Опубликовано: 16.12.2019

История лаборатории

Лаборатория геологии месторождений нефти и газа, несмотря на молодой возраст Института проблем нефти и газа СО РАН, имеет долгую историю. Лаборатория была создана в составе вновь организованного Института проблем нефти и газа СО РАН на базе лаборатории нефти и газа Института геологических наук СО РАН, в настоящее время Института геологии алмаза и благородных материалов СО РАН.

В разные годы в коллективе лаборатории работали видные специалисты по геологии нефти и газа Сибирской платформы, такие как: д.г.-м.н., Бобров А.К., д.г.-м.н., Микуленко К.И., д.г.-м.н., Колодезников К.Е., к.г.-м.н., Москвитин И.Е. и др.

За период существования лаборатории четыре сотрудника удостоены звания «Первооткрыватель месторождений» член-корреспондент РАН, д.г.-м.н., Сафронов А.Ф. (Среднетюнгское газоконденсатное месторождение), д.г.-м.н., Бобров А.К. (Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторождение), д.г.-м.н., Ситников В.С. (Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение), д.г.-м.н., Колодезников К.Е. (цеолитовое месторождение – Хонгуруу).

В настоящее время лаборатория геологии месторождений нефти и газа проводит фундаментальные исследования в области геологии и геохимии нефти и газа древних платформ, в том числе по проблемам прогнозирования и поиска месторождений углеводородов. Лаборатория активно участвует в региональных и в республиканских научно-прикладных проектах, в том числе, по научному обеспечению необходимой сырьевой базы для нефтепровода ВС-ТО и изучению Арктических территорий и шельфов прилегающих морей.

 

Деятельность лаборатории

Лаборатория ведет деятельность в направлениях:

  1. Нефтегазогеологические исследования;
  2. Геохимические методы поиска залежей углеводородов;
  3. Газоконденсатные исследования.

1.Нефтегазогеологические исследования

Республика Саха (Якутия), обладая крупнейшим углеводородным потенциалом, играет ведущую роль в развитии нефтегазового комплекса Востока России. Значительный вклад в научное сопровождение геологоразведочных работ по ускоренному наращиванию сырьевой базы для нефтяной и газовой промышленности вносит ИПНГ СО РАН. Институт проводит фундаментальные исследования в области геологии нефти и газа, в том числе по проблемам прогнозирования и поиска месторождений углеводородного сырья в сложных горно-геологических условиях востока Сибирской платформы.
Исследованиями охвачены потенциально нефтегазоносные районы развития надвиговых дислокаций, соляной тектоники, рифогенных образований, крупных неантиклинальных ловушек, нетрадиционных источников углеводородного сырья (сланцевый газ, газогидраты, битумы и др.). Особое внимание уделяется изучению северных территорий республики и шельфовых территорий арктических морей. В результате выполненных исследований по раздельному прогнозу на нефть и газ составлено геологическое обоснование возможного открытия в центральной части Западной Якутии целого ряда новых существенно нефтеносных районов (Алдано-Амгинский, Западно-Ботуобинский, Южно-Вилюйский, Западно-Алданский и др.).
Указанные результаты научных исследований имеют принципиальное значение, так как в дополнение к Талакано-Чаяндинско-Ботуобинской группе нефтегазоконденсатных месторождений, являющихся основными поставщиками нефти в ВС-ТО, создают необходимые предпосылки для ускоренной подготовки крупных запасов нефти в новых геологических работах в относительной близости от нефтепровода ВС-ТО.

2. Прямые геохимические методы поисков залежей углеводородов

Институт проблем нефти и газа СО РАН завершил подготовку и с 2014 года приступает к опробованию и внедрению в условиях Якутии высокоразрешающей методики прямых геохимических поисков скоплений нефти и газа, разработанной в Институте нефтегазовой геологии и геофизики имени А.А. Трофимука СО РАН.

Анализ проб осуществляется в поле на экспрессном хроматографе ЭХО-ФИД с воздухом в качестве газа-носителя. Время анализа 1 минута. Портативный газовый хроматограф «Эхо-В-ФИД» с фотоионизационным детектором обеспечивает анализ воздуха на содержание бензола-толуола-этилбензола-ксилола (БТЭК). Имеется возможность отбора пробы на концентратор из труднодоступных мест (узкие щели, трещины и т.д.).

