Дури (нефтяное месторождение)
| Дури | |
|---|---|
| Страна | |
| История | |
| Год открытия | 1944 год |
Дури (Duri) — нефтяное месторождение на территории Индонезии, одно из крупнейших производителей нефти в Индонезии. Расположено в центральной части острова Суматра в провинции Риау[1] — в блоке Рокан, вместе с нефтяным месторождением Минас.
Открыто в 1944 году[2]. С середины 1950-х годов интенсивное промышленное освоение месторождения вела американская нефтедобывающая компания Caltex. С 1956 года по 1958 год было введено в строй 150 скважин, что привело к добыче нефти в этом районе в объёме около 2 млн баррелей в год. Для обеспечения экспорта был введён в строй нефтепровод Дури — Думай, а также нефтяной терминал в глубоководном порту Думая. Эти меры позволили обеспечить экспорт в промышленных масштабах. В 1962 году на месторождении добывалось сырьё уже с 258 скважин[3].
История
[править | править код]Нефтяное месторождение Дури имеет длину около 18 км и ширину 18 км и является одним из крупнейших производителей нефти в Индонезии. Расположено в провинции Риау, в бассейне Южной Суматры на восточном побережье Суматры, Индонезия. Было открыто в 1941 году. Береговое нефтяное месторождение было введено в эксплуатацию в 1954 году. Пик первичной добычи на месторождении составил 65 000 баррелей в сутки в середине 1960-х годов. Нефть с месторождения направляется по трубопроводу в порт Думай. На крупнейшем в Индонезии месторождении была впервые применена технология парового вытеснения в 1985 году, стала одним из крупнейших проектов, с тех пор оно считается одним из крупнейших в мире месторождений, на котором применяется данная технология[4].
Добыча на месторождении Дури естественным образом снижалась из-за падения пластового давления с 1965 года. В 1975 году на индонезийском нефтяном месторождении осуществили работу по пилотному проекту с применением технологии нагнетания пара в нефтяной пласт (заводнение паром), что повысило нефтеотдачу. Широкомасштабное внедрение этой технологии на месторождении было осуществлено в 1985 году. К 1994 году добыча нефти благодаря этому увеличилась до 300 000 баррелей в сутки[5]. К 2008 году технология заводнения паром увеличила добычу нефти на Дури более чем в три раза и позволила добыть более двух миллиардов баррелей сырой нефти[источник не указан 674 дня].
Газ, предназначенный для закачки пара, поступает по трубопроводу Гриссик-Дури. Электроэнергия для проекта с затоплением паром поступает от когенерационной электростанции North Duri мощностью 300 МВт, управляемой Chevron. Ежедневная добыча на месторождении Дури в настоящее время составляет в среднем около 185 000 баррелей. В августе 2021 года Chevron передала управление месторождением Дури новому оператору — Pertamina Hulu Rokan. В 2022 году компания построила солнечную электростанцию мощностью 17 МВт на месторождении Дури и планирует пробурить 500 скважин в 2023 году[6].
Техническое описание
[править | править код]Плотность нефти 917 кг/м³[7]. Текущая добыча — 200 000 баррелей в день (31 000 м³ в день). Оператором месторождения является индонезийская нефтяная компания PT Caltex Pacific Indonesia[8].
Тяжёлая малосернистая нефть необычайно воскообразного происхождения, расположена на суше в бассейне центральной части Суматры в индонезийской провинции Риау. Месторождение требует больших затрат энергии для производства пара и его закачки в неглубокое месторождение, чтобы заставить нефть течь. Для переработки тяжёлой нефти в нефтепродукты также требуется значительный объём водорода. Дури расположен в богатой углеродом лесной экосистеме. Повышенные выбросы парниковых газов высвобождаются из почвы и окружающей биомассы при разработке участков для бурения[9].
Примечания
[править | править код]- ↑ Zuam Achmad. Value Creation of Digital Oilfield Technology, Study Case Duri Field Well Monitoring // Day 3 Thu, October 19, 2017. — Jakarta, Indonesia: SPE, 2017-10-17. — С. D031S026R008. — doi:10.2118/186903-MS. Архивировано 15 декабря 2022 года.
- ↑ Barber A. J., Crow M. J., Milsom J. Sumatra: Geology, Resources and Tectonic Evolution (англ.). — Geological Society of London, 2005. — 308 p. — ISBN 978-1-86239-180-2.
- ↑ Андреев, 1964, с. 19.
- ↑ Duri Field Expansion, Sumatra (англ.). Hydrogens-technology.com. Дата обращения: 11 января 2023. Архивировано 11 января 2023 года.
- ↑ Duri Field: The Backbone of Oil Production in Indonesia for 77 years (англ.). Chevron Corporation. Дата обращения: 11 января 2023. Архивировано 11 января 2023 года.
- ↑ The Famous Duri Oil Field (англ.). LDI Training. Дата обращения: 11 января 2023. Архивировано 11 января 2023 года.
- ↑ Гарушев А. Р. Анализ современного состояния методов добычи высоковязких нефтей и битумов в мире // Нефтепромысловое дело. — 2008. — № 10. — С. 4—8.
- ↑ M. Arfie, E. Marika, E. S. Purbodiningrat, H. A. Woodard. Implementation of Slurry Fracture Injection Technology for E&P Wastes at Duri Oilfield // All Days. — Kuala Lumpur, Malaysia: SPE, 2005-09-19. — С. SPE–96543–MS. — doi:10.2118/96543-MS. Архивировано 15 декабря 2022 года.
- ↑ Indonesia Duri (англ.). Oil-Climate Index. Дата обращения: 11 января 2023. Архивировано 11 января 2023 года.
Литература
[править | править код]- Андреев М. А. Будущее индонезийской нефти / Отв. ред. Ю. А. Ершов. — М.: Наука, 1964. — 175 с.