Оренбургское газоконденсатное месторождение

Материал из Википедии — свободной энциклопедии
Перейти к навигации Перейти к поиску
Оренбургское газоконденсатное месторождение
51°39′14″ с. ш. 54°47′48″ в. д.HGЯO
Страна
РегионОренбургская область 
Год открытия1966 год 
Балансовые запасы600 млрд. м3 газа, 270 млн. тонн нефти и конденсата 
Мемориальная доска на территории компрессорной станции.png
Россия
Red pog.png
Оренбургское газоконденсатное месторождение
Оренбургская область
Red pog.png
Оренбургское газоконденсатное месторождение

Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение, открытое в 1966 году на окраине города Оренбурга, находится в юго-восточной части Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, которая прослеживается на территории Кировской, Пермской, Оренбургской, Волгоградской, Самарской, Саратовской, Свердловской, Пензенской и Ульяновской областей. Мощность газоносной толщи в Оренбургском ГКМ составляет около 550 м. Газ содержит, кроме углеводородных компонентов, сероводород, меркаптановую серу и гелий.

История открытия месторождения[править | править код]

Первый газ на месторождении был получен из разведочной скважины № 13, пробуренной в ноябре 1966 года бригадой С. Д. Иванова, работавшего в составе Оренбургского территориального геологического управления под руководством лауреата Государственной премии, кандидата геолого-минералогических наук И. А. Шпильмана и главного геолога Предуральской экспедиции лауреата Государственной премии Черепахина Семёна Дмитриевича.

Освоение месторождения[править | править код]

Разрабатывается с 1971 года. Промышленная добыча газа началась в 1974 году. Добычу газа ведёт ООО «Газпром добыча Оренбург».

Характеристика[править | править код]

Запасы газа в месторождении формировались в отложениях нижней перми и верхнего и среднего карбона (около 360 - 300 млн. лет назад) в карбонатно-сульфатной и карбонатной (известняки и доломиты) пластах.

Начальные запасы Оренбургского газоконденсатного месторождения – около 2000 млрд. куб. м. газа, и около 600 млн. тонн нефти и конденсата.

Месторождение располагается на южном склоне Волго-Уральской антеклизы в границах зоны сочленения Прикаспийской синеклизы и Предуральского краевого прогиба. Площадь месторождения — 107х23 км, амплитуда — 550 м.

Газовый конденсат добывается в виде углеводородной жидкости. Эта жидкость в подземных пластах находится в виде газа, растворённого в углеводородном газе. Добываемый сырой конденсат представляет собой жидкость, в состав которой входят жидкие углеводороды и углеводороды, сходные с метаном в виде растворённого газа: этан С2H6, пропан С3H8, бутан С4H10, пентан С5H12, гексан C6H14 и др. В отличие нефти, конденсаты, растворенные в газе образуют газоконденсатные залежи, находящиеся в недрах в газообразном состоянии (с числом атомов углерода С5), а при изотермическом снижении пластового давления часть содержащихся углеводородов переходит в жидкость.

При добыче углеводородов давление в конденсате снижается до 4-8 МПа, происходит выделение сырого конденсата. При разработке месторождений с большим содержанием газовых конденсатов, из добытого газа выделяют углеводороды от С3 и выше, а фракции C1—С2 закачивают обратно в пласт для поддержания там давления.

Содержание жидких компонентов в 1 куб. м. газа для Оренбургского газоконденсатного месторождения находится в пределах от 10 до 700 куб. см.

Литература[править | править код]

  • Геологическое строение и нефтегазоносность Оренбургской области. Оренбург: Оренбургское книжное издательство,1997. 272с.
  • Справочник по геологии нефти и газа. / Под ред. Н. А. Еременко. М.: Недра, 1984. 480 с.
  • Бакиров Э. А., Ермолкин В. И., Ларин В. И., Мальцев А. К., Рожков Э. Л. Геология нефти и газа. М: Недра, 1990. 240 с.
  • Клименко А. П. Сжиженные углеводородные газы. М., «Недра», 1974. 367 с.

Ссылки[править | править код]