Устройство предназначено для газогеохимической съемки индивидуальных углеводородных компонентов в грунте при проведении работ по поиску залежей нефти и газа, в частности, к устройствам пробоотбора ароматических углеводородов с последующим хроматографическим или хромато-масс-спектрометрическим анализом углеводородных компонентов в полевых условиях. Устройство включает как минимум один концентратор и средство для установки концентратора в грунт и извлечения его из грунта.

По сравнению с аналогом предложенное устройство значительно сокращает длительность периода накапливания газов на сорбенте, обеспечивает надежность установки концентратора в шурфе, устраняет возможность частичной потери сорбированных веществ при транспортировке концентратора в лабораторию.

Эта технология позволяет существенно увеличить достоверность оценки и повысить эффективность поиска прогнозируемого месторождения УВ.

3. Газоконденсатные исследования

Газоконденсатный комплекс является единственным в Республике Саха (Якутия). Комплекс позволяет проводить следующие исследования:

  1. Промысловые исследования скважин на конденсатность;
  2. Обработка проб в лаборатории и подготовка их к проведению анализов;
  3. Хроматографический анализ состава природного газа;
  4. Физико-химический анализ конденсата и газожидкоствная хроматография;
  5. Экспериментальное определение КИК на бомбе равновесия УКГ-3;
  6. Экспериментальное исследование изотермической и изобарической конденсации;
  7. Экспериментальные исследования изотермической и изобарической конденсации;
  8. Экспериментальные исследования фазового состояния углеводородных систем.

Комплекс используется для научных исследований по контрактам с недропользователями в составе нефтегазового комплекса в республике.

Результаты работ лаборатории

2019 год – Продолжение выполнения научного проекта IX.131.1.6. Геологическое строение, геохимия органического вещества и перспективы нефтегазоносности потенциально нефтегазоносных территорий восточной Якутии и шельфа Восточно-Сибирского моря (руководители: д.г-м.н. Ситников В.С., к.г-м.н. Чалая О.Н.).

На основе теоретических исследований по комплексному анализу имеющихся геолого-геофизических данных актуализированы и уточнены научные представления о строении, истории геологического развития и потенциальной нефтегазоносности арктических территорий Якутии и шельфов прилегающих морей. С учетом выполненных исследований по сравнительной характеристике строения и истории развития осадочно-породных бассейнов на территории Восточной Якутии, шельфа Восточно-Сибирского моря, востока Сибирской платформы и Северной Аляски, установлено значительное сходство геологических условий рассматриваемых территорий. В частности, для них характерна приуроченность к юго-восточному сектору единого Арктического циркумполярного супербассейна, присутствие в разрезе древних платформ отложений в диапазоне от рифея до неогена включительно, одинаковая тектоническая позиция территорий в региональном плане супербассейна, наличие разновозрастных рифтов и полигенетических разломов, нефтегазопроявлений, диапировых соляных куполов, фактов о сходной истории развития установленных и прогнозируемых месторождений нефти и газа. В итоге оценка нефтегазовых ресурсов существенно оптимизирована, углеводородный потенциал рассматриваемых территорий значительно увеличился, что подтверждается многочисленными нефте- и битумопроявлениями в Российском секторе Восточной Арктики и крупными запасами нефти и газа на месторождениях Аляски.

2018 год – Выполнение программы IX.131. Геология месторождений углеводородного сырья, фундаментальные проблемы геологии и геохимии нефти и газа, научные основы формирования сырьевой базы традиционных и нетрадиционных источников углеводородного сырья

IX.131.1. Проблемы региональной геологии, седиментологии, органической геохимии и нефтегазоносности осадочных бассейнов Сибири и акватории Северного Ледовитого океана (координаторы: чл.-корр. РАН В.А. Конторович, чл.-корр. РАН А.Ф. Сафронов).

