| Про Компанію |
|
| Дочірні підприємства |
|
| Роботи і послуги |
|
| Інвестиційна діяльність |
|
| Тендери, конкурси |
|
| Законодавча база |
|
| Новини Компанії |
|
| Фотогалерея |
|
|
ЗМІ про НАК «Надра України» |
|
| Контакти |
|
|
 |
 |
 |
 |
 |
 |
Тендери, конкурси
Про визнання шістнадцятого конкурсу із залучення інвестицій таким, що не відбувся
Національна акціонерна компанія «Надра України» повідомляє про те, що шістнадцятий конкурс із залучення інвестицій для виконання пошукових, геологорозвідувальних, видобувних та інших робіт на свердловинах № № 30 та 31 Владиславівського родовища (спецдозвіл належить ДП «Кримгеологія») Конкурсною комісією визнано таким, що не відбувся.
Перенесення дати розкриття конвертів із заявками, поданими на конкурс
Національна акціонерна компанія «Надра України» повідомляє про змінення дати розкриття конвертів із заявками, поданими учасниками шістнадцятого конкурсу із залучення інвестицій для виконання пошукових, геологорозвідувальних, видобувних та інших робіт на ліцензійних ділянках дочірніх підприємств Компанії. Перенесення дати розкриття конвертів із заявками, поданими на конкурс Національна акціонерна компанія «Надра України» повідомляє про змінення дати розкриття конвертів із заявками, поданими учасниками шістнадцятого конкурсу з залучення інвестицій для здійснення геологорозвідувальних робіт на ліцензійних ділянках дочірніх підприємств Компанії.Останній строк подання конкурсних заявок претендентами – 27 січня 2012 року до 10.00. Розкриття конвертів із заявками відбудеться 27 січня 2012 р. о 12.00 у приміщенні Національної акціонерної компанії «Надра України». Оголошено шістнадцятий відкритий конкурс із залучення інвесторів
Національна акціонерна компанія «Надра України» оголошує шістнадцятий відкритий конкурс з метою залучення інвестицій для проведення пошукових, геологорозвідувальних, видобувних та інших робіт на свердловинах № 30 та 31 Владиславівського родовища (спецдозвіл належить ДП «Кримгеологія»). Владиславівське нафтове родовище. (спеціальний дозвіл на користування надрами Ачинської площі № 2137 від 21.11.2002 р.,термін дії продовжений до 21.11.2012 р. ДП «Кримгеологія») Владиславівське нафтове родовище розташоване в Ленінському районі Автономної Республіки Крим. Владиславівське родовище відкрите в 1956 році при проведенні на площі пошуково-розвідувального буріння і у тому ж році було передано в експлуатацію Радченківському нафтопромислу. В 1960 році експлуатація родовища була припинена в зв’язку з падінням дебітів нафти до 0. За весь час розробки з 1956 по 1960 роки було отримано 8665,4 т нафти. У 1997 році ДГП «Кримгеологія» отримало ліцензію на проведення пошуково-розвідувальних робіт, у тому числі ДПР, на Ачинській ліцензійній площі, до складу якої входить і Владиславівське нафтове родовище. У 1997 році було відновлено свердловину 18 Владиславівська, складено проект пробної експлуатації Владиславівського родовища і Мінпаливенерго був даний дозвіл для вводу родовища в пробну експлуатацію. У 1997 році родовище було введене в пробну експлуатацію, при цьому експлуатувалася лише свердловина 18 Владиславівська. У 2004 році пробна експлуатація була завершена через технічний стан свердловини 18 Владиславівська. З а час з 1997 по 2006 рік було видобуто 14 175,72 т нафти. У 2006 році була пробурена свердловина 28 Владиславівська, яка змінила уявлення про будову Владиславівського родовища. При випробуванні відкладів з інтервалу 624 - 629 м, приуроченого до підошвеної частини продуктивної пачки, отриманий приплив води. На родовищі були введені в пробну експлуатацію свердловини 3 Ачинська, 28, 23, 18 Владиславівські. Робота проводилася на підставі планів пробної експлуатації. За період з 2006 по 01.11.2009 р. видобуто 1 475,401 т нафти. У вересні 2009 року була пробурена свердловина 26 Владиславівська, при випробуванні якої з інтервалу, приуроченого до покрівельної частини продуктивного пласта, отриманий початковий приплив нафти до 9,0 м3/добу. У 2010році була пробурена свердловина 27 Владиславівська в 126 м на південний захід від свердловини 26 Владиславівська. При випробуванні свердловини 27 з інтервалу, приуроченого до покрівельної частини продуктивного пласта, отриманий початковий приплив нафти до 5,0 м3/добу. За період робіт була уточнена будова Владиславівського підняття по відкладах верхнього керлеуту, деталізований розподіл продуктивних полів Владиславівского нафтового родовища. Станом на 01.01.2011 року на державному балансі запасів України знаходиться запасів категорії С1 класу 111 - 14 тис.т, класу 221 - 129 тис.т; категорії С2 класу 122 - 140 тис.т та класу 222 – 470 тис.