| Про Компанию |
|
| Дочерние предприятия |
|
| Работы и услуги |
|
| Инвестиционая деятельность |
|
| Тендеры и конкурсы |
|
| Законодательная база |
|
| Новости Компании |
|
| Фотогалерея |
|
|
СМИ о НАК «Надра Украины» |
|
| Контакты |
|
|
 |
 |
 |
 |
 |
 |
Тендеры, конкурсы
О признании шестнадцатого конкурса по привлечению инвестиций не состоявшимся
Национальная акционерная компания «Надра Украины» сообщает о том, что шестнадцатый конкурс по привлечению инвестиций для проведения поисковых, геологоразведочных и других видов работ на скважинах № № 30 и 31 Владиславовского месторождения (специальное разрешение принадлежит ДП «Крымгеология») Конкурсной комиссией признан не состоявшимся.
Об изменении даты раскрытия конвертов с заявками, поданными на конкурс
Национальная акционерная компания «Надра Украины» сообщает об изменении даты раскрытия конвертов с заявками, поданными участниками шестнадцатого конкурса по привлечению инвестиций для проведения поисковых, геологоразведочных и других видов работ на лицензионных участках дочерних предприятий Компании. Об изменении даты раскрытия конвертов с заявками, поданными на конкурс Национальная акционерная компания «Надра Украины» сообщает об изменении даты раскрытия конвертов с заявками, поданными участниками шестнадцатого конкурса по привлечению инвестиций для осуществления геолого-разведывательных работ на лицензионных участках дочерних предприятий Компании.Крайний срок подачи заявок претендентами – 27 января 2012 года до 10.00. Раскрытие конвертов с заявками будет проходить 27 января 2012 года в 12.00 в помещении Национальной акционерной компании «Надра Украины». Объявлен шестнадцатый открытый конкурс по привлечению инвесторов
Национальная акционерная компания «Надра Украины» объявляет шестнадцатый открытый конкурс с целью привлечения инвестиций для осуществления поисковых, геолого-разведывательных и других работ на скважинах № 30 и 31 Владиславовского месторождения (специальное разрешение принадлежит ДП «Крымгеология»). Владиславовское нефтяное месторождение. (специальное разрешение на пользование недрами Ачинской площади № 2137 от 21.11.2002 г., срок действия продлен до 21.11.2012 г. ДП «Крымгеология») Владиславовское нефтяное месторождение расположено в Ленинском районе Автономной Республики Крым. Владиславовское месторождение открыто в 1956 году при проведении на площади поисково-разведывательного бурения и в том же году было передано в эксплуатацию Радченковскому нефтепромыслу. В 1960 году эксплуатация месторождения была прекращена в связи с падением дебитов нефти до 0. За все время разработки с 1956 по 1960 годы было получено 8665,4 т нефти. В 1997 году ДГП «Крымгеология» получило лицензию на проведение поисково-разведывательных работ, в том числе ИПР, на Ачинский лицензионной площади, в состав которой входит и Владиславовское нефтяное месторождение. В 1997 году была восстановлена скважина 18 Владиславовская, составлен проект пробной эксплуатации Владиславовского месторождения и Минтопэнерго было дано разрешение на ввод месторождения в пробную эксплуатацию. В 1997 году месторождение было введено в пробную эксплуатацию, при этом эксплуатировалась лишь скважина 18 Владиславовская. В 2004 году пробная эксплуатация была завершена из-за технического состояния скважины 18 Владиславовская. За время с 1997 по 2006 год было добыто 14 175,72 т нефти. В 2006 году была пробурена скважина 28 Владиславовская, которая изменила представление о строении Владиславовского месторождения. При испытании отложений из интервала 624 - 629 м, приуроченного к подошвенной части производительной пачки, получен прилив воды. На месторождении были введены в пробную эксплуатацию скважины 3 Ачинская, 28 Владиславовская, 23 Владиславовская, 18 Владиславовская. Работа проводилась на основании планов пробной эксплуатации. За период с 2006 по 01.11.2009 г. добыто 1 475,401 тонн нефти. В сентябре 2009 года была пробурена скважина 26 Владиславовская, при испытании которой из интервала, приуроченного к кровельной части производительного пласта, получен начальный прилив нефти до 9,0 м3/сут. В 2010 году была пробурена скважина 27 Владиславовская в 126 м юго-западнее скважины 26 Владиславовская. При испытании скважины 27 из интервала, приуроченного к кровельной части производительного пласта, получен начальный прилив нефти до 5,0 м3/сут. За период работ было уточнено строение Владиславовского поднятия по отложениям верхнего керлеута, детализировано распределение продуктивных полей Владиславовского нефтяного месторождения. По состоянию на 01.01.2011 года на государственном балансе запасов Украины находится: запасов категории С1 класса 111 - 14 тис. т, класса 221 - 129 тис.