Научный проект IX.131.1.6. Геологическое строение, геохимия органического вещества и перспективы нефтегазоносности потенциально нефтегазоносных территорий восточной Якутии и шельфа Восточно-Сибирского моря (руководители: д.г-м.н. Ситников В.С., к.г-м.н. Чалая О.Н.)

№ госрегистрации: АААА-А17-11704710037-1

№ ФАНО 0377-2018-0004

О результатах по направлениям исследований в рамках Программы фундаментальных научных исследований государственных академий наук на 2013-2020 годы в 2018 году по проекту IX.131.1.6.

Получены новые геологические результаты, подтверждающие правомерность воззрений о наличии на востоке республики в геологическом прошлом крупной палеоплатформы, являвшейся продолжением древней Сибирской платформы. Уточнены границы крупных фрагментов этой палеоплатформы, сохранившихся на суше и шельфе Восточно-Сибирского моря вблизи от территорий, недра которых при их длительном геологическом развитии были переработаны мезозойской складчатостью Верхоянья и частично в процессе активизации тектонических движений в кайнозое. Крупные сохранившиеся фрагменты указанной домезозойской платформы прогнозируются непосредственно на шельфе Восточно-Сибирского моря, что значительно повышает прогнозный углеводородный потенциал его осадочного разреза.

Получены новые доказательства значительной роли региональных, субширотных, трансформных разломов при существенном проявлении субгоризонтальных, тектонических дислокаций типа сдвига. В результате, уточнены представления прошлых лет о геологической природе пограничных складчато-блоковых структур, выделенных ранее на границе континентальных территорий и морских акваторий.

О потенциальной нефтегазоносности исследуемых территорий, свидетельствуют многочисленные проявления нефти, газа, битумов, установленные здесь к настоящему времени в различных геологических условиях в отложениях широкого статиграфического диапазона.

По результатам геохимических исследований установлено, что девонские отложения о. Котельный обладали значительно большим нефтематеринским потенциалом по сравнению с каменноугольными. Вместе с тем, в процессе эволюции шельфа Восточно-Сибирского моря среднепалеозойские породы достигли зоны апокатагенеза и в значительной мере реализовали свой потенциал уже в мезозойское время. В этой связи представляется, что при вертикальной миграции флюидов первично девонские нефти могли формировать залежи в мезозойских отложениях в зоне сочленения массива Де Лонга и Восточно-Сибирского прогиба.

По геохимическим критериям установлено, что в Индигиро-Зырянском прогибе в составе ископаемого ОВ нижнемеловых отложений при преобладающей роли гумусового ОВ было существенным участие водорослевого материала. Последнее повышает нефтегенерационный потенциал ОВ меловых отложений наряду с высоким газогенерационным потенциалом, присущим гумусовому ОВ. Учитывая пребывание нижнемеловых отложений в условиях ГФН и ГФГ, можно предположить здесь генерацию наряду с газообразными, и жидких углеводородных флюидов, а следовательно формирование нефтяных оторочек в прогнозируемых газоконденсатных залежах, как в газоконденсатных залежах Хапчагайских месторождений (Сафронов и др. 2014). При этом не исключается роль подтока жидких УВ за счёт вертикальной миграции из нижележащих юрских отложений бастахской свиты.

 

2017 год – Выполнение программы IX.131. Геология месторождений углеводородного сырья, фундаментальные проблемы геологии и геохимии нефти и газа, научные основы формирования сырьевой базы традиционных и нетрадиционных источников углеводородного сырья

IX.131.1.  Проблемы региональной геологии, седиментологии, органической геохимии и нефтегазоносности осадочных бассейнов Сибири и акватории Северного Ледовитого океана (координаторы чл.-корр. РАН В.А. Конторович, чл.- корр. РАН А.Ф. Сафронов).

