %), другие участники консорциума по его разработке - ОАО «Роснефть» (20 %), ONGC (20 %) и SODECO (30 %). Проект «Сахалин-1» останется одним из крупнейших проектов с прямыми иностранными инвестициями в России: на начало 2006 консорциум израсходовал более 4,5 млрд долл. США.
Первая скважина, давшая нефть, была пробурена «Сахалинморнефтегазом» на Аркутун-Даги в 1989 году.
Соглашение о разделе продукции (СРП) с международным консорциумом по проекту «Сахалин-1» было подписано 30 июня 1995 года правительством РФ и администрацией Сахалинской области, вступило в силу в июне 1996 года.
С 2008 года американская ExxonMobil пытается снизить Налог на прибыль с 35 до 20 % и возместить налоговые платежи для своей компании в рамках проекта.
В октябре 2005 года началась добыча нефти и газа на месторождении Чайво. Газ, добываемый на этом участке, поставляется внутренним потребителям в Хабаровском крае. Существуют планы по строительству газопровода между Сахалином и Японией. Газопровод от Сахалина до Японии обойдется в 2,6 миллиарда долларов (13.06.2006). Дата обращения 13 июня 2006. Архивировано 12 февраля 2012 года. Добыча ведется с платформы «Орлан».
в 2010 году было запущено месторождение - Одопту. Его запуск позволил компенсировать падение добычи нефти на основном месторождении проекта - Чайво.
В январе 2011 года нефтяная скважина месторождения Одопту-море, пробуренная под острым углом к поверхности земли, проекта Сахалин-1 с длиной 12 345 метров стала самой длинной скважиной в мире (самая глубокая - Кольская сверхглубокая скважина). В июне 2013 года на Чайвинском месторождении вновь был побит мировой рекорд по протяжённости скважины: длина самой длинной скважины составила 12 700 метров (скважина Z-42).
В июне 2014 года на месторождение Аркутун-Даги была доставлена и установлена самая мощная в мире на тот момент морская буровая платформа «Беркут». В январе 2015 с платформы начала поступать первая промышленная нефть.
Нефть, добытая на месторождении Аркутун-Даги, будет направляться на действующий Береговой комплекс подготовки Чайво, а затем перекачиваться по трубопроводу на нефтеотгрузочный терминал в Де-Кастри, расположенный в Ульчском районе Хабаровского края. Далее высококачественное сырьё будет отгружаться в танкеры на экспорт. Нефть сорта № 4 - Sokol, добываемая в рамках проекта «Сахалин-1», содержит 0,23 % серы, плотность нефти - 37,9 градусов API.
Планируется строительство завода СПГ на юге Сахалина. Это будет второй на острове завод по сжижению газа. Первый был открыт в 2009 году в рамках проекта Сахалин-2. Завод должен быть введён в 2019 году
1.18 Сахалин-2
«Сахалимн-2» - нефтегазовый проект, реализуемый на острове Сахалин на условиях соглашения о разделе продукции. Оператором проекта является компания «Сахалин Энерджи».
О проекте:
Проект предусматривает разработку двух шельфовых месторождений:
· Пильтун-Астохского (главным образом нефтяного месторождения с попутным газом);
· Лунского (преимущественно газового месторождения с попутным газовым конденсатом и нефтяной оторочкой). Общие запасы составляют 182,4 млн т нефти и 633,6 млрд мі газа (по другим данным - 150 млн тонн нефти и 500 млрд кубометров газа).
Нефть:
В 2014 году «Сахалин Энерджи» вывела на мировой рынок легкую малосернистую нефть сорта «Сахалин Бленд». Нефть сорта №5 - Vitayz, добываемая в рамках проекта «Сахалин-2», имеет привязку к стоимости сорта «Дубаи».