Ромашкинское нефтяное месторождение относится к крупнейшим месторождениям. Месторождение уже несколько десятилетий служит настоящим полигоном для испытания многих новейших технологий и передовой техники в области разведки недр, проходки скважин, нефтедобычи, которые нашли широкое применение не только на промыслах «Татнефти», но и в масштабах всей страны и за её пределами.
Так, метод внутриконтурного заводнения, впервые нашедший применение на Ромашкинском месторождении, стал классическим примером рациональной разработки крупного месторождения, который широко применяется во всём мире. За внедрение этого метода - за труд «Новая система разработки нефтяных месторождений с применением внутриконтурного заводнения, её осуществление на крупнейшем в СССР Ромашкинском нефтяном месторождении» в 1962 г. большой группе специалистов «Татнефти» и учёных ВНИИнефти была присуждена Ленинская премия.
Ромашкинское даёт за год более 15 млн тонн нефти, или половину объёмов, добываемых в Республике Татарстан. Из его недр отобрано более 2,2 млрд тонн нефти, при этом сохраняется высокий потенциал месторождения.
Крупнейшее месторождение Волго-Уральской провинции. Находится на юге Татарстана, в Лениногорском районе, в 70 км от г. Альметьевск. Открыто в 1948 году.
Геологические запасы нефти оцениваются в 5 млрд тонн. Доказанные и извлекаемые запасы оцениваются в 3 млрд тонн.
Нефтесодержащие песчаники девона и карбона. Залежи на глубине 1,6 - 1,8 км. Начальный дебит скважин - до 200 т/сут. Плотность нефти 0,80 - 0,82 г/смі, содержание серы 1,5 - 2,1 %.
Месторождение уже несколько десятилетий служит настоящим полигоном для испытания многих новейших технологий и передовой техники в области разведки недр, проходки скважин, нефтедобычи, которые нашли широкое применение не только на промыслах «Татнефти», но и в масштабах всей страны и за её пределами.
Так, метод внутриконтурного заводнения, впервые нашедший применение на Ромашкинском месторождении, стал классическим примером рациональной разработки крупного месторождения, который широко применяется во всём мире. За внедрение этого метода - за труд «Новая система разработки нефтяных месторождений с применением внутриконтурного заводнения, её осуществление на крупнейшем в СССР Ромашкинском нефтяном месторождении» в 1962 г. большой группе специалистов «Татнефти» и учёных ВНИИнефти была присуждена Ленинская премия.
Ромашкинское даёт за год более 15 млн нефти, или половину объёмов, добываемых в РБ. Из его недр отобрано более 2,2 млрд тонн нефти, при этом сохраняется высокий потенциал месторождения.
Ромашкинское месторождение имеет объединенную систему водопроводов для заводнения всех площадей, которая предусматривает возможность подачи воды на каждый из нагнетательных рядов. Водозаборы подают воду в систему магистральных водоводов. От магистральных водоводов (D 250 - 500 мм) вода по подводящим водоводам (D 250 мм) подается к КНС, а от них по системе разводящих водоводов (D 100 - 150 мм) в нагнетательные скважины. Вода подается в систему заводнения Ромашкинского месторождения из насосной станции III подъема Камского водовода через насосную станцию подкачки. Из них семь насосов - рабочие, подающие до 170 тыс. MZ / сутки воды, и два насоса - резервные.
На Южно-Ромашкинской площади применяется следующая схема бурения:
· Под направление скважина бурится на воде.
· Под кондуктор бурится турбобуром на воде.
· Под эксплуатационную колонну из-под кондуктора до глубины 900-1000м бурится турбобуром на воде.
· С глубины 900-1000м до перехода на глинистый раствор бурится винтовым забойным двигателем на воде.
· Дальнейшее бурение (90-100м) до проектной глубины ведется ротором на глинистом растворе.
· Все скважины имеют одноколонную конструкцию.
· Направление диаметром 324 мм с толщиной стенки 8-10мм спускается на глубину от 30 до 41 м.