Научный проект IX.131.1.6. Геологическое строение, геохимия органического вещества и перспективы нефтегазоносности территорий восточной Якутии и шельфа Восточно-Сибирского моря

№ госрегистрации АААА-А17-11704710037-1

№ ФАНО 0377-2016-00001

1. На северо-востоке Якутии в пограничной зоне «континент – океан» вдоль арктического побережья от дельты р. Лены до устья р. Колымы по геолого-геофизическим данным разных лет выделяется субширотная цепочка приморских впадин (прогибов), открытых в сторону Восточно-Сибирского моря. Предполагается, что все они являются окраинными частями единой более крупной депрессии в структуре осадочного чехла, преобладающая часть которой находится в пределах шельфа. Аналогичная впадина была выделена в 2014 – 2016 гг. член-корр. РАН А.Ф. Сафроновым на территории Лаптевоморского шельфа под названием «Оленекская синеклиза».

Прогнозируется закономерная приуроченность уникально крупных ресурсов нефти и газа к указанным отрицательным формам в структуре осадочного чехла при их соответствии следующим обязательным условиям: древнее заложение; многоярусное строение   осадочного чехла; длительное унаследованное развитие при закономерной смене режимов тектогенеза; преимущественное развитие   в платформенных условиях; наличие в истории формирования впадин этапов рифтогенеза и др

Наличие вышеуказанных благоприятных условий на шельфе Восточно-Сибирского моря и прилегающем арктическом побережье прогнозируется по аналогии со многими крупными нефтегазоносными районами мира, в строении которых значительную роль играют впадины подобного типа.

2. Проведенный комплексный анализ геолого-съемочных, электроразведочных, сейсморазведочных и других фактических данных, имеющихся по северо-востоку Якутии, подтвердил правомерность выделения здесь перспективных в нефтегазоносном отношении земель, приуроченных к ранее установленным   приморским и межгорным впадинам, в которых прогнозируется в основном газовое сырье, приуроченное к терригенным отложениям палеоген, мела и верхней юры.

Впервые обоснован вывод о том, что Зону приколымских поднятий, выделенную авторами на месте Колымского срединного массива или Колымо-Омолонского супер – террейна ( по Л.М.Парфенову, 1981), целесообразно  рассматривать не только  с позиций возможной генерации УВ, мигрировавших затем в вышеуказанные впадины, а в большей степени, как самостоятельный объект для  постановки в дальнейшем  нефтегазопоисковых работ  с целью выявления крупных   запасов  нефти  в  отложениях палеозоя, с которыми связаны  установленные к настоящему времени обильные  проявления битумов в карбонатных горизонтах девона, силура и ордовика.

 

2016 год – Выполнение программы IX.131. Геология месторождений углеводородного сырья, фундаментальные проблемы геологии и геохимии нефти и газа, научные основы формирования сырьевой базы традиционных и нетрадиционных источников углеводородного сырья

IX.131.1.  Проблемы региональной геологии, седиментологии, органической геохимии и нефтегазоносности осадочных бассейнов Сибири и акватории Северного Ледовитого океана (координаторы чл.-корр. РАН В.А. Конторович, чл.- корр. РАН А.Ф. Сафронов).

IX.131.1.6. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности акватории моря Лаптевых и прилегающих районов континентального сектора Сибирской платформы.

Номер ФАНО: 0377-2014-0001

Сведения о результатах в рамках государственного задания на проведение фундаментальных научных исследований по направлениям исследований РАН, предусмотренного Программой фундаментальных научных исследований государственных академией наук на 2013-2020 годы, в 2016 году:

Ретроспективный историко-генетического анализ эволюции разновозрастных пассивных континентальных окраин позволил в свое время выделить стадии их развития: рифтовая, пассивноокраинная, коллизионная и постколлизионная (Сафронов, 1987). Проведенный в рамках госбюджетного проекта анализ геологического строения и истории геологического развития ряда современных пассивных континентальных окраин (Бенгальский залив, залив Карпентария – Новая Гвинея, Гвинейский залив, Лаптевоморская пассивная континентальная окраина) с позиций историко-генетического анализа   позволил сделать вывод о том, что в цикле их развития четко выделяются обозначенные ранее стадии. В соответствии принятой стадийностью на современном уровне развития земной коры – континентальная окраина Бенгальского залива находится на постколлизионной стадии, залива Карпентария – на коллизионной, Гвинейского залива и Лаптевоморская – на пассивноокраинной стадии.