т. Усього за період проведення досліджень та пробної експлуатації Владиславівського нафтового родовища (1956 – 2011 роки) видобуто 26 тис. тонн нафти. Методика, об’єми і умови проведення проектних робіт. Цілі і задачі проектних робіт При стаціонарному випробовуванні свердловини 18 Владиславівська отримано приплив нафти з пісковиків керлеуцького горизонту середнього майкопу (інт. 637-642 м). Дебіт нафти (4 м3/добу на 1,9 мм штуцері). За весь час роботи з свердловини було отримано 20 тис. т нафти (з 1956 року по теперішній час). Однак, за весь час робіт не було визначено геологічної будови родовища, розповсюдження продуктивних пластів, так як невитриманість піщано-алевритових прошарків по площі і по розрізу ускладнює як кореляцію розрізів, так і геологічні побудови. Не було визначено і фільтраційно-емністні властивості продуктивних пачок. Глибини залягання продуктивних пластів 500-700 м. Значна кількість запасів категорії С2 свідчить про недорозвіданність родовища. Вищевказане є основою для проведення дорозвідки родовища. Роботи по даному проекту націлені на дорозвідку покладів у відкладах керлеутського горизонту середнього майкопу. Освоєння родовища для використання дасть народногосподарський ефект для паливно-енергетичного комплексу АР Крим. Середньомайкопські нафтові поклади розкриті свердловинами 18, 23, 26, 27, 28 Владиславівськими та 3 Ачинською. На даний час прийнято: поклади пластові, склепінні, тектонічно-екрановані. 1. Продуктивна пачка І Розкрита свердловинами 18, 23, 28 Владиславівські, 3 Ачинська на глибинах від 540 до 583 м (абс. відм. від –479,5 до – 807,0 м). Загальна товщина пачки коливається від 32 м (св. 22 Владиславівська) до 16 м (св. 26 Владиславівська), ефективна товщина за даними ГДС визначена в свердловинах 18, 26, 28 Владиславівських, 3 Ачинській, в останніх свердловинах ефективна товщина не визначена у зв’язку з дуже низькими значеннями питомих опорів і приймається умовно. Колекторами є глинисті пісковики та алевроліти. Поклад пачки І Приплив нафти, одержаний в свердловині 23 Владиславівська, дебіти нафти становили первинно 5,5 м3/добу (1957 рік), при відновленні свердловини приплив нафти складає 0,055м3/добу. Початковий пластовий тиск в свердловині на глибині 570,5 м становить 7,7 МПа (розрахунковий). У кінці 2006 року було проведено випробування пласту І в св. 18 Владиславівська (інт. 569 - 571,5 м), отримано приплив нафти дебітом 3,8м3/добу, пластовий тиск приведений на середину інтервалу перфорації 570 м - 8,7 МПа. У 2007 році було розпочате випробування І пласту в св. 28 Владиславівська в інт. 569 - 571,5 м, отримано приплив нафти дебітом від 4,7 до 2,1 м3/добу на шт. O 2 мм, пластовий тиск (розрахунковий) приведений на середину інтервалу перфорації 562 м- 9,8 МПа. За результатами випробування умовний контакт нафта-вода приймається на абсолютній відмітці – 576,3 м, що відповідає середині гіпсометрії між свердловинами 21 (отриманий приплив води) і 23 (отриманий приплив нафти). Нижня границя встановленої продуктивності відповідає підошві випробуваного нафтонасиченого пласта в св. 23 Владиславівська. Розміри покладу нафти в прийнятому контурі нафтоності становлять 2,5 км на 0,5 км. Висота нафтового покладу 96 м. Ефективна нафтонасичена товщина колектора прийнята як середньозважена по площі і дорівнює 3,2 м для запасів категорії С2 і 2,2 - для перспективних ресурсів категорії С3. У період проведення дослідно-промислової розробки покладу пачки І з 1998 по 2010 рік з свердловин 3 Ачинська, 18, 23, 28 Владиславівські видобуто 1 602 т нафти. По типу поклад нафти віднесено до антиклінального пластово - склепінного тектонічно екранованого. 2. Продуктивна пачка Іа Розкрита і випробувана свердловиною 3 Ачинська на глибинах від 578 до 599,6 м (абс. відм. від – 513,6 до – 535,2 м). Часовий аналог пачки Іа простежується в св. 24, 18, 28, 23 Владіславівські. Загальна товщина її коливається від 20 до 30,8 м, ефективна нафтонасичена товщина коливається від 20 до 30,8 м. Колекторами є глинисті пісковики та алевроліти. Більш глинисті аналоги пластів просліджуються в св.18, 23, 28 Владиславівських. Поклад пачки Іа Припливи нафти одержані в свердловині 3 Ачинська і при спільному випробуванні пачок І і Іа в свердловині 23 Владиславівська, дебіти нафти становили первинно 0,4 - 0,6 м3/добу. Початковий пластовий тиск в свердловині 3 Ачинська на глибині 573,3 м становить 4,74 МПа (розрахунковий). За результатами випробування умовний водонафтовий контакт відбивається на відмітці – 632,4 м, що відповідає середині гіпсометрії між нижніми отворами перфорації в свердловині 21 Владиславівська, де отриманий приплив води і підошвою нафтонасиченого пласта в свердловині 26 Владиславівська на абсолютної відмітці – 632,4 м. Нижня границя встановленої продуктивності (НГВП) для пачки Іа визначена на відмітці мінус 563,7 м, що відповідає підошві нафтонасиченого по ГДС пласта у свердловині 26 Владиславівська. Розміри покладу нафти в прийнятому контурі становлять 2,4 х 0,6 км. Висота нафтового покладу 118,4 м. Ефективна нафтонасичена товщина колектора прийнята як середньозважена по площі і дорівнює 3,0 м для запасів категорії С2 і 1,3 м для перспективних ресурсів категорії С3. Поклад антиклінальний пластово- склепінний тектонічно екранований. У період проведення дослідно-промислової розробки покладу пачки Іа з 2000 по 2010 роки з свердловин 3 Ачинська, 23 Владиславівська видобуто 149 т нафти. 