т; категории С2 класса 122 - 140 тис. т и классу 222 – 470 тис. т. Всего за период проведения исследований и пробной эксплуатации Владиславовского нефтяного месторождения (1956 – 2011 годы) добыто 26 тыс. тонн нефти. Методика, объемы и условия проведения проектных работ. Цели и задачи проектных работ При стационарном испытании скважины 18 Владиславовская получен прилив нефти из песчаников керлеутского горизонта среднего майкопа (инт. 637-642 м). Дебит нефти (4 м3/сут. на O 1,9 мм штуцере). За все время работы из скважины были получены 20 тис. т нефти (с 1956 года по настоящее время). Однако, за все время работ не было определено геологическое строение месторождения, распространение продуктивных пластов, так как невыдержанность песчано-алевритовых прослоек по площади и по разрезу усложняет как корреляцию разрезов, так и геологические построения. Не были определены и фильтрационно-емкостные свойства продуктивных пачек. Глубины залегания продуктивных пластов 500-700 м. Значительное количество запасов категории С2 свидетельствует о недоразведанности месторождениях. Вышеуказанное является основой для проведения доразведки месторождения. Работы по данному проекту нацелены на доразведку залежей в отложениях керлеутского горизонта среднего майкопа. Освоение месторождения для использования даст народнохозяйственный эффект для топливно-энергетического комплекса АР Крым. Среднемайкопские нефтяные залежи раскрыты скважинами 18, 23, 26, 27, 28 Владиславовскими и 3 Ачинской. В настоящее время принято: залежи пластовые, сводчатые, тектонически экранированные. 1. Продуктивная пачка І Раскрыта скважинами 18, 23, 28 Владиславовскими, 3 Ачинской на глубинах от 540 до 583 м (абс. отриц. от –479,5 к – 807,0 м). Общая толщина пачки колеблется от 32 м (ск. 22) до 16 м (ск. 26 Владиславовская), эффективная толщина по данным ГДС определена в скважинах 18, 26, 28 Владиславовских, 3 Ачинской, в последних скважинах эффективная толщина не определена в связи с очень низкими значениями удельных сопротивлений и принимается условно. Коллекторами являются глинистые песчаники и алевролит. Залежи пачки І Прилив нефти, полученный в скважине 23 Владиславовская, дебиты нефти составляли первично 5,5 м3/сут. (1957 год), при восстановлении скважины прилив нефти составляет 0,055м3/сут. Начальное пластовое давление в скважине на глубине 570,5 м составляет 7,7 МПа (расчетное). В конце 2006 года было проведено испытание пласта І в скважине 18 Владиславовская (инт. 569 - 571,5 м), получен прилив нефти дебитом 3,8м3/сут., пластовое давление приведено на середину интервала перфорации 570 м - - 8,7 МПа. В 2007 году было начато испытание І пласта в скважине 28 Владиславовская в инт. 569 - 571,5 м, получен прилив нефти дебитом от 4,7 до 2,1 м3/сут. на шт. O 2 мм, пластовое давление (расчетное), приведенное на середину интервала перфорации 562 м- 9,8 МПа. По результатам испытания условный контакт нефть-вода принимается на абсолютной отметке – 576,3 м, что соответствует середине гипсометрии между скважинами 21 (получен прилив воды) и 23 (получен прилив нефти). Нижняя граница установленной продуктивности отвечает подошве исследованного нефтенасыщенного пласта в скважине 23 Владиславовская. Размеры залежи нефти в принятом контуре нефтеносности составляют 2,5 км на 0,5 км. Высота нефтяной залежи 96 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина коллектора принята как средневзвешенная по площади и равняется 3,2 м для запасов категории С2 и 2,2 - для перспективных ресурсов категории С3. В период проведения опытно-промышленной разработки залежи пачки І с 1998 по 2010 год из скважин 3 Ачинская, 18, 23, 28 Владиславовская добыто 1 602 т нефти. По типу залежь нефти отнесена к антиклинальной пластово - сводчатой тектонически экранированной. 2. Продуктивная пачка І а Раскрыта и испытана скважиной 3 Ачинская на глубинах от 578 до 599,6 м (абс. отриц. от – 513,6 к – 535,2 м). Временной аналог пачки Іа прослеживается в скважинах 24, 18, 28, 23 Владиславовских. Общая толщина ее колеблется от 20 до 30,8 м, эффективная нефтенасыщенная толщина колеблется от 20 до 30,8 м. Коллекторами являются глинистые песчаники и алевролит. Более глинистые аналоги пластов прослеживаются в скважинах 18, 23, 28 Владиславовских. Залежь пачки І а Приливы нефти, полученные в скважине 3 Ачинская и при общем испытании пачек І и Іа в скважине 23 Владиславовская, дебиты нефти составляли первично 0,4 - 0,6 м3/сут. Начальное пластовое давление в скважине 3 Ачинская на глубине 573,3 м составляет 4,74 МПа (расчетное). По результатам испытания условный водонефтяной контакт отмечается на отметке – 632,4 м, что соответствует середине гипсометрии между нижними отверстиями перфорации в скважине 21 Владиславовская, где получен прилив воды, и подошвой нефтенасыщенного пласта в скважине 26 Владиславовская на абсолютной отметке – 632,4 м. Нижняя граница установленной продуктивности (НГУП) для пачки Іа определена на отметке минус 563,7 м, что отвечает подошве нефтенасыщенного по ГДС пласта в скважине 26 Владиславовская. Размеры залежи нефти в принятом контуре составляют 2,4 х 0,6 км. Высота нефтяной залежи 118,4 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина коллектора принята как средневзвешенная по площади и равняется 3,0 м для запасов категории С2 и 1,3 м для перспективных ресурсов категории С3. Залежь антиклинальная пластово-сводчатая тектонически экранированая. В период проведения опытно-промышленной разработки залежи пачки Іа с 2000 по 2010 годы из скважин 3 Ачинская, 23 Владиславовская добыты 149 т нефти. 