· Кондуктор диаметром 245 мм с толщиной стенки 8-10мм спускается на глубину от 165 м до 320 м.
· Эксплуатационная колонна диаметром 168 и 146 мм спускается на глубину от 1669 до 1838 м.
Особенности добычи на Ромашкинском НМ Характерно наличие локальных платформенных поднятий, которые сложены на основе пород, относящихся к каменноугольному и пермскому возрастам. Они имеют ориентацию на общий показатель простирания вала в направлении ССВ и значительно осложняют процесс добычи. Характеристикой брахиантиклинальных структур является чрезвычайно покатое крыльевое залегание с показателями углов падения не выше 2°. Амплитуда поднятия не превышает 75 метров. Осадочная толща, относящаяся к Восточно-Сулеевской площади, представлена следующими образованиями: девонская система; пермская система; каменноугольная система; четвертичная система. Местом их залегания служит кристаллический фундамент на основе гранито-гнейсовых пород. Выработка остаточных запасов значительно осложняется наличием слабо измененных, а иногда и сильно преобразованных нефтяных составов. Техногенно изменённое месторождение обладает другими коллекторскими свойствами разрабатываемых пластов и требует применения принципиально новых технических решений. Этапы разработки Ромашкинского месторождения основаны на разделении его территории на несколько участков, которые требуют пристального внимания к процессам регулирования давления пластов и движения нагнетаемой водной массы по продуктивным пластам. Пределы Южного купола Татарского свода содержат тектоническую площадь, которая представляет часть многопластовой залежи сводового вида и относится к северному погружению значительной части платформенной структуры. Отложения пашийского горизонта имеют внушительную гидродинамическую связанность продуктивных пластов, относящихся к пачке «Б» и обладают коэффициентом связанности в диапазоне 0,228 - 0,378. Пласты «А», «Б1», «В» и «ГД» обладают диапазоном 0,166 - 0,146. Детальная послойная корреляция территории Восточно-Сулеевской площади выделила наличие девяти продуктивных пластов. Пласты, относящиеся к горизонту DI, отличаются характерной зональной и послойной неоднородностью. Особенностями такой неоднородности является чередование алевролитовых пластов с песчаными, отличающимися различной степенью проницаемости. Такая геологическая разнохарактерность существенно влияет на все этапы процесса производительности нефтяных запасов в отношении пластов и горизонта в целом. Методика, основанная на внутриконтурном заводнении, впервые нашла воплощение на Ромашкинском НМ и стала классическим примером рационального способа по разработке крупнейшего нефтяного месторождения. Сегодня этот способ признан и широко применяется в мировых масштабах. Группа специалистов «Татнефти» в тандеме с учёными ВНИИ нефти отмечены в 1962 году Ленинской премией. Компании, разрабатывающие месторождение Нефтяное месторождение Ромашкинское включено в двадцать гигантских мировых месторождений. Его открытие и разработка стали определяющими факторами для многолетнего развития всей области нефтяной российской промышленности. Ромашкинское НМ в течение нескольких десятилетий является стабильным полигоном, испытывающим большое количество инновационных технологий в сфере разведки недр, проходки буровых скважин и нефтедобычи. Эти процессы имеют широкую область использования не только на промысловом уровне компании «Татнефть», которая отвечает за разработку месторождения, но и отражаются на масштабах нефтедобычи всей России. В 2006 году федеральное агентство, отвечающее за недропользование, и ОАО «Татнефть» разработали и подписали дополнительное соглашение к лицензионному документу ТАТ-10572/НЭ. Соглашение подтверждает право на разработку недр Ромашкинского НМ для нефтепромышленности. Действующий разрешительный пакет документов ОАО «Татнефть» на использование месторождения продлён до июля 2038 года.
Влияние нефтедобычи на экологическую ситуацию в регионе Интенсивность разработок прямо пропорционально влияет на сейсмичность обстановки в регионе. Этот показатель в районе Ромашкинского месторождения в некоторые годы превышает количество в 70 сейсмических событий. Кроме того, составляющие некоторых технологических процессов, осуществляемых нефтяной промышленностью, могут сопровождаться выбросами в грунт, водоёмы и атмосферные слои большого количества производственных отходов. Разработчик Ромашкинского НМ минимизирует все негативные влияния посредством использования рациональных схем по работе с продуктивными пластами.