3. Продуктивна пачка ІІ Розкрита усіма свердловинами Владиславівськими і 1, 3 Ачинськими на глибинах від 621,8 до 921,6 м (абс. відм. від – 556,6 до – 871,7 м). Пачка досить добре корелюється по площі і в розрізі. Загальна товщина пачки 25-45 м, сумарна ефективна 9,4 – 11,2 м. Пачка складається з 4-х пластів, товщиною до 21 м. Колекторами є піски та алеврити. Пласти досить добре просліджуються в західній частині площі, і заміщуються більш глинистими різновидами в східному та північному напрямках. Максимальні ефективні нафтонасичені товщини складають 11 м (св. 18 Владиславівська). Поклад пачки ІІ Приплив нафти з пачки ІІ одержаний в свердловині 18 Владиславівська. Дебіти нафти становили первинно до 14,6 т/добу на шт. O2 мм (1956 рік). Початкові пластові тиски в свердловині становили на глибині 636 м 9,92 МПа. У свердловині 16 Владиславівська при випробуванні пачки ІІ одержано воду з газом, в свердловині 21 Владиславівська одержано слабкий приплив води, в свердловинах 1, 3 Ачинські, 28 Владиславівська при випробуванні пачки ІІ отримані припливи води. За результатами випробування умовний водонафтовий контакт визначений на відмітці – 672,8 м, що відповідає середині гіпсометрії між абсолютною відміткою нижніх отворів перфорації в свердловині 18 Владиславівська і верхніми отворами перфорації пачки ІІ в свердловині 21 Владиславівська, де отримано слабкий приплив води. Порушення, яке встановлено за даними буріння свердловин 3 Ачинська, 28 Владиславівська, простежується з півночі та з північного сходу. Розміри покладу нафти в прийнятому контурі нафтоності становлять 2,3 км х 0,3 км. Висота нафтового покладу - 100,8 м. Ефективна нафтонасичена товщина колектора прийнята як середньозважена по площі і дорівнює 7,1 м для запасів категорії С1, 6,5м категорії С2 і 5,2 м для перспективних ресурсів категорії С3. Поклад антиклінальний пластово-склепінний тектонічно екранований. У період проведення дослідно-промислової розробки покладу пачки ІІ з 1997 по 2009 рік з свердловини 18 Владиславівська видобуто 13 752 т нафти. Усього по родовищу, починаючі з 1956 року, видобуто 24,8 тис. т нафти. У зв’язку з додатковими дослідженнями будови Ачинської ліцензійної площі, до складу якої входить Владиславівське нафтове родовище, тематичними та сейсморозвідувальними роботами виникло питання про достовірність існуючої моделі родовища. За допомогою буріння свердловин 29 - 31 буде уточнена будова кожного покладу пачок І, Іа, ІІ. За результатами робіт очікується перевод запасів нафти класу 122 у більш високу категорію. Передбачуване ускладнення будови родовища за рахунок диз’юнктивної тектоніки і можливих фаціальних заміщень порід-колекторів потребує введення практично кожної свердловини в ДПЕ з метою використання цих матеріалів для підрахунку запасів. Обґрунтування розвідки Очікується, що родовище містить три продуктивних пласти, розташованих в інтервалі глибин від 470 - 650 м у склепінній частині пастки і до 600 – 1 000 м на периклиналях. Пласти розташовані у порівняно невеликому по товщині розрізі до 200 м. Поклад богатопластовий. Характер розповсюдження пісковиків на Владиславівському родовищі не витриманий по площі і розрізу з тенденцією до покращення на припіднятих ділянках складки. Згідно проведеного аналізу геологічної інформації визначено, що продуктивні пачки екрануються глинистими розділами, кожний окремий поклад, приурочений до пластів І, Іа, ІІ, має свій ВНК і свій склад нафти, що визначено по результатах випробування свердловин. Викладене вище дає змогу виділити три поверхи розвідки, включаючи продуктивні пласти середнього майкопу. Система розміщення свердловин В основу вибору розміщення свердловин закладені основні параметри, що відображають особливості будови пастки, резервуарів і покладів. Геометрія пастки прийнята за даними сейсморозвідки (горизонти Іб). При виборі місцеположення свердловин врахований варіант можливого зміщення структурних планів. Особливістю проектування являється значна кількість пробурених свердловин. Тому проектними свердловинами в більшій мірі будуть вирішуватись задачі дорозвідки. Всього планується буріння 3-х розвідувальних свердловин № № 29, 30, 31. Першочерговою і незалежною є свердловина 31, яка проектується в 130 м на схід від свердловини 18 Владиславівська. Проектна глибина свердловини – 650 м, проектний горизонт – середній майкоп. Друга незалежна свердловина - № 29, проектується в 300 м на південний захід від свердловини 23 Владиславівська. Проектна глибина – 650 м, проектний горизонт – середній майкоп. Третя незалежна свердловина - 30, проектується в 500 м на схід від свердловини № 18 Владиславівська. Проектна глибина – 650 м, проектний горизонт – середній майкоп. Місцезнаходження свердловин буде уточнятися за результатами буріння розвідувальних свердловин 31, 29. Граничні асигнування на проектні роботи Згідно «Проекту дорозвідки Владиславівського родовища» вартість будівництва однієї свердловини складає 6 500 тис. грн. Проте перехід на використання нових проектно-кошторисних норм приведе до зміни вартості будівництва одної свердловини близько до 10 млн. грн. Геолого-економічна ефективність і основні техніко-економічні показники розвідувальних робіт. Передбачувана ефективність і техніко-економічні показники розвідувальних робіт наведені в таблиці:
Структурна карта по відбиваючому горизонту. Оглядова карта в межаш Ачинської площі.
Визначений переможець п’ятнадцятого відкритого конкурсу по свердловині № 2 Новоподільського бішофітного родовища
Переможцем п’ятнадцятого відкритого конкурсу із залучення інвестицій для виконання пошукових, геологорозвідувальних, видобувних та інших робіт на свердловині № 2 Новоподільського бішофітного родовища (спеціальній дозвіл на користування надрами належить ДП «Чернігівнафтогазгеологія») визнано ТОВ «Черкаси-Промбуд».