3. Продуктивная пачка ІІ Раскрыта всеми скважинами Владиславовскими и 1, 3 Ачинскими на глубинах от 621,8 до 921,6 м (абс. отриц. от – 556,6 к – 871,7 м). Пачка достаточно хорошо коррелирует по площади и в разрезе. Общая толщина пачки 25-45 м, суммарная эффективная 9,4 – 11,2 м. Пачка состоит из 4-х пластов, толщиной до 21 м. Коллекторами являются пески и алевриты. Пласты достаточно хорошо прослеживаются в западной части площади, и замещаются более глинистыми разновидностями в восточном и северном направлениях. Максимальные эффективные нефтенасыщенные толщи составляют 11 м (скважина 18 Владиславовская). Залежь пачки ІІ Прилив нефти из пачки ІІ получен в скважине 18 Владиславовская. Дебиты нефти составляли первично до 14,6 т/сут. на шт. O 2 мм (1956 год). Начальные пластовые давления в скважине составляли на глубине 636 м 9,92 МПа. В скважине 16 Владиславовская при испытании пачки ІІ получена вода с газом, в скважине 21 Владиславовская получен слабый прилив воды, в скважинах 1, 3 Ачинские, 28 Владиславовская при испытании пачки ІІ получены приливы воды. По результатам испытания установлен водонефтяной контакт, определенный на отметке – 672,8 м, что соответствует середине гипсометрии между абсолютной отметкой нижних отверстий перфорации в скважине 18 Владиславовская и верхними отверстиями перфорации пачки ІІ в скважине 21 Владиславовская, где получен слабый прилив воды. Нарушение, которое установлено по данным бурения скважин 3 Ачинская, 28 Владиславовская, прослеживается с севера и с северо-востока. Размеры залежи нефти в принятом контуре нефтеносности составляют 2,3 км х 0,3 км. Высота нефтяной залежи - 100,8 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина коллектора принята как средневзвешенная по площади и равняется 7,1 м для запасов категории С1, 6,5 м категории С2 и 5,2 м для перспективных ресурсов категории С3. Залежь антиклинальная пластово-сводчатая тектонически экранированная. В период проведения опытно-промышленной разработки залежи пачки ІІ с 1997 по 2009 год из скважины 18 Владиславовская добыто 13 752 т нефти. Всего по месторождению, начиная с 1956 года, добыто 24,8 тис. т нефти. В связи с дополнительными исследованиями строения Ачинской лицензионной площади, в состав которой входит Владиславовское нефтяное месторождение, тематическими и сейсмо-разведывательными работами возник вопрос о достоверности существующей модели месторождения. С помощью бурения скважин 29 - 31 будет уточнено строение каждой залежи І, І а, П. По результатам работ ожидается перевод запасов нефти класса 122 в более высокую категорию. Прогнозируемое усложнение строения месторождения за счет дизъюнктивной тектоники и возможных фациальных замещений пород-коллекторов требует введения практически каждой скважины в ИПЭ с целью использования этих материалов для подсчета запасов. Обоснование разведки Ожидается, что месторождение содержит три продуктивных пласта, размещенных в интервале глубин от 470 - 650 м в сводной части ловушки и до 600 – 1 000 м на периклиналях. Пласты расположены в сравнительно небольшом по толщине разрезе до 200 м. Залежь многопластовая. Характер распространения песчаников на Владиславовскому месторождению не выдержан по площади и разрезу с тенденцией к улучшению на приподнятых участках складки. Согласно проведенного анализа геологической информации определенно, что продуктивные пачки экранируются глинистыми разделами, каждая отдельная залежь, приуроченная к пластам І, І а, ІІ, имеет свой ВНК и свой состав нефти, что определено по результатам испытания скважин. Изложенное выше дает возможность выделить три этажа разведки, включая производительные пласты среднего майкопа. Система размещения скважин В основу выбора размещения скважин заложены основные параметры, отображающие особенности строения ловушки, резервуаров и залежей. Геометрия ловушки принята по данным сейсморазведки (горизонты Іб). При выборе местоположения скважин учтен вариант возможного смещения структурных планов. Особенностью проектирования является значительное количество пробуренных скважин. Поэтому проектными скважинами в большей мере будут решаться задачи доразведки. Всего планируется бурение 3-х разведывательных скважин № № 29, 30, 31. Первоочередной и независимой представляется скважина 31, которая проектируется в 130 м к востоку от скважины 18 Владиславовская. Проектная глубина скважины – 650 м, проектный горизонт, – средний майкоп. Вторая независимая скважина - № 29, проектируется в 300 м юго-западнее скважины 23 Владиславовская. Проектная глубина – 650 м, проектный горизонт, – средний майкоп. Третья независимая скважина - 30, проектируется в 500 м к востоку от скважины № 18 Владиславовская. Проектная глубина – 650 м, проектный горизонт, – средний майкоп. Местонахождение скважин будет уточняться по результатам бурения разведывательных скважин 31, 29. Предельные ассигнования на проектные работы Согласно «Проекта доразведки Владиславовского месторождения» стоимость строительства одной скважины составляет 6 500 тыс. грн. Однако переход на использование новых проектно-сметных норм приведет к изменению стоимости строительства одной скважины приблизительно до 10 млн. грн. Геолого-экономическая эффективность и основные технико-экономические показатели разведывательных работ Предполагаемая эффективность и технико-экономические показатели разведывательных работ приведены в таблице:
Обзорная карта в пределах Ачинской площади.
Определен победитель пятнадцатого открытого конкурса по скважине № 2 Новоподольского бишофитного месторождения
Победителем пятнадцатого открытого конкурса по привлечению инвестиций для выполнения поисковых, геологоразведочных и других работ на скважине № 2 Новоподольского бишофитного месторождения (специальное разрешение на использование недр принадлежит ДП «Чернигивнафтогазгеология») стало ООО «Черкассы-Промбуд».