Получил подтверждение сделанный в 2014 году вывод о перспективности на нефть и газ венд-рифейских отложений на склонах Игналинского выступа кристаллического фундамента в Алдано-Майской впадине: в колонковой скважине зафиксировано нефтепроявление на глубине 40 м, которое можно рассматривать, как прямой признак наличия залежи нефти в более глубокозалегающих горизонтах венда и рифея. (см. Карту)

 

2014-2015 год – Выполнение программы VIII.73.1.6 «Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности акватории моря Лаптевых и прилегающих районов континентального сектора Сибирской платформы»

В рамках программы ФНИ при выполнении лабораторией геологии месторождений нефти и газа научных исследований, запланированных на 2014 г. по подпункту VIII.73.1.6, в частности после построения серии палеографических карт на основе принятой стратификации опорных сейсмических горизонтов и построения профильных разрезов: континент – пассивная окраина, получен ряд новых геологических результатов. Их обобщение и анализ позволяют сделать следующие важнейшие выводы:

1. Результаты выполненных геолого-геофизических и палеографических построений свидетельствуют о наличии на территории северо-восточного сектора Сибирской платформы и ее палеогеологического продолжения в сторону современного Морелаптевского шельфа крупнейшего рифейского депоцентра со значительными мощностями терригенно-карбонатных толщ, сформированных в морских условиях и содержащих повышенные концентрации рассеянного органического вещества.

2. Установлено сложное многоярусное строение осадочного чехла, седиментация которого осуществлялась при преобладании как рифтогенного (рифей, средний палеозой, кайнозой), так и преимущественно платформенного (венд – ранний палеозой, верхний палеозой – мезозой, кайнозой) режимов тектонического развития. Отмечено несовпадение структурных планов осадочных комплексов, сформированных в условиях различных тектонических режимов.

3. Установлено, что Лено-Анабарский региональный прогиб, традиционно выделяемый в составе Сибирской платформы на северном окончании современной континентальной суши, является частью более крупной тектонической структуры, которая расположена преимущественно на шельфе моря Лаптевых и оконтурена нами в качестве Оленекской синеклизы.

По многим показателям, характеризующим особенности строения и геологического развития крупнейших тектонических структур, отмечается весьма значительное сходство вновь выделенной Оленекской синеклизы с более изученной Вилюйской гемисинеклизой, расположенной в восточной краевой части Сибирской платформы на западном продолжении Верхоянского входящего угла.

В пределах одноименной Вилюйской НГО к настоящему времени установлена промышленная газоносность верхнепермских, нижнетриасовых и нижнеюрских горизонтов. В целом на месторождениях Хапчагайского и Тюнгского газоносных районов подготовлена достаточно крупная сырьевая база для газодобывающей промышленности (до 500 млрд. мУВГ).

Кроме того, в бортовых частях Вилюйской гемисинеклизы прогнозируется промышленная нефтеносность более древних кембрийских карбнатных толщ. О правомерности такого прогноза, наряду с наличием необходимых региональных условий, свидетельствуют многочисленные обильные нефтепроявления, зафиксированные как при разведке ранее выявленных газоконденсатных месторождений, так и за их пределами во многих единичных скважинах.

4. Указанное сходство двух крупнейших депрессий, характеризующихся древним заложением и длительным унаследованным развитием, позволяет на следующем этапе исследований перейти к раздельному прогнозу нефтегазоносности территорий Морелаптевского шельфа и прилегающей континентальной суши. Более того, эти данные указывают на возможность существенного уточнения количественной оценки прогнозируемых здесь геологических ресурсов УУВ в сторону ее значительного увеличения.