Визначені переможці п’ятнадцятого відкритого конкурсу із залучення інвесторів
У Національній акціонерній компанії «Надра України» проведено п’ятнадцятий відкритий конкурс із залучення інвестицій для проведення пошукових, геологорозвідувальних, видобувних та інших робіт на:
Відбулось відкриття конвертів із заявками на участь у п’ятнадцятому відкритому конкурсі з залучення інвесторів
У вівторок, 17 січня 2012 року, о 12.00 в приміщенні Національної акціонерної компанії «Надра України» відбулось відкриття конвертів з заявками на участь у п’ятнадцятому відкритому конкурсі з залучення інвесторів для проведення геологічного вивчення надр і дослідно-промислової розробки:
Перенесення дати розкриття конвертів із заявками, поданими на конкурс
Національна акціонерна компанія «Надра України» повідомляє про змінення дати розкриття конвертів із заявками, поданими учасниками п’ятнадцятого конкурсу з залучення інвестицій для здійснення геологорозвідувальних робіт на ліцензійних ділянках дочірніх підприємств Компанії. Оголошено п’ятнадцятий відкритий конкурс із залучення інвесторів Національна акціонерна компанія «Надра України» оголошує п’ятнадцятий відкритий конкурс з метою залучення інвестицій для здійснення геологорозвідувальних робіт на ліцензійних ділянках:
- ДП «Чернігівнафтогазгеологія»: свердловина № 2 Новоподільського родовища; Характеристика Новоподільського родовища. В адміністративному відношенні Новоподільське родовище бішофіту розташоване в Ічнянському районі Чернігівської області. Районні центри смт. Ічня та м. Ніжин знаходяться відповідно в І8 км на південь та 35 км на захід від родовища. У безпосередній близькості від родовища розташоване с. Новий Поділ, а також с.с. Крупичполе, Івангород, Обмиш та ін. Основними транспортними комунікаціями є залізнична магістраль Київ-Москва та Прилуки-Бахмач (найближча залізнична станція Більмачівка розташована в 13 км на схід) і система доріг як з твердим покриттям, так і ґрунтових. В осінньо - зимовий період ґрунтові дороги для пересування автотранспорту малопридатні. В економічному відношенні район родовища є сільськогосподарським. Клімат району робіт помірно-континентальний. Середньорічна температура + 7,5 град., середньорічна кількість опадів 476-516 мм. Тривалість осінньо-зимового періоду 6-7 місяців. Промерзання ґрунту в зимовий період досягає 1-1,2 м. Переважний напрям вітрів - західний, північно-західний. Опалювальний період - 191 доба. В географічному відношенні Новоподільське родовище розташоване в Придніпровській низовині в межиріччі рік Остер та Удай. За характером рельєфу являє собою полого-хвилясту лісову рівнину із степовими «блюдцями». Абсолютні відмітки поверхні коливаються в межах 126-140 м. Гідрографічну сітку родовища складають верхів'я річок Остер та Удай та їх притоки, що розташовані в безпосередній близькості від родовища. Крім покладів бішофіту, на території, що безпосередньо межує з Новоподільським родовищем, видобуваються будівельні матеріали (суглинки, глини, піски), а також підземні води, які використовуються для місцевих потреб. Район також вважається перспективним у відношенні нафтогазоносності, прямі ознаки якої були відмічені на Тванській, Північно-Омбишській, Буримській та інших площах. Бішофіт являє собою водний хлорид магнію МgСl2 6 Н2O і є продуктом кристалізації солей замкнутих водних басейнів. Вперше виявлений в цехштейнових відкладах Німеччини німецьким вченим Густавом Бішофом, на честь якого з часом цей мінерал і був названий. Відноситься до класу галогеноідів і являє собою концентрат морської солі приміського періоду. За складом - це хлоридмагнієвий комплекс з вмістом солей і мікроелементів: калію, кальцію, натрію, міді, заліза, кремнію, титану, молібдену, літію, бору, брому, йоду та ін. Бішофіт і його розчини є сировиною для виробництва металевого магнію, магнезіальних в'язких, вогнетривів, бальнеологічних препаратів, паст та інших продуктів. Новоподільське родовище в Чернігівській області має високі запаси бішофіту. У натуральному стані бішофіт зустрічається у вигляді соляної зернисто-кристалічної породи. У чистому вигляді кристали бішофіту прозорі, але можуть мати біле, рожеве і буре забарвлення в залежності від домішок. Бішофіт має гіркувато-солоний гострий пекучий смак, твердість його 1,5; питома вага 1,59-1,61 г/см3, електропровідний, розчиняється у поглинаємій з повітря волозі. Розчинність: 1670 г/л у холодній воді, 3670 г/л у гарячій воді. При температурі 116° С бішофіт розкладається. Хімічна формула - МgСl2 6 Н2О. Видобувають бішофіт методом підземного розчинення через свердловину. При видобутку методом підземного розчинення отримують не кристалічний бішофіт, а його водний розчин. Одержуваний водний розчин має ті ж властивості, що й кристалічний бішофіт. Він являє собою напівнасичений розчин щільністю 1,25-1,32 г/см3, прозорий або жовтуватий, маслянистий на дотик, без запаху, не горючий, не вибухонебезпечний, гігроскопічний, не токсичний, має антисептичні властивості. Абсолютна в'язкість розчину становить 0,62 СПЗ при 50° С. Характеризується низькою корозійною активністю, яка не перевищує активність водопровідної води. Його можна транспортувати та зберігати в звичайних металевих ємкостях, а також у скляній, керамічній і пластмасовій посуді. Термін зберігання розчину природного бішофіту в герметично закритій тарі не обмежений. Розчин природного бішофіту не змішується з дизельним паливом, бензином, гасом. Розчинність хлориду магнію досягає таких величин при різних температурах:
Згідно з зазначеними вище технічним умовам розчин природного бішофіту має склад, мас. %: іонів Мg2 - не менше 7,0; іонів SO2 - не більше 1,0; МgСl2 не менше 24,0; СаСl2 - не більше 0,5; NaСl - не більше 5,0; нерозчинного у воді залишку - не більше 0,2. Встановлено, що бішофіт містить у своєму складі кілька десятків мікроелементів, концентрація деяких з них наближається до промислово значущої. У ньому міститься також незначна кількість сульфатних мінералів і група гідрослюд. Мінералогічний склад: бішофіт включає в себе такі основні компоненти: бішофіт МgСl2 6 Н2О - 88-90 %; карналліт КСl МgСl2 6 Н2O - 0,1-5,5%; кізеріт МgSO 4 Н2О – 0,1-2,8%; бромистий магній МgВг - 2 0,45-0,98%; ангідріт СаSO4 - 0,1-0,7%; галіт КаСl - 0,1-0,4%. Температура замерзання розчину природного бішофіту залежить від його щільності. При щільності розчину за ТУ 25 У 22529511 - 003-97 температура замерзання складає мінус 35° С. Характеристика свердловини № 2 Новоподільського родовища бішофіту Свердловина № 2 закладена з метою пошуків покладів нафти і газу в межах передбачуваної рифогенної побудови в відкладах нижньої пермі. Свердловина розташована в 2-х км на захід від с. Новий Поділ Ічнянського р-ну Чернігівської обл, в 960 м на південний захід від свердловини № 1. Проектна глибина - 3000м Проектний горизонт - відклади нижньої пермі. Фактична глибина - 2803 м. Геологічний розріз розкритий до покрівлі верхнього карбону. Свердловина почата бурінням 23.11.90 р. Закінчена бурінням 4.06.91 р., розкривши проектний горизонт. Рифогенні відклади у відкритому розрізі не встановлені. Нижньопермськнй розріз в свердловині представлений щільними хемогенними породами. В інтервалі глибин 2328-2360 м був розкритий шар калійно-магнієвої солі, в ропі якої 93,7-96% складу відповідає бішофіту. У зв'язку з розкриттям проектного горизонту і відсутністю в розрізі свердловини продуктивних на нафту та газ горизонтів, вона була ліквідована за категорією І «а», як така, що виконала своє геологічне призначення. Висновки Управління Київського округу Держгіртехнагляду УРСР від 23.07.91 р. №12/782. Наказ ДП «Чернігівнафтогазгеологія» № 154 від 25.07.91 р. З метою використання свердловини в народному господарстві, згідно Положення ...та дозволу Управління Київського округу Держгіртехнагляду, свердловина № 2, після проведення дослідних робіт, введена з 1992 року в дослідно-промислову розробку з видобутку розсолу бішофіту намивним способом. На державному балансі запасів категорії С2 числяться запаси (станом на 1,01.04 р.) 74949 тис. тонн руди бішофіту. Видобуток за період ДПР склав 11 тис. тонн. Оглядова карта Новоподільскої ліцензійної ділянки. ПОЯСНЮВАЛЬНА ЗАПИСКА Міжрічинська структура виявлена сейсморозвідкою по відбиваючому горизонту в покрівельній частині юрських відкладів. З південного заходу структура частково перекрита насувом Бориславсько-Покугської зони представленої Північно-Долинською і Долинською структурами до яких приурочені найбільш крупні родовища нафти Передкарпатського прогину. Міжрічинська складка має подібну будову з Лопушнянським нафтовим родовищем. Поклади нафти, або газу очікуються в пісковиках бадену і карпатію, журавенських, сеноманських пісковиках і в органогенних вапняках нижнівської світи юри. За матеріалами буріння свердловин і геолого-геофізичних досліджень на площі передбачаються товщини колекторів карпатію, сенону, сеноману і юри від 20 до100 м. Дебіти нафти очікуються 150-500 м3/добу. Завдання Міжрічинської параметричної свердловини є вивчення глибинної геологічної будови центральної частини Передкарпатського прогину, з якою пов'язаний основний видобуток нафти Карпатської нафтогазоносної провінції, оцінка нафтогазоносності неогенових і мезозойських відкладів одноіменної структури і перспективи нафтогазоносності цих відкладів в центральній частині Більче-Волицької зони; стратифікація відбиваючих горизонтів і вивчення швидкісної характеристики розрізу. Свердловина досягла глибини 2608 м 324 мм, проміжна колона спущена на глибину 2598 м. В свердловині проведений комплекс геофізичних досліджень до глибини 2600 м. Свердловина розкрила стебницькі відклади Самбірської зони. У зв’язку з відсутністю належного фінансування свердловина з червня 1992 року знаходиться в консервації. У 2010 р., проведені сейсмічні дослідження за результатами яких уточнені структурні побудови та проектна глибина свердловини. Для розкриття перспективних відкладів необхідно добурити свердловину до глибини 5900 м. В процесі буріння, перспективні горизонти і весь геологічний розріз буде вивчатися промислово-геофізичними дослідженнями, відбором керну, випробуванням пластовипробовувачами на бурильних трубах. При отриманні в свердловинах припливів нафти і газу планується їх дослідно-промислова експлуатація. Ресурси вуглеводневої сировини по категорії Д1 Міжрічинської структури оцінюються в 14,17 млн. т. Площа ділянки —35,9 км2. Кінцева мета параметричного буріння —вивчення глибинної геологічної будови