Определены победители пятнадцатого конкурса по привлечению инвесторов
В Национальной акционерной компании «Надра Украины» прошел пятнадцатый открытый конкурс по привлечению инвесторов для осуществления поисковых, геолого-разведывательных и других работ на:
Состоялось раскрытие конвертов с заявками на участие в пятнадцатом открытом конкурсе по привлечению инвесторов
Во вторник, 17 января 2012 года, в 12.00 в помещении Национальной акционерной компании «Надра Украины» состоялось раскрытие конвертов с заявками на участие в пятнадцатом открытом конкурсе по привлечению инвесторов для проведения геологического изучения недр и исследовательско - промышленной разработки:
Об изменении даты раскрытия конвертов с заявками, поданными на конкурс
Национальная акционерная компания «Надра Украины» сообщает об изменении даты раскрытия конвертов с заявками, поданными участниками пятнадцатого конкурса по привлечению инвестиций для осуществления геолого-разведывательных работ на лицензионных участках дочерних предприятий Компании. Объявлен пятнадцатый открытый конкурс по привлечению инвесторов Национальная акционерная компания «Надра Украины» объявляет пятнадцатый открытый конкурс с целью привлечения инвестиций для осуществления геолого-разведывательных работ на лицензионных участках: - ДП «Чернигивнафтогазгеология»: скважина № 2 Новоподольського месторождения; - ДП «Захидукргеология»: Мижриченская площадь; - ДП «Центрукргеология»: Сула-Удайское месторождение (Мелехивский участок); - ДП «Крымгеология»: Ромашкинская и Первомайская площади, Булганацкий блок (Борзовское месторождение). За конкурсной документацией обращаться по адресу: г. Киев, Воздухофлотский пр-т, 54, Национальная акционерная компания «Надра Украины». Контактные лица: Новосад Андрей Алексеевич, Никитина Наталия Алексеевна, тел. (044) 246-80-13, 246-80-09, тел./факс: (044) 246-80-11 (ком. 604). Стоимость пакета конкурсной документации составляет 40 103,00 грн. с ПДВ. Денежные средства необходимо перечислять на р/с 26003219145 в АБ «Укргазбанк», МФО 320478, получатель: Национальная акционерная компания «Надра Украины», ЄДРПОУ 31169745. Последний срок подачи конкурсных заявок претендентами – 10 января 2012 р. до 10.00. Раскрытие конвертов с заявками будет проведено 10 января 2012 р. в 12.00 в помещении Национальной акционерной компании «Надра Украины». Характеристика Новоподольского месторождения. В административном отношении Новоподольское месторождение бишофита расположено в Ичнянском районе Черниговской области. ВРайонные центры пгт. Ичня и г. Нежин находятся соответственно в 18 км на юг и 35 км к западу от месторождения. В непосредственной близости от месторождения расположено с. Новый подол, а также с.с. Крупичполе, Ивангород, Обмиш и др. Основными транспортными коммуникациями является железнодорожная магистраль Киев-Москва и Прилуки-Бахмач (ближайшая железнодорожная станция Бильмачовка расположена в 13 км к востоку) и система дорог как с твердым покрытием, так и грунтовым. В осенне - зимний период грунтовые дороги для передвижения автотранспорта малопригодны. В экономическом отношении район месторождения является сельскохозяйственным. Климат района работ умеренно континентальный. Среднегодовая температура + 7,5 град., среднегодовое количество осадков 476-516 мм. Длительность осенне-зимнего периода 6-7 месяцев. Промерзание почвы в зимний период достигает 1-1,2 м. преимущественное направление ветров – западное ,северо-западное. Отопительный период - 191 сутки. В географическом отношении Новоподольское месторождение расположено в Приднепровской низменности в междуречье рек Остер и Удай. По характеру рельефа являет собой полого-волновую лесную равнину со степными «блюдцами». Абсолютные отметки поверхности колеблются в пределах 126-140 м. Гидрографическую сетку месторождения составляют верховья рек Остер и Удай и их притоки, которые расположены в непосредственной близости от месторождения. Кроме залежей бишофита, на территории, которая непосредственно граничит с Новоподольским месторождением добываются строительные материалы (суглинки, глины, пески), а также подземные воды, которые используются для местных потребностей. Район также считается перспективным в отношении нефтегазоносности, прямые признаки которой были отмечены на Тванский, Северо-Омбишской, Буримской и других площадях. Бишофит представляет собой водный хлорид магния МgСl2 6 Н2О и является продуктом кристаллизации солей замкнутых водных бассейнов. Впервые обнаруженный в цехштейновых отложениях в Германии немецким ученым Густавом Бишофом, в честь которого со временем этот минерал и был назван. Относится к классу галогеноидов и представляет собой концентрат морской соли пригородного периода. По составу - это хлоридмагниевий комплекс с содержанием солей и микроэлементов: калия, кальция, натрия, меди, железа, кремния, титана, молибдена, лития, бора, брома, йода и др. Бишофит и его растворы являются сырьем для производства металлического магния, магнезиальных вязких, огнеупорных, бальнеологических препаратов, паст и других продуктов. Новоподольское месторождение в Черниговской области имеет большие запасы бишофита. В натуральном состоянии бишофит встречается в виде соляной зернисто кристаллической породы. В чистом виде кристаллы бишофита прозрачны, но могут иметь белую, розовую и бурую расцветку в зависимости от примесей. Бишофит имеет горьковато-соленый острый жгучий вкус, твердость его 1,5; удельный вес 1,59-1,61 г/см3, электропроводный, растворяется в поглощаемой из воздуха влаге. Растворимость: 1 670 г/л в холодной воде, 3 670 г/л в горячей