 О газоконденсатных исследованиях и лабораторной обработке проб газа и конденсата в ИПНГ СО РАН 

После прекращения работы  в Якутии структурного подразделения ВНИИГАЗа  в 1995 году (ДВКНИО – Дальневосточный комплексный  научно-исследовательский отдел,  расформирован приказом по ВНИИГАЗу от 25 января 1995 года), силами которого осуществлялись проектирование и контроль за разработкой газоконденсатных месторождений на территории республики, а также проводились промысловые исследования скважин  и лабораторная обработка проб газа и конденсата, возникает необходимость  продолжения данного вида научно-прикладных  исследовательских работ с целью обеспечения  производственной  деятельности предприятий, занятых  добычей и транспортировкой природного газа.  И совершенно естественно, что на покрытие возникшего дефицита в области прикладных исследований по углеводородной тематике были привлечены другие научные предприятия, и в первую очередь – Институт проблем нефти и газа СО РАН. Разумеется, к этому времени, в Якутии начинает широко развиваться и нефтяная отрасль. Таким образом, возникают предпосылки частичной переориентации академических институтов на нужды отраслевой науки.

В настоящее время ИПНГ завершает формирование лаборатории УГК по проведению газоконденсатных исследований скважин с целью определения параметров и показателей, являющимися исходными для подсчета запасов газа и конденсата, проектирования разработки и обустройства месторождений, переработки конденсата и контроля за разработкой месторождения. Также газоконденсатные исследования дают возможность изучать изменение состава пластовой смеси, фазового состояния пластовой смеси, потерь конденсата в пласте, условий сепарации на установках комплексной подготовки газа, в течении всего периода разработки месторождений. Уже проведены подобные исследования на Среднетюнгском газоконденсатном месторождении. Данная лаборатория является пока единственным исследовательским комплексом на территории Центральной Сибири и Дальневосточного региона, который может проводить газоконденсатные исследования скважин, осуществлять  экспериментальные работы на установке PVTпо изучению фазового  равновесия пластовых систем и определению коэффициента извлекаемости конденсата (КИК) при разработке месторождений на истощение. Безусловно, потребуется еще немало усилий и затрат для полного развертывания данной исследовательской  деятельности. Но в данном случае, речь не идет о новых  изобретениях. Конечно же, эти  работы и раньше успешно проводились в Якутии, как было сказано выше, структурным подразделением ВНИИГАЗа. Поэтому, может, будет более уместно говорить о восстановлении газоконденсатной лаборатории, что несколько упрощает поставленную задачу. Тем не менее, работа предстоит большая, а необходимость в создании  указанного лабораторного комплекса не вызывает сомнения, о чем говорят ее первые исследования на договорной основе.

Если  академическая углеводородная тематика оперирует свободными пробами пластовых флюидов для изучения их генетических свойств с целью определения условий формирования залежей, направления основных  потоков фильтрации и ее динамических показателей, то отраслевая наука исследует представительные пробы газа, конденсата и нефти, которые имеют фиксированную термодинамическую и гидродинамическую характеристики на  конкретном  установившемся  режиме  работы скважин и пластов. Цель таких исследований заключается в определении количественной характеристики пластовых проб и их материального баланса.

  1. Термодинамически-фиксированные (PVT)пробы;
  2. Гидродинамически-фиксированные (Рпл-Рзаб);
  3. Газодинамически-фиксированные (Q= kdP).

В 2019 году был заключен договор на оказание услуг с  ООО “ГДК Ленск-газ”.

Договор №116/19 от 19 июля 2019г предусматривающий выполнение следующих работ:

  • научно-методическое сопровождение ГКИ, с целью контроля соответствии процесса отбора и качества отобранных проб газа и конденсата на эксплуатационной скважине №314-2 Отраднинского ГКМ
  • выполнить лабораторную обработку проб газа сепарации и конденсата, полученных при проведении газоконденсатных исследований скважины №314-2 Отдранинского ГКМ.

Работы по договору №116/19 от 19 июля 2019г выполнены в полном обьеме.

В 2017 году были заключены 2 договора на оказание услуг с ОАО «Сахатранснефтегаз» и ООО “ГДК Ленск-газ”.