Центральної частини Передкарпатського прогину, оцінка нафтогазоносності неогенових, палеогенових і мезозойських відкладів, стратифікація відображаючих горизонтів і вивчення швидкісної характеристики розрізу з метою уточнення структурних побудов та оцінки запасів нафти і газу. Джерело фінансування робіт—державне. Вартість робіт—51800,0 тис. грн. ДП ”Західукргеологія” є спеціалізованим підприємством з проведення геологорозвідувальних робіт, в повній мірі забезпечена необхідним устаткуванням та кваліфікованими спеціалістами. Ситуаційний план Міжріченської площі. Програма робіт Міжріченської площі. ПОЯСНЮВАЛЬНА ЗАПИСКА Постійнее інтенсивнее зростання світового енергоспоживання супроводжується швидким вичерпанням зручних для освоєння родовищ традиційних енергетичних джерел, в першу чергу нафти. Це, в свою чергу, викликає необхідність пошуку альтернативних сировинних джерел – замінників нафти. Одним з таких джерел, що має велике майбутнє, є буре вугілля. Буре вугілля – комплексна органо-мінеральна сировина. Воно може бути використано як паливо на електростанціях, так і для технологічної переробки (отримання гірського воску, синтетичного бензину, природного газу, синтетичної нафти). Синтетична нафта є одним із джерел одержання паливно-енергетичної (мастильного і паливного масла, бензину, гасу, мазуту та інших продуктів), вуглехімічної, пластополімерної продукції, медичних і сільськогосподарських препаратів. Вкрай напружений паливно-енергетичний баланс України, стійка тенденція до підвищення цін на нафтопродукти обумовлюють необхідність вивчення родовищ бурого вугілля на території України. Одним з найбільш значних і перспективних для промислового освоєння є Сула - Удайське родовище, що знаходиться в Лубенському та Чорнухинському районах Полтавської області. У 1991 році інститутом “УкрНДІпроект” були розроблені “Техніко-економічні міркування про можливу промислову значимість Сула - Удайського родовища бурого вугілля”. Ця робота доводить можливість і економічну доцільність розробки родовища відкритим способом. Виділена ділянка кар’єрного поля розташована в південно - західній частині родовища, що має найкращі гірничо-технічні показники для відпрацювання відкритим способом. Мелехівська ділянка Сула - Удайського буровугільного родовища розташована біля сс. Мелехи, Загребелля Чорнухинського району та сс. Селюків, Окоп, Крутий Берег Лубенського району Полтавської області. Площа ділянки робіт обмежена наступними географічними координатами: 1. 330 03’ сх. д. 500 11’ пн.ш.; 2. 330 09’ сх. д. 500 11’ пн. ш.; 3. 330 09’ сх. д. 500 08’ пн. ш.; 4. 330 03’ сх. д. 500 08’ пн. ш. Сула – Удайське родовище розташоване в центральній частині Дніпровсько – Донецької западини і пов’язане з міжкупольним прогином. Продуктивна товща пов’язана з берекською світою палеогену і представляє собою чергування пластів вугілля та пісків. В товщі зустрічається 5 – 7 вугільних пластів, із яких тільки два (нижній і верхній) мають промислове значення. Інші пласти мають обмежений розвиток по площі, потужність їх рідко досягає 1 м. Пласти вугілля залягають практично горизонтально. Глибина залягання верхнього пласта змінюється від 15 до 100 м, Потужність його складає в середньому 2,7 м, при коливанні від 2,0 м до 6,3 м. Глибина залягання нижнього пласта змінюється від 18,0 до 112,2 м, а потужність складає в середньому 3,8 м, при коливанні від 2,0 до 8,3 м. Якісна характеристика бурого вугілля Мелехівської ділянки Сула – Удайського родовища наведена в таблиці:
Проведені технологічні випробування довели можливість отримання якісних брикетів з вугілля Сула – Удайського родовища. На Мелехівській ділянці Сула – Удайського родовища в 1970 – 1973 рр. проводилась попередня розвідка по сітці 400 х 400 м, що на даний час відповідає стадії пошуково – оцінювальних робіт. За рішенням ВО “Укрвуглегеологія” і ВО “Олександріявугілля” в 1990 році була проведена переоцінка запасів Мелехівської ділянки і за результатами цієї роботи інститутом “УкрНДІпроект” були складені “ТЕМ доцільності проведення попередньої розвідки“. Зазначеною вище роботою доведена економічна ефективність видобутку вугілля з ділянки придатної для розробки кар’єром, потужністю 2,5 млн. т вугілля на рік. Запаси і прогнозні ресурси поля вуглерозрізу становили за категоріями С2+Р1 в розмірі 120,0 млн. т. У 1991 році була розпочата попередня розвідка поля вуглерозрізу. В 1991-1993 рр. було пробурено 172 свердловини загальним об’ємом 13453,0 пог. м. із передбачених проектом 1019 свердловин. В 1993 році із-за відсутності фінансування роботи на об’єкті були законсервовані, а в 2000 році щоб зберегти отриману інформацію був складений звіт по виконаних об’ємах. Розвідувальні роботи з метою підготовки кар’єрного поля Мелехівської ділянки до промислового освоєння виконуються по сітці 100х100 м на площі першочергового освоєння і 200х200 м з центровою на решті площі. Кар’єрне поле в результаті виконаних геологорозвідувальних робіт буде підготовлене для промислового освоєння. Геологічне вивчення буде супроводжуватися дослідно-промисловою розробкою. На кінець 2011 року на родовищі пробурено близько 14 000 пог. м і освоєно асигнувань у розмірі 6 146, 5 тис. грн. Розвідані (доведені) запаси будуть підраховані