Просмотр кода страницы Ямбургское газоконденсатное месторождение

 
'''Ямбургское газоконденсатное месторождение''' - месторождение газа, газового конденсата и нефти. Открыто в 1969 году. Расположено в Заполярной части Западносибирской равнины, на Тазовском полуострове в субарктической зоне. Входит в Западно-Сибирскую нефтегазоносную провинцию. Центр добычи — город Уренгой. Промышленная газоносность установлена в сеноманских и неокомских отложениях. Размеры ЯНГКМ — 170 на 50 километров. По данным ОАО «ВНИИЗАРУБЕЖГЕОЛОГИЯ» Ямбургское месторождение занимает третье место в мире по начальным извлекаемым запасам газа. Непосредственное участие в открытии и освоении этого месторождения принимал выпускник [[ТПУ|Томского политехнического института]] 1963 г. [[Брехунцов Анатолий Михайлович | А.М. Брехунцов]].

==Запасы, значение==

Общие геологические запасы оцениваются 8,2 трлн м³ природного газа. Остаточные геологические запасы составляют 4,2 трлн м³ природного газа и 42,31 % от общих геологических запасов Ямбургского месторождения.

Месторождение приурочено к крупному куполовидному поднятию в пределах одноимённого мегавала. Размер локальной структуры 170Х45 км, амплитуда 213 м. Выявлена одна газовая и 5 газоконденсатных залежей в отложениях верхнего мела. Газовая залежь высотой около 201 м обнаружена в терригенных отложениях сеномана (уренгойская свита) на глубине 1004-1211 м. Продуктивные отложения представлены переслаивающимися песчаниками, алевролитами и глинами с резкой изменчивостью литологических характеристик по площади и разрезу. Коллекторы порового типа эффективной мощностью 39-73 м с пористостью 27% и проницаемостью 470 мД. Залежь массивная. Начальное пластовое давление 11,5 МПа, температура 30°С. Состав газа (%): CH4 95,5; N2 4,5; плотность 578 кг/м3. Газоконденсатные залежи выявлены в отложениях валанжина и готерива на глубине 2533-3177 м. Коллекторы - переслаивающиеся песчаники и алевролиты эффективной мощностью 8-15,6 м с пористостью 15- 18%. Залежи пластовые сводовые, высотой 20-80 м. Начальные пластовые давления 26-31,9 МПа, температуры 68-81°С. Газоводяной контакт находятся на отметках от -3150 до -3190. Содержание в газе конденсата 106,5-275 г/м3. Состав газа (%): CH4 88,67-88,81; С2Н 6 + высшие 6,03- 7,39; N2 0,02-0,26; CO2 0,59-0,94. Разработка газовой залежи ведётся в газовом режиме.

На Ямбургском месторождении впервые была использована централизованная система обустройства, когда вместо трёх установок комплексной подготовки газа используются одна УКПГ и две установки предварительной подготовки газа (УППГ). Это позволило сэкономить значительные средства и ускорить ввод месторождения в эксплуатацию.

За период эксплуатации Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения предприятием Газпром добыча Ямбург — 100%-ное дочернее общество ОАО «Газпром» — добыто более 4 триллионов кубометров газа и около 18 млн т. газового конденсата. Подготовка газа к транспортировке осуществляется на 9 установках комплексной подготовки газа (УКПГ) (1-7, 9 и 1В) и на 5 установках предварительной подготовки газа (УППГ) (ППГ ГП-1 (бывшая УППГ-8), 4А, 10, 2В, 3В).

==Ссылки==

http://www.sibsac.ru/ru/legendy-geologii/352-brekhuntsov-anatolij-mikhajlovich.html

http://www.mining-enc.ru/ya/yamburgskoe-mestorozhdenie

http://www.oil-industry.ru/images/upload/pozdravlenija/2006/Brehuncov.pdf
https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%AF%D0%BC%D0%B1%D1%83%D1%80%D0%B3%D1%81%D0%BA%D0%BE%D0%B5_%D0%BD%D0%B5%D1%84%D1%82%D0%B5%D0%B3%D0%B0%D0%B7%D0%BE%D0%BA%D0%BE%D0%BD%D0%B4%D0%B5%D0%BD%D1%81%D0%B0%D1%82%D0%BD%D0%BE%D0%B5_%D0%BC%D0%B5%D1%81%D1%82%D0%BE%D1%80%D0%BE%D0%B6%D0%B4%D0%B5%D0%BD%D0%B8%D0%B5