1.3 Приобское нефтяное месторождение
Приобское - гигантское нефтяное месторождение в России. Расположено в Ханты-Мансийском автономном округе, вблизи села Селиярово. Открыто в 1982 году. Разделено рекой Обь на две части - лево- и правобережное. Освоение левого берега началось в 1988 году, правого - в 1999 году.
Геологические запасы оцениваются в 5 млрд тонн. Доказанные и извлекаемые запасы оцениваются в 2,4 млрд тонн.
Месторождение относится к Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Открыто в 1982 году. Залежи на глубине 2,3 - 2,6 км. Плотность нефти 863 - 868 кг/мі, умеренное содержание парафинов (2,4 - 2,5 %) и содержание серы 1,2 - 1,3 %.
По данным на конец 2005 года, на месторождении насчитывается 954 добывающих и 376 нагнетательных скважин, из них 178 скважин были пробурены в течение последнего года.
Добыча нефти на Приобском месторождении в 2007 году составила 40,2 млн тонн, из них «Роснефть» - 32,77, а «Газпром нефть» - 7,43 млн тонн.
В настоящее время разработку северной части месторождения (СЛТ) ведёт ООО «РН-Юганскнефтегаз», принадлежащее компании «Роснефть», а южной (ЮЛТ) - ООО «Газпромнефть - Хантос», принадлежащее компании «Газпром нефть». Также на юге месторождения выделяются сравнительно небольшие Верхне-Шапшинский и Средне-Шапшинский лицензионные участки, разработку которых с 2008 года ведёт компания ОАО «НАК «АКИ ОТЫР», принадлежащая ПАО НК «РуссНефть».
В начале ноября 2006 года на Приобском нефтяном месторождении, эксплуатируемом ООО «РН-Юганскнефтегаз» (дочернее предприятие государственной компании «Роснефть», получившей контроль над основным активом «ЮКОСа» - «Юганскнефтегазом»), при участии специалистов компании Newco Well Service был произведён крупнейший в России гидроразрыв нефтяного пласта. В пласт было закачано 864 тонны расклинивающего агента (пропанта). Операция велась семь часов и транслировалась в прямом эфире через интернет в офис «Юганскнефтегаза».
Приобское НМ - это крупнейшее нефтяное месторождение, расположенное в Ханты-Мансийском автономном округе Тюменской области, в 65 км от г Ханты-Мансийска и в 200 км от г Нефтеюганска. НМ открыто в 1982 г.
Месторождение удаленное, труднодоступное.
80% находится в пойме реки Обь, разделено рекой на 2 части и затопляется в паводковый период.
Освоение левого берега началось в 1988 г, правого - в 1999 г.
В 1985 г была заложена 1я разведочная скважина. В 1988 г на его левом берегу началась эксплуатационная добыча фонтанным способом со скважины №181-Р с дебитом 37 т/сутки.
На начало 2006 г на месторождении было учтено 954 добывающих и 376 нагнетательных скважин.
Геологические запасы оцениваются в 5 млрд т нефти.
Доказанные и извлекаемые запасы оцениваются в 2,4 млрд т.
Месторождение относится к Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.
Месторождение отличается сложным геологическим строением, многопластовое и низкопродуктивное.
Для коллекторов продуктивных пластов характерны низкая проницаемость; низкая песчанистость; повышенная глинистость; высокая расчлененность, что, естественно, предполагает использование технологий ГРП.
Основные геолого-физическими характеристиками:
· Залежи расположены на глубине 2,3 - 2,6 км.
· Плотность нефти 863 - 868 кг/мі, умеренное содержание парафинов (2,4 - 2,5 %), содержание серы 1,2 - 1,3 % (относится к классу сернистых, 2 класс нефти для НПЗ по ГОСТ 9965-76).