за категоріями В+С1 в кількості 95 млн. т , у т. ч. кат. В - не менше 48 млн. т. Буде виконана геолого-економічна оцінка (ГЕО- 1), що відповідатиме класу під кодом 111. Геологічний звіт за підсумками виконаних робіт і підраховані запаси поля вуглерозрізу Мелехівської ділянки Сула – Удайського родовища будуть затверджені в ДКЗ України. Ситуаційний план Мелехівської дільниці Сула-Удайського родовища. ПОЯСНЮВАЛЬНА ЗАПИСКА Ромашкінська перспективна структура розташована в Чорноморському районі АР Крим у 30 км на північний захід від смт. Чорноморське. У безпосередній близькості від площі розташовані Межводненське і Ярилгачське газові родовища і Північно-Серебрянське нафтове родовище. У тектонічному відношенні Ромашкінська структура знаходиться в межах Рилєєвського антитетичного блоку Північно-Кримського рифтогенного прогину. Відклади нижньої і верхньої крейди в межах сусідніх структур вивчені свердловинами 9, 10, 15, 17, 18 Бакальськими. Виходячи з даних буріння і ГДС цих свердловин, встановлено розвиток колекторів у товщі неокомських і верхнєальбских (пачка А-18) відкладів нижньої крейди, з яких під час буріння та випробування спостерігались нафтогазопрояви різної інтенсивності. Ромашкінська структура підготовлена під глибоке буріння на нафту і газ по відбиваючому горизонту 1Уб2 (К1 під.) і являє собою тектонічно-екранований блок, обмежений тектонічними порушеннями амплітудою 50-200 м. Площа структури по горизонту IУб2(К1 А-21під.) в межах ізогіпси мінус 4 600 м дорівнює 15,5 кв. км, амплітуда 300 м. Перспективними відкладами є базальна пачка нижньої крейди, яка представлена гравелітами із прошарками пісковиків від різно-зернистих до грубо-зернистих з гравієм і піщаних алевролітів. По відбиваючим горизонтам верхньої крейди Ромашкінська структура картирується як структурний ніс субширотного простягання. На південному сході Ромашкінської структури, точніше, по обидві сторони південного розривного порушення, спостерігається аномалія хвильового поля типу «темна пляма», яка зв'язується із зоною вірогідного розвитку тріщинуватих вапняків маастрихту. Перспективні видобувні ресурси газу категорії С3 у відкладах базальної пачки нижньої крейди складають 2 381 млн. м3. На площі рекомендовано буріння свердловини 1 Ромашкінська на відклади верхньої і нижньої крейди глибиною 4 400 м. Таким чином, наявність можливо продуктивних пластів у крейдяних відкладах, численні нафтогазопрояви, що спостерігались в процесі буріння на сусідніх площах, дозволяють вважати район Ромашкінської площі перспективним у нафтогазоносному відношенні. Ситуаційний план Ромашкінської площі. Первомайська площа Первомайська ліцензійна площа розташована в Первомайському районі АР Крим. В тектонічному відношенні площа приурочена до центральної, найбільш зануреної, частини Північно-Кримського прогину і відноситься до Тетянівської зони антиклінальних піднять Серебрянсько-Первомайської нафтогазоносної зони. В межах Первомайської площі розташовані власна Первомайська структура, Матвіївська структура, підготовлені до глибокого буріння по геофізичним даним Гвардійська, Макарівська, Правдинська структури і перспективні Арбузівська та Грибоїдівська структури. Власна Первомайська структура розташована поблизу Тетянівського газоконденсатного родовища. За результатами буріння 3-х пошукових свердловин на Первомайської площі встановлені прямі ознаки нафтоносності верхньокрейдяних відкладів. Свердловина 1 (фактична глибина 4 836 м) розкрила в відкладах кампанського ярусу верхньої крейди продуктивні горизонти, при випробуванні яких, як в процесі буріння, так і при випробуванні в колоні, отримано приплив нафти від 2,5 м3/добу до 1,7 м3/добу з водою. Свердловина 2 Первомайська пробурена з гирла свердловини 1 по азимуту 1790 з відхиленням вибою від гирла на 549 м (глибина 2 744 м в відкладах сантону). При випробуванні свердловини припливу пластового флюїду не отримано. Свердловина 3 Первомайська (фактична глибина свердловини 2 780 м) закінчена бурінням з від’ємним результатом, нафтогазонасичені пласти в розрізі верхньої крейди відсутні. Інтерпретація геофізичних матеріалів, дослідження керну та аналіз результатів випробування свердловин 1, 2, 3 Первомайських дозволяють припустити, що розвиток колекторів у кампанських відкладах зв’язаний з зонами підвищеної тріщинуватості, що виявлені за даними сейсморозвідки. Первомайська структура по відбиваючим горизонтам IVб1, IVа3, IVа1, IVа0 у відкладах нижньої крейди представляє собою брахіантиклінальну складку субширотного простягання. По ізогіпсам -4600,-3800,-3550,-3300 м її розміри відповідально складають 6х1,5, 5х3,5, 4х3,5, 4,5х3. Амплітуда структури 50-80 м. Відклади сеноману, коньяк-турону і низів сантону в межах структури відсутні. По відбиваючому горизонту ІІІа3 (К2кm під.) Первомайське підняття є невеликою антиклінальною складкою розмірами 1,5х1,5 км і амплітудою біля 30 м. Видобувні перспективні ресурси нафти категорії С3 Первомайської структури складають 230 тис.