Договор № 78/17-хоз от 15.03.2017г предусматривающий выполнение следующих работ:

  • на основании промысловых газоконденсатных исследований скважины № 239 Среднетюнского ГКМ, проведенных в марте 2015 года, выполнить лабораторную обработку проб газа и конденсата;
  • по результатам выполненных работ составить и передать ОАО «Сахатранснефтегаз» «Отчет о выполнении работ по проведению промысловых газоконденсатных исследований скважины №239 Среднетюнгского месторождения и последующих лабораторных и экспериментальных (термодинамических) исследований проб газа и конденсата”

Договор №156/17 19.07.2015г. обязующий ИПНГ СО РАН выполнение следующих работ:

  • научно-методическое сопровождение ГКИ, с целью контроля соответствии процесса отбора и качества отобранных проб газа и конденсата на эксплуатационной скважине №314-3 Отраднинского ГКМ
  • выполнить лабораторную обработку проб газа сепарации и конденсата, полученных при проведении газоконденсатных исследований скважины №314-3Отдранинского ГКМ.

Работы по договору № 78/17-хоз от 15.03.2017г ,а также по договору №156/17 19.07.2015г выполнены в полном обьеме в соответствии с Методикой проведения газоконденсатных исследований.

В 2015 году были заключены 2 договора на оказание услуг с ОАО «Сахатранснефтегаз» и ООО “ГДК Ленск-газ”.

Договор № 17/15-УДТГ от 11.02.2015г предусматривающий выполнение следующих работ:

  • на основании промысловых газоконденсатных исследований скважины № 226 Среднетюнского ГКМ, проведенных в октября 2014 года, выполнить лабораторную обработку проб газа и конденсата;
  • по результатам выполненных работ составить и передать ОАО «Сахатранснефтегаз» «Отчет о выполнении работ по лабораторной обработке проб газа и конденсата, полученных при проведении газоконденсатных исследований на скважине № 226 Среднетюнского ГКМ», содержащий расчеты состава пластового газа, потенциального содержания конденсата в пластовом газе и значения КИК, определенного экспериментальным методом на бомбе равновесия УГК-3.

Договор №215/15 от 16.11.2015г. обязующий ИПНГ СО РАН выполнение следующих работ:

  • выполнить лабораторную обработку проб газа сепарации и конденсата, полученных при проведении газоконденсатных исследований скважины №314-2 Отдранинского ГКМ.

Работы по договору № 17/15-УДТГ от 11.02.2015г выполнены в полном объеме, по договору №215/15 от 16.11.2015г. результаты лабораторной обработки и физико-химического анализа проб газа и конденсата представлены в полном объеме в соответствии с Методикой проведения газоконденсатных исследований скважины.

В 2014 году были заключены 2 договора на оказание услуг с ОАО «Сахатранснефтегаз».

Договор № 124/14-хоз от 19.05.2014г предусматривающий выполнение следующих работ:

  • на основании проведенных в сентябре 2013 совместных газоконденсатных исследований скважины № 226 Среднетюнского ГКМ выполнить лабораторную обработку проб газа и конденсата;
  • по результатам выполненных работ составить и передать ОАО «Сахатранснефтегаз» «Отчет о выполнении работ по лабораторной обработке проб газа и конденсата, полученных при проведении газоконденсатных исследований на скважине № 226 Среднетюнского ГКМ».

Договор №133/14-УДТГ от 23.09.2014г. обязующий ИПНГ СО РАН выполнение следующих работ:

  • провести в сентябре 2014 совместные газоконденсатные исследования скважины № 226 Среднетюнского ГКМ. В работу включается подготовка обвязка  сепарационного оборудования, выбор контрольного режима промыслового исследования, определения конденсато-газового фактора (КГФ), отбор проб газа и сырого конденсата, доставка проб в лабораторию ИПНГ СО РАН;
  • выполнить лабораторную обработку проб газа сепарации и конденсата.

Работы по договору № 124/14-хоз от 19.05.2014г выполнены в полном объеме, по договору №133/14-УДТГ от 23.09.2014г. проведены работы по совместным газоконденсатным исследованиям на скважине № 226 Среднетюнского ГКМ, определен КГФ, отобраны и доставлены пробы газа и сырого конденсата. На стадии завершения работы по лабораторной обработке проб газа сепарации и конденсата.

 

Сотрудники лаборатории

Атласов Р.А., М.н.с.

Марков Л.Е., инженер

Иванов А.Г., ведущий инженер