USD 73.6088

-0.24

EUR 86.9173

-0.07

BRENT 74.14

+0.3

AИ-92 45.72

+0.01

AИ-95 49.6

+0.01

AИ-98 56.41

+0.02

ДТ 49.76

+0.01

12764

Требса и Титова Месторождение

Месторождения им Р. Требса и А. Титова - крупнейшие материковые нефтяные месторождения России

Требса и Титова Месторождение

Месторождение им Р. Требса (Варкнавтское месторождение) и месторождение им А. Титова - крупнейшие материковые нефтяные месторождения России, расположены в на северо-востоке Ненецкого автономного округа.
Р. Требс - создатель Варандейской экспедиции для поиска нефтяных месторождений на севере Тимано-Печорской плиты.
А. Титов - Заслуженный геолог РСФСР .
Общая площадь участка недр, на котором расположены месторождения им Требса и Титова, согласно данным Лицензии, составляет 2151 км2.
Месторождение им Требса расположено в 220 км на северо- восток от г. Нарьян-Мар.
По территории участка недр проходит магистральный нефтепровод (МНП) «Южное Хыльчую - Варандей».
Месторождение им Титова расположено в 238 км на северо-восток от г. Нарьян-Мар.
МНП «Южное Хыльчую - Варандей» проходит в 42 км на северо-запад от месторождения им Титова.
Разрабатывается Башнефть полюс - СП Башнефти и ЛУКОЙЛа.
На геологическое изучение, разведку и добычу углеводородного сырья месторождений Башнефти выдана лицензия НРМ 15107 НР (22 февраля 2011 года - 11 февраля 2036 года) .
Оба месторождения находятся в Садаягинской ступени Хорейверской впадины.
Месторождение им. Р. Требса
Расстояние от г. Нарьян-Мар: 220 км
Извлекаемые запасы: С12 = 82 469 тыс. тонн
Фонд для бурения: 88 скважин
Максимальная добыча нефти: 2280 тыс. т/год в 2021 году
Накопленная добыча нефти на 2036 год: 26,0 млн тонн
Месторождение им. А. Титова
Расстояние от г. Нарьян-Мар: 238 км
Извлекаемые запасы: С12 = 57 590 тыс. тонн
Фонд для бурения: 140 скважин
Максимальная добыча нефти: 2752 тыс. т/год в 2023 году
Накопленная добыча нефти на 2036 год: 33,3 млн тонн

Общие характеристики

Лицензионный участок недр расположен на территории Ненецкого автономного округа (НАО), в северо-восточной части Хорейверской впадины. 

В границах лицензионных участков недр находятся земли, относящиеся к особо охраняемым природным территориям окружного значения. 

Площадь участка 2151 км2

Нефть : плотность 816,9–841,0 кг/м3, небольшую вязкость в нормальных условиях - 6,45–6,16 мкм2/сек, содержит от 18,5 до 28% бензиновых фракций, небольшое количество смол (2,95–5,40%) и парафинов (2,0–5,8%). 

Низкосернистая, серы - не более 0,5%. 

Нефть месторождений им. Р. Требса и А. Титова продается в составе Варандейской смеси - по качеству выше Urals и более дорогой Siberian Light. 

В состав смеси входит также нефть с Харьягинского, Южно-Хильчуюского месторождений.

Учтенные Государственным балансом запасы нефти и газа по состоянию на 1 января 2005 года
Геологические запасы нефти по С1и С2 составляют более 355 млн тн, извлекаемые - более 140 млн тн.
Геологические запасы газа по С1и С2 составляют более 32 млрд м3, извлекаемые - более 14 млрд м3.
Ближайшие месторождения: Варандейское и Торавейское (недропользователь - Нарьянмарнефтегаз), расположены северо-восточнее, соответственно в 58 и 41 км от месторождения им Титова и им Требса.
На территории Варандейского месторождения находится вахтовый поселок.
Транспортировку нефти планируется осуществлять по МНП до Варандейского нефтетерминала с последующей загрузкой в нефтеналивные танкеры.
В последние годы Роснефть рассматривает альтернативный маршрут - через порт Индига.
Расстояние до порта гораздо больше, чем до СМЛОП Варандей, но и цены на перевалку - существенно ниже.  

varandey 2018.jpg

Месторождения разрабатывается кустовым способом.
На кустовых площадках размещены устья скважин, замерные установки, блоки автоматики, КТП и другое оборудование.
На месторождении им Титова в 2015 г будет построена дожимная насосная станция с многофазной насосной станцией ( МФНС), что делает ненужным сепарацию нефти, что позволит уменьшить количество емкостного оборудования и отказаться от строительства газопровода.
На ДНС будет сделан предварительный сброс пластовой воды, ее очистка и утилизацию в системе ППД.
На месторождении им Требса построят центральный пункт сбора. Технологическое оборудование ЦПС обеспечивает подготовку нефти, в тч дегазацию, обезвоживание, обессоливание, стабилизацию и доведение до товарной кондиции.
Попутный нефтяной газ (ПНГ) используется на собственные нужды (печи, котельные), на ГТЭС, закачивается в пласты для поддержания пластового давления и транспортируется по газопроводу на месторождение Южное Хыльчую.
Отделившаяся попутно добываемая вода направляется в систему ППД.
Для защиты «вечной мерзлоты» от растепления, строительство кустовых площадок предусматривает отсыпку песчано-гравийных оснований высотой не менее 2 м.
Трубопроводы системы сбора и транспорта продукции скважин планируется прокладывать надземно, на эстакадах в едином теплоизолирующем коробе.
Участки сборных трубопроводов одного диаметра оборудуются системами пуска-приема очистных устройств удаления АСПО.
В августе 2013 г состоялся ввод месторождения в пробную эксплуатацию, а октябре 2013 г состоялась торжественная церемония ввода в эксплуатацию.
Ввод в промышленную эксплуатацию состоится в 2016 г.
К 2020 г месторождение выйдет на полку добычи в объеме около 4,8 млн т/год нефти.





Подпишитесь на общую рассылку

лучших материалов Neftegaz.RU

* Неверный адрес электронной почты

Нажимая кнопку «Подписаться» я принимаю «Соглашение об обработке персональных данных»