т. Матвіївська структура підготовлена сейсморозвідкою до глибокого буріння у 1989 році по горизонтах нижньої крейди. По відбиваючому горизонту IVб1 в покрівлі базальної пачки вона представляє собою антиклінальну складку. Південне крило структури ускладнено тектонічним порушенням. Розміри її по ізогіпсі -4550 і -4600 м складають 6,5х3 км, амплітуда біля 150 м, площа 18,2 км2. Перспективи площі пов’язані з пісковиками неоком-апту, нафтогазоносність яких підтверджена на Тетянівському, Октябрському та інших родовищах. В 1992 році на площі пробурена свердловина № 1 Матвіївська, яка була ліквідована з технічних причин з фактичною глибиною 4428м. Перспективні відклади неоком-апту свердловина не розкрила. Перспективні видобувні ресурси газу складають 1 760 млн. м3. Гвардійська структура представляє собою антиклінальне підняття розмірами 4,5х2,5 км по горизонту IVа0 (К1А-18) по ізогіпсі -3225 м, амплітуда 150 м, площа 12,5 км2. Перспективи площі пов’язуються з туфами верхнього альбу нижньої крейди. Перспективні ресурси газу складають 2100 млн. м3. Макарівська структура у фонді підготовлених структур з 1992 року. Структура підготовлена під глибоке буріння по трьох горизонтах: ІІІа3 (К2km під) – розміри по ізогіпси -1 950 м 3х2,3 км, амплітуда 50 м, площа 5,5 км2, IVа1 (К1 А-18 н) - розміри по ізогіпсі -3 750 м 2,8х2,3 км, амплітуда 80 м, площа 5,75 км2, IVа3 (К1А-18 під) – розміри по ізогіпсі -3 925 м - 3х2,3 км, площа 5,75 км2, амплітуда 100 м. Перспективи площі пов’язані з відкладами верхнього альбу (А-18) нижньої крейди і відкладами кампану верхньої крейди. Колекторами являються пісковики і вапняки. Перспективні видобувні ресурси по площі складають: газу – 2 530 млн. м3, конденсату – 258 тис.т. На площі рекомендується буріння одної незалежної свердловини № 1 глибиною 4 000 м і одної залежної свердловини № 2 глибиною 4 000 м. Перспективи Правдинської структури пов’язані з трьома стратиграфічними рівнями: тріщинуватими туфолавами, лавами і туфобрекчіями в верхах відкладів верхнього альбу, тріщинуватими органогенними вапняками у відкладах кампану і коньяк-турону верхньої крейди. Правдинська структура підготовлена під глибоке буріння по горизонтах: ІІІа3 (К2km під) – розміри по ізогіпсі -2900 м 2,9х1,5 км, амплітуда 60 м, площа 3,4 км2, ІІІб (К2k-t покр) – розміри по ізогіпсі -3 075 м 3,2х1,7 км2, амплітуда 75 м, площа 5,0 км2, IVа (К1аl покр) - розміри по ізогіпсі -3200 м 2,6х2,2 км2, амплітуда 75 м, площа 5,0 км2. Перспективні видобувні ресурси нафти по площі складають 422 тис. т. На площі рекомендується буріння одної незалежної свердловини № 1 глибиною 3 250 м і одної залежної свердловини № 2 глибиною 3 300 м. Арбузівська структура виявлена в 1993 році по відбиваючому горизонту ІІІа3 (К2km під) у вигляді невеликої малоамплітудної складки, яка, мабуть, пов’язана з обляганням палеорельефа ефузівів. Розміри її по ізогіпсі -2 350 1х1 км, амплітуда біля 50 м, площа 1 км2. Грибоїдівська структура виявлена в 1989 році. По відбиваючому горизонту IVб1 вона представляє собою тектонічна-екрановану пастку Розміри її по ізогіпсі -4 500 і -4 800 м складають 6х1,5 км, амплітуда біля 100 м, площа 8 км2. По відбиваючому горизонту IVа3 в покрівлі комплексу А-19 (К1 al2) розміри її по ізогіпсі -3 900 і -3 750 м складають 4х2 км, амплітуда біля 100 м. Перспективи площі пов’язані з базальною пачкою неокому нижньої крейди. Ситуаційний план Первомайської площі. БУЛГАНАЦЬКИЙ БЛОК Ситуаційний план Булганацький блок. 1.1.Оголошення про проведення процедури відкритих торгів на закупівлю послуг охорони 2.1.Оголошення про проведення процедури відкритих торгів на закупівлю труб 3.1. Оголошення про проведення процедури відкритих торгів на закупівлю комплектної системи буріння 4.1. Оголошення про проведення процедури відкритих торгів на закупівлю бурових установок 5.1. Оголошення про проведення процедури відкритих торгів на закупівлю буріння та свердління розвідувального 6.1. Запит цінових пропозицій на закупівлю послуг охорони (6 постів) 7.1. Оголошення про проведення процедури відкритих торгів на закупівлю фінансових лізингових послуг 8.1. Оголошення про проведення процедури відкритих торгів на закупівлю бурових насосів з комплектом 9.1. Оголошення про проведення процедури відкритих торгів на закупівлю продуктів нафтопереробки рідких (бензин А-95) 10.1. Оголошення про проведення процедури відкритих торгів на закупівлю продуктів нафтопереробки рідких (дизпаливо, бензин А-95, А-76(А-80)) 11.1. Оголошення про проведення процедури відкритих торгів на закупівлю труб сталевих (обсадні) 12.1. Оголошення про проведення процедури відкритих торгів на закупівлю лаболаторне обладнання для дослідження кернового матеріалу 13.1. Оголошення про проведення процедури відкритих торгів на закупівлю на закупівлю продуктів нафто перероблення рідких (бензин А-95) 14.1. Оголошення про проведення процедури відкритих торгів на закупівлю на закупівлю меблів офісних 15.1. Оголошення про проведення процедури відкритих торгів на закупівлю на закупівлю послуг охорони 16.1. Оголошення про проведення процедури відкритих торгів на закупівлю на закупівлю геологічної експертизи 17.1. Оголошення про проведення процедури відкритих торгів на закупівлю буріння та свердління розвідувального 18.1. Оголошення про проведення процедури відкритих торгів на закупівлю послуг з дослідження та експериментальних розробок у галузі природничих та технічних наук
Архів |
 Карта сайту |
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