· Залежи литологически экранированные, естественный режим - упругий, замкнутый.
· Толщина пластов 20 - 40 м.
· Начальное пластовое давление- 23,5 - 25 МПа. Пластовая температура- 88 - 90°С.
· Вязкость пластовой нефти- 1,4-1,6 мПа*с.
· Давление насыщения нефти 9-11 МПа.
· Нефть нафтенового ряда, парафинистая и малосмолистая.
· Начальный дебит действующих нефтяных скважин составляет от 35 т/сут. до 180 т/сут. Расположение скважин кустовое. Коэффициент извлечения нефти - 0,35.
Сырая приобская нефть содержит значительное количество растворенных в ней легких углеводородов, что требует ее стабилизации (выделение ПНГ).
В настоящее время разработку северной части месторождения (СЛТ) ведёт РН-Юганскнефтегаз, дочка Роснефти, а южной (ЮЛТ) - Газпромнефть - Хантос.
На юге Приобского месторождения выделены сравнительно небольшие Верхне-Шапшинский и Средне-Шапшинский лицензионные участки недр, разработку которых с 2008 г ведет компания АКИ ОТЫР, дочка Русснефти.
Месторождение расположено на территории компактного проживания малочисленных народов севера, в тч ханты -более 50%, манси -33%, ненцы -6%, селькупы - 1%.
И еще в реках здесь расположена места нерестилищ рыбы.
Эти факторы повышают требования к экологической безопасности при разработке месторождения.
Методы разработки В связи со специфическими условиями залегания углеводородов и географическим расположением залежей, добыча на Приобском нефтяном месторождении производится с помощью гидроразрыва пластов, что значительно снижает эксплуатационные расходы и капиталовложение. В ноябре 2016 г. на месторождении был произведен крупнейший в России гидроразрыв нефтяного пласта - в пласт было закачано 864 тонны расклинивающего агента (пропанта). Операция проводилась совместно со специалистами компании Newco Well Service. Текущий уровень добычи Приобское месторождение по праву считается самым крупным месторождением нефти в России по запасам и по объемам добычи. К настоящему моменту на нем пробурено около 1000 добывающих и почти 400 нагнетательных скважин. В 2016 году месторождение обеспечило 5% от всей добычи нефти в России, а за первые пять месяцев 2017 года на нем добыто более 10 млн тонн нефти.
1.4 Фёдоровское нефтяное месторождение
Фёдоровское - крупное нефтегазоконденсатное месторождение в России. Расположено в Ханты-Мансийском автономном округе, вблизи Сургута. Открыто в 1971 году.
Первоначальные запасы нефти составляли 2,0 млрд тонн (по данным доклада Минприроды, на конец 2009 года запасы сократились до 189,9 млн т нефти по ABC1, при этом по сравнению с предыдущим годом падение составило 4,5 % за год). Залежи на глубине 1,8 - 2,3 км. Начальный дебит скважин 17 - 310 т/сут. Плотность нефти 0,86 - 0,91 г/см3.
Месторождение относится к Западно-Сибирской провинции.
Оператором месторождение является российская нефтяная компания «Сургутнефтегаз», для которой оно является основной ресурсной базой. Добыча нефти на месторождении в 2007 году составила 12,5 млн тонн.
нефтяной газовый месторождение
1.5 Уренгойское газовое месторождение
Уренгомйское газовое месторождение - супергигантское газовое месторождение, третье в мире по величине газовых запасов, которые превышают десять триллионов кубических метров (10№і мі). Находится в Ямало-Ненецком автономном округе России, немного южнее северного полярного круга. Имя дано по названию близлежащего населённого пункта - посёлка Уренгой. Впоследствии вблизи месторождения вырос город газовиков Новый Уренгой
Запасы:
Общие геологические запасы оцениваются в 16 трлн мі природного газа и 1,2 млрд тонн газового конденсата. Остаточные геологические запасы составляют 10,5 трлн мі природного газа и 65,63 % от общих геологических запасов Уренгойского месторождения