воде. При температуре 116° С бишофит раскладывается. Химическая формула - МgСl2 6 Н2О. Добывают бишофит методом подземного растворения через скважину. При добыче методом подземного растворения получают не кристаллический бишофит, а его водный раствор. Получаемый водный раствор имеет те же свойства, что и кристаллический бишофит. Он представляет собой полунасыщенный раствор плотностью 1,25-1,32 г/см3, прозрачный или желтоватый, маслянистый на ощупь, без запаха, не горючий, не взрывоопасный, гигроскопический, не токсичный, имеет антисептические свойства. Абсолютная вязкость раствора составляет 0,62 СПЗ при 50° С. Характеризуется низкой коррозийной активностью, которая не превышает активность водопроводной воды. Его можно транспортировать и хранить в обычных металлических емкостях, а также в стеклянной, керамической и пластмассовой посуде. Срок хранения раствора естественного бишофита в герметически закрытой таре не ограничен. Раствор естественного бишофита не смешивается с дизельным топливом, бензином, керосином. Растворимость хлорида магния достигает следующих величин при разных температурах: В административном отношении Новоподольское месторождение бишофита расположено в Ичнянском районе Черниговской области. Районные центры пгт. Ичня и г. Нежин находятся соответственно в 18 км на юг и 35 км к западу от месторождения. В непосредственной близости от месторождения расположено с. Новый подол, а также с.с. Крупичполе, Ивангород, Обмиш и др. Основными транспортными коммуникациями является железнодорожная магистраль Киев-Москва и Прилуки-Бахмач (ближайшая железнодорожная станция Бильмачовка расположена в 13 км к востоку) и система дорог как с твердым покрытием, так и грунтовым. В осенне - зимний период грунтовые дороги для передвижения автотранспорта малопригодны. В экономическом отношении район месторождения является сельскохозяйственным. Климат района работ умеренно континентальный. Среднегодовая температура + 7,5 град., среднегодовое количество осадков 476-516 мм. Длительность осенне-зимнего периода 6-7 месяцев. Промерзание почвы в зимний период достигает 1-1,2 м. преимущественное направление ветров – западное ,северо-западное. Отопительный период - 191 сутки. В географическом отношении Новоподольское месторождение расположено в Приднепровской низменности в междуречье рек Остер и Удай. По характеру рельефа являет собой полого-волновую лесную равнину со степными «блюдцами». Абсолютные отметки поверхности колеблются в пределах 126-140 м. Гидрографическую сетку месторождения составляют верховья рек Остер и Удай и их притоки, которые расположены в непосредственной близости от месторождения. Кроме залежей бишофита, на территории, которая непосредственно граничит с Новоподольским месторождением добываются строительные материалы (суглинки, глины, пески), а также подземные воды, которые используются для местных потребностей. Район также считается перспективным в отношении нефтегазоносности, прямые признаки которой были отмечены на Тванский, Северо-Омбишской, Буримской и других площадях. Бишофит представляет собой водный хлорид магния МgСl2 6 Н2О и является продуктом кристаллизации солей замкнутых водных бассейнов. Впервые обнаруженный в цехштейновых отложениях в Германии немецким ученым Густавом Бишофом, в честь которого со временем этот минерал и был назван. Относится к классу галогеноидов и представляет собой концентрат морской соли пригородного периода. По составу - это хлоридмагниевий комплекс с содержанием солей и микроэлементов: калия, кальция, натрия, меди, железа, кремния, титана, молибдена, лития, бора, брома, йода и др. Бишофит и его растворы являются сырьем для производства металлического магния, магнезиальных вязких, огнеупорных, бальнеологических препаратов, паст и других продуктов. Новоподольское месторождение в Черниговской области имеет большие запасы бишофита. В натуральном состоянии бишофит встречается в виде соляной зернисто кристаллической породы. В чистом виде кристаллы бишофита прозрачны, но могут иметь белую, розовую и бурую расцветку в зависимости от примесей. Бишофит имеет горьковато-соленый острый жгучий вкус, твердость его 1,5; удельный вес 1,59-1,61 г/см3, электропроводный, растворяется в поглощаемой из воздуха влаге. Растворимость: 1 670 г/л в холодной воде, 3 670 г/л в горячей воде. При температуре 116° С бишофит раскладывается. Химическая формула - МgСl2 6 Н2О. Добывают бишофит методом подземного растворения через скважину. При добыче методом подземного растворения получают не кристаллический бишофит, а его водный раствор. Получаемый водный раствор имеет те же свойства, что и кристаллический бишофит. Он представляет собой полунасыщенный раствор плотностью 1,25-1,32 г/см3, прозрачный или желтоватый, маслянистый на ощупь, без запаха, не горючий, не взрывоопасный, гигроскопический, не токсичный, имеет антисептические свойства. Абсолютная вязкость раствора составляет 0,62 СПЗ при 50° С. Характеризуется низкой коррозийной активностью, которая не превышает активность водопроводной воды. Его можно транспортировать и хранить в обычных металлических емкостях, а также в стеклянной, керамической и пластмассовой посуде. Срок хранения раствора естественного бишофита в герметически закрытой таре не ограничен. Раствор естественного бишофита не смешивается с дизельным топливом, бензином, керосином. Растворимость хлорида магния достигает следующих величин при разных температурах:
Минимальная концентрация раствора для выдачи потребителю составляет, в соответствии с техническими условиями ТУ 25 Украины 22529511-003-97, не менее 320 г/л, который отвечает плотности 1 250 кг/м3. Согласно отмеченным выше техническим условиям раствор естественного бишофита имеет состав, масс. %: ионов Мg2 - не менее 7,0; ионов SO2 - не больше 1,0; МgСl2 не менее 24,0; СаСl2 - не больше 0,5; NaСl - не больше 5,0; нерастворимого в воде остатка - не больше 0,2. Установлено, что бишофит содержит в своем составе несколько десятков микроэлементов, концентрация некоторых из них приближается к промышленно значимой. В нем содержится также незначительное количество сульфатных минералов и группа гидрослюд. Минералогический состав: бишофит включает в себя такие основные компоненты: бишофит МgСl2 6 Н2О - 88-90 %; карналлит КСl МgСl2 6 Н2O - 0,1-5,5%; кизерит МgSO 4 Н2О – 0,1-2,8%; бромистий магний МgВг - 2 0,45-0,98%; ангидрит СаSO4 - 0,1-0,7%; галит КаСl - 0,1-0,4%. Температура замерзания раствора естественного бишофита зависит от его плотности. При плотности раствора согласно ТУ 25 В 22529511 - 003-97 температура замерзания составляет минус 35° С. Характеристика скважины № 2 Проектная глубина – 3 000 м Проектный горизонт - отложения нижней перми Фактическая глубина – 2 803 м Геологический разрез раскрыт к кровле верхнего карбона. Скважина начата бурением в 23.11.90 г. Закончена бурением в 04.06.91 г., раскрыв проектный горизонт. Рифогенные отложения в открытом разрезе не установлены. Нижнепермскнй разрез в скважине представлен плотными хемогенными породами. В интервале глубин 2 328-2 360 м был раскрыт слой калийно-магниевой соли, в рапе которой 93,7-96% состава отвечает бишофиту. В связи с раскрытием проектного горизонта и отсутствием в разрезе скважины продуктивных на нефть и газ горизонтов, она была ликвидирована по категории 1 «а», как такая, которая выполнила свое геологическое назначение. Выводы Управления Киевского округа Госгортехнадзора УССР от 23.07.91 г. №12/782. Приказ ДП «Чернигивнафтогазгеология» № 154 от 25.07.91 г. С целью использования скважины в народном хозяйстве, согласно Положения ...и разрешению Управления Киевского округа Госгортехнадзора, скважина № 2, после проведения опытных работ, введенная с 1992 года в в опытно-промышленную разработку по добыче рассола бишофита намывным способом. На государственном балансе запасов категории С2 числятся запасы (состоянием на 01,01.04 г.) 74949 тыс. тонн руды бишофита. Добыча за период ИПР составила 11 тыс. тонн. Обзорная карта Новоподольского участка. ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА Мижриченская структура обнаружена сейсморазведкой по отбивающему горизонту в кровельной части юрских отложений. С юго-запада структура частично перекрыта надвигом Бориславско-Покугской зоны, представленной Северо-Долинской и Долинской структурами, к которым приурочены наиболее крупные месторождения нефти Предкарпатского прогиба. Мижриченская складка имеет подобное Лопушнянскому нефтяному месторождению строение. Залежи нефти или газа ожидаются в песчаниках бадена и карпатия, журавенских, сеноманских песчаниках и в органогенных известняках нижнивской миры юры. По материалам бурения скважин и геолого-геофизических исследований на площади предусматриваются толщины коллекторов карпатия, сенона, сеномана и юры от 20 до 100 м. Дебиты нефти ожидаются 150-500 м3/сутки. Заданием Мижриченской параметрической скважины является изучение глубинного геологического строения центральной части Предкарпатского прогиба, с какой связана основная добыча нефти Карпатской нефтегазоносной провинции, оценка нефтегазоносности неогеновых и мезозойских отложений одноименной структуры и перспективы нефтегазоносности этих отложений в центральной части Бильче-Волицкой зоны; стратификация отбивающих горизонтов и изучение скоростной характеристики разреза. Скважина достигла глубины 2608 м 324 мм, промежуточная колонна спущена на глубину 2598 м. В скважине проведен комплекс геофизических исследований до глубины 2600 м. Скважина раскрыла стебницкие отложения Самборской зоны. В связи с отсутствием надлежащего финансирования скважина с июня 1992 года находится в консервации. В 2010 году проведены сейсмические исследования, по результатам которых уточнены структурные построения и проектная глубина скважины. Для раскрытия перспективных отложений необходимо добурить скважину до глубины 5900 м. В процессе бурения перспективные горизонты и весь геологический разрез будет изучаться промышленно-геофизическими исследованиями, отбором керна, испытанием пластоиспытателями на бурильных трубах. При получении в скважинах приливов нефти и газа планируется их опытно-промышленная эксплуатация. Ресурсы углеводородного сырья по категории Д1 Мижричинской структуры оцениваются в 14,17 млн. т. Площадь участка —35,9 км2. Конечная цель параметрического бурения - изучение глубинного геологического строения Центральной части Предкарпатского прогиба, оценка нефтегазоносности неогеновых, палеогена и мезозойского отложений, стратификация отбивающих горизонтов и изучение скоростной характеристики разреза с целью уточнения структурных построений и оценки запасов нефти и газа. Источник финансирования работ - бюджетный. Стоимость работ—51 800,0 тыс. грн. ДП «Захидукргеология» является специализированным предприятием по проведению геологоразведочных работ, в полной мере обеспеченная необходимым оборудованием и квалифицированными специалистами. Ситуационный план Мижриченской площади. Программа геологического изучения Мижриченской площади. ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА Постоянный интенсивный рост мирового энергопотребления сопровождается быстрым исчерпанием удобных для освоения месторождений традиционных энергетических источников, в первую очередь нефти. Это, в свою очередь, вызывает необходимость поиска альтернативных сырьевых источников – заменителей нефти. Одним из таких источников, который имеет большое будущее, является бурый уголь. Бурый уголь – комплексное органо-минеральное сырье. Оно может быть использовано как топливо на электростанциях, так и для технологической переработки (получение горного воска, синтетического бензина, природного газа, синтетической нефти). Синтетическая нефть является одним из источников получения топливно-энергетической (смазочного и топливного масла, бензина, керосина, мазута и других продуктов), углехимической, пластополимерной продукции, медицинских и сельскохозяйственных препаратов. Крайне напряжен топливно-энергетический баланс Украины, стойкая тенденция к повышению цен на нефтепродукты обусловливают необходимость изучения месторождений бурого угля на территории Украины. Одним из наиболее значительных и перспективных для промышленного освоения есть Сула - Удайское месторождение, которое находится в Лубненском и Чернухинскому районах Полтавской области. В 1991 году институтом “УкрНИИпроект” были разработаны “Технико-экономические рассуждения о возможной промышленной значимости Сула - Удайского месторождения бурого угля”. Эта работа доказывает возможность и экономическую целесообразность разработки месторождения открытым способом. Выделенный участок карьерного поля расположен в юго - западной части месторождения, которое имеет наилучшие горно - технические показатели для разработки открытым способом. Мелехивский участок Сула - Удайского буроугольного месторождения расположен около сс. Мелехи, Загребелля Чернухинского района и сс. Селюков, Окоп, Крутой Берег Лубненского района Полтавской области. Площадь участка работ ограничена следующими географическими координатами: 1. 330 03’ в. д. 500 11’ с.ш.; 2. 330 09’ в. д. 500 11’ с. ш.; 3. 330 09’ в. д. 500 08’ с. ш.; 4. 330 03’ в. д. 500 08’ с. ш. Сула – Удайское месторождение расположено в центральной части Днепровско – Донецкой впадины и связано с межкупольным прогибом. Производительная толща связана с берекской свитой палеогена и представляет собой чередование пластов угля и песков. В толще встречается 5 – 7 угольных пластов, из которых только два (нижний и верхний) имеют промышленное значение. Другие пласты имеют ограниченное развитие по площади, мощность их редко достигает 1 м. Пласты угля залегают практически горизонтально. Глубина залегания верхнего пласта изменяется от 15 до 100 м. Мощность его составляет в среднем 2,7 м, при колебании от 2,0 м до 6,3 м. Глубина залегания нижнего пласта изменяется от 18,0 до 112,2 м, а мощность составляет в среднем 3,8 м, при колебании от 2,0 до 8,3 м. Качественная характеристика бурого угля Мелехивского участка Сула – Удайского месторождения приведена в таблице: Ситуационный план Мелеховского участка Сула-Удайського месторождения. Ромашкинская перспективная структура Ромашкинская перспективная структура расположена в Черноморском районе АР Крым в 30 км к северо-западу от пгт. Черноморское. В непосредственной близости от площади расположены Межводненское и Ярилгачское газовые месторождения и Северо-Серебрянское нефтяное месторождение. В тектоническом отношении Ромашкинская структура находится в пределах Рылеевского антитетического блока северо-крымского рифтогенного прогиба. Отложения нижнего и верхнего мела в пределах структур изучены скважинами 9, 10, 15, 17, 18 Бакальскими. Исходя из данных бурения и ГДС этих скважин, установлено развитие коллекторов в толще неокомских и верхнеальбских (пачка А-18) отложений нижнего мела, из которых во время бурения и испытания наблюдались нефтегазопроявления разной интенсивности. Ромашкинская структура подготовлена под глубокое бурение на нефть и газ по отбивающему горизонту 1Уб2 (К1 под.) и представляет собой тектонически экранированный блок, ограниченный тектоническими нарушениями амплитудой 50-200 м. Площадь структуры по горизонту IУб2(К1 А-21 пид.) в пределах изогипси минус 4 600 м равняется 15,5 кв. км, амплитуда 300 м. Перспективными отложениями являются базальная пачка нижнего мела, которая представлена гравелитом с прослойками песчаников от разно-зернистых к грубо-зернистых с гравием и песчаного алевролита. По отбивающим горизонтам верхнего мела Ромашкинская структура картируется как структурный нос субширотного простирания. На юго-востоке Ромашкинской структуры, точнее, по обе стороны южного разрывного нарушения, наблюдается аномалия волнового поля типа «темное пятно», которая связывается с зоной вероятного развития трещиноватых известняков маастрихта. Перспективные извлекаемые ресурсы газа категории С3 в отложениях базальной пачки нижнего мела составляют 2 381 млн. м3. На площади рекомендовано бурение скважины 1 Ромашкинская на отложения верхнего и нижнего мела глубиной 4 400 м. Таким образом, наличие возможно производительных пластов в меловых отложениях, многочисленные нефтегазопроявления, которые наблюдались в процессе бурения на соседних площадях, позволяют считать район Ромашкинской площади перспективным в нефтегазоносном отношении. Ситуационный план Ромашкинской площади. Первомайская площадь Первомайская лицензионная площадь расположена в Первомайском районе АР Крым. В тектоническом отношении площадь приурочена к центральной, наиболее погруженной, части северо-крымского прогиба и относится к Тетяновской зоне антиклинальных поднятий Серебрянско-Первомайской нефтегазоносной зоны. В пределах Первомайской площади расположены собственная Первомайская структура, Матвиевская структура, подготовленные к глубокому бурению по геофизическим данным Гвардейская, Макаривская, Правдинская структуры и перспективные Арбузивская и Грибоедовская структуры. Собственная Первомайская структура расположена поблизости Тетяновского газоконденсатного месторождения. По результатам бурения 3-х поисковых скважин на Первомайской площади установлены прямые признаки нефтеносности верхнемеловых отложений. Скважина 1 (фактическая глубина 4 836 м) раскрыла в отложениях кампанского яруса верхнего мела производительные горизонты, при испытании которых, как в процессе бурения, так и при испытании в колонне, получен прилив нефти от 2,5 м3/сутки до 1,7 м3/сутки с водой. Скважина 2 Первомайска пробурена из устья скважины 1 по азимуту 1790 с отклонением забоя от устья на 549 м (глубина 2 744 м в отложениях сантона). При испытании скважины прилива пластового флюиду не получено. Скважина 3 Первомайска (фактическая глубина скважины 2 780 м) закончена бурением с отрицательным результатом, нефтегазонасыщенные пласты в разрезе верхнего мела отсутствут. Интерпретация геофизических материалов, исследования керна, и анализ результатов испытания скважин 1, 2, 3 Первомайских позволяют допустить, что развитие коллекторов в кампанских отложениях связано с зонами повышенной трещенноватости, что обнаружено по данным сейсморазведки. Первомайская структура по отбивающим горизонтам Ivб1, Ivа3, Ivа1, Ivа0 в отложениях нижнего мела представляет собой брахиантиклинальную складку субширотного простирания. По изогипсам -4600,-3800,-3550,-3300 м ее размеры ответственно составляют 6х1,5, 5х3,5, 4х3,5, 4,5х3 км. Амплитуда структуры 50-80 м. Отложения сеномана, коньяк-турона и низов сантона в пределах структуры отсутствуют. По отбивающему горизонту Ша3 (К2кm под.) Первомайское поднятие является небольшой антиклинальной складкой размерами 1,5х1,5 км и амплитудой около 30 м. Извлекаемые перспективные ресурсы нефти категории С3 Первомайской структуры составляют 230 тыс. т. Матвиевская структура подготовлена сейсморазведкой к глубокому бурению в 1989 году по горизонтам нижнего мела. По отбивающему горизонту Ivб1 в кровле базальной пачки она представляет собой антиклинальную складку. Южное крыло структуры усложнено тектоническим нарушением. Размеры ее по изогипсы -4550 и -4600 м, составляют 6,5х3 км, амплитуда около 150 м, площадь 18,2 км2. Перспективы площади связаны с песчаниками неоком-апта, нефтегазоносность которых подтверждена на Тетянивском, Октябрьском и других месторождениях. В 1992 году на площади пробурена скважина № 1 Матвиевская, которая была ликвидирована по техническим причинам с фактической глубиной 4 428 м. Перспективные отложения неоком-апта скважина не раскрыла. Перспективные извлекаемые ресурсы газа составляют 1 760 млн. м3. Гвардейская структура представляет собой антиклинальное поднятие размерами 4,5х2,5 км по горизонту Ivа0 (К1А-18) по изогипсе -3225 м, амплитуда 150 м, площадь 12,5 км2. Перспективы площади связываются с туфом верхнего альба нижнего мела. Перспективные ресурсы газа составляют 2100 млн. м3. Макаривская структура в фонде подготовленных структур с 1992 года. Структура подготовлена под глубокое бурение по трем горизонтам: Ша3 (К2km под) – размеры по изогипсе -1 950 м 3х2,3 км, амплитуда 50 м, площадь 5,5 км2, Ivа1 (К1 А-18 н) - размеры по изогипсе -3 750 м 2,8х2,3 км, амплитуда 80 м, площадь 5,75 км2, Ivа3 (К1А-18 под) – размеры по изогипсе -3 925 м - 3х2,3 км, площадь 5,75 км2, амплитуда 100 м. Перспективы площади связаны с отложениями верхнего альба (А-18) нижнего мела и отложениями кампана верхнего мела. Коллекторами представляются песчаники и известняки. Перспективные извлекаемые ресурсы по площади составляют: газа – 2 530 млн. м3, конденсата – 258 тис.т. На площади рекомендуется бурение одной независимой скважины № 1 глубиной 4 000 м и одной зависимой скважины № 2 глубиной 4 000 м. Перспективы Правдинской структуры связаны с тремя стратиграфическими уровнями: трещиноватыми туфолавами, лавами и туфобрекчиями в верхах отложений верхнего альба, трещиноватыми органогенными известняками в отложениях кампана и коньяк-турона верхнего мела. Правдинска структура подготовлена под глубокое бурение по горизонтам: Ша3 (К2km под) – размеры по изогипсе -2900 м 2,9х1,5 км, амплитуда 60 м, площадь 3,4 км2, Шб (К2k-t покр) – размеры по изогипсе -3 075 м 3,2х1,7 км, амплитуда 75 м, площадь 5,0 км2, Ivа (К1аl покр) - размеры по изогипсе -3200 м 2,6х2,2 км, амплитуда 75 м, площадь 5,0 км2. Перспективные извлекаемые ресурсы нефти по площади составляют 422 тыс. т. На площади рекомендуется бурение одной независимой скважины № 1 глубиной 3 250 м и одной зависимой скважины № 2 глубиной 3 300 м. Арбузивская структура обнаружена в 1993 году по отбивающему горизонту Ша3 (К2km под) в виде небольшой малоамплитудной складки, которая, по-видимому, связана с облеганием палеорельефа эфузивов. Размеры ее по изогипсе -2 350 1х1 км, амплитуда около 50 м, площадь 1 км2. Грибоедивская структура обнаружена в 1989 году. По отбивающему горизонту Ivб1 она представляет собой тектонично-экранированную ловушку Размеры ее по изогипсе -4 500 и -4 800 м составляют 6х1,5 км, амплитуда около 100 м, площадь 8 км2. По отбивающему горизонту Ivа3 в кровле комплекса А-19 (К1 al2) размеры ее по изогипсе -3 900 и -3 750 м составляют 4х2 км, амплитуда около 100 м. Перспективы площади связаны с базальной пачкой неокома нижнего мела. Ситуационый план Первомайской площади. БУЛГАНАЦКИЙ БЛОК Ситуационный план Булганацкий блок. Архив
|
 Карта сайта |
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
