История:
Газ Уренгоя - Родине! Западная сибирь. Марка СССР, 1981.
Месторождение открыто в июне 1966 В.Т. Подшибякиным; первооткрывательницей уренгойской структуры стала сейсмическая станция В. Цыбенко. Первая на Уренгое разведочная скважина была пробурена 6 июня 1966 бригадой мастера В. Полупанова. Добыча на месторождении началась в 1978. 25 февраля 1981 на Уренгойском месторождении добыты первые сто миллиардов кубометров природного газа. С января 1984 газ с Уренгойского месторождения начинает экспортироваться в Западную Европу.
Освоение шло опережающими темпами. В первый год эксплуатации было добыто девять млрд мі газа, на второй год - 23 млрд мі. К 1986 году месторождение досрочно вышло на проектную мощность.
В 1997 году началась промышленная эксплуатация нефтяных скважин. С 2008 года ведётся добыча газа и конденсата из ачимовских отложений.
Следующим шагом должна стать разработка юрских отложений.
Технологические особенности:
Ачимовские отложения характеризуются низкой продуктивностью, поэтому проектом предусмотрено строительство скважин с горизонтальной проходкой по пласту на протяжении 200-300 метров, после чего часто проводится гидравлический разрыв пласта. На Ен-Яхинском месторождении, входящем в состав Большого Уренгоя, вследствие высокого содержания газового конденсата широко применяется сайклинг-процесс. Это позволяет за счёт обратной закачки осушенного газа в пласт снизить пластовые потери конденсата.
Двойное дросселирование газа позволило снизить потери давления и обеспечить качество продукции в условиях задержки ввода дожимных компрессорных станций. Благодаря раздельно-групповому подключению к газосборной сети удалось продлить период работы низкодебитных скважин. После запуска поршневых компрессорных станций было прекращено сжигание низконапорного попутного нефтяного газа.
Текущее состояние:
Эксплуатационный фонд скважин Уренгойского месторождения составляет более 1300 скважин. Добычу на месторождении осуществляет компания ООО «Газпром добыча Уренгой» (ранее «Уренгойгазпром») - 100 % дочернее предприятие ПАО «Газпром». Добыча природного газа в 2007 году составила 223 млрд кубометров.
В декабре 2008 года ООО «Газпром добыча Уренгой» перешло в газодобыче рубеж в 6 трлн мі
Перспективы:
В 2011 году ООО «ТюменНИИгипрогаз» разработало «Единую технологическую схему разработки залежей углеводородного сырья ачимовских отложений Уренгойского месторождения», что позволило определить стратегию разработки и учесть интересы всех трёх недропользователей.
Согласно этому документу четвёртый эксплуатационный ачимовский участок, принадлежащий ООО «Газпром добыча Уренгой», будет введён в 2015 году, пятый - в 2016 году, третий - в 2017 году. К 2022 году предполагается вывести все пять участков на проектный уровень добычи нестабильного конденсата - 10,8 млн тонн в год. К 2024 году предусмотрен выход на проектную добычу газа - 36,8 млрд мі в год.
Потенциальные годовые отборы газа по всем недропользователям могут достичь к 2020 - 2022 годам 60 млрд мі и 18 млн т конденсата. В 2014 - 2015 годах должен состояться ввод нефтяных залежей. Прогнозируемые максимальные уровни добычи нефти - более 11 млн тонн в год.
1.6 Мамонтовское нефтяное месторождение
Мамонтовское - крупное нефтяное месторождение в России.
Расположено в Ханты-Мансийском автономном округе, рядом с городом Пыть-Ях. Открыто в 1965 году. Освоение началось в 1970 году.
Запасы нефти 1,4 млрд тонн. Залежи на глубине 1,9 - 2,5 км. Начальный дебит скважин до 150 т/сут. Плотность нефти 0,87 - 0,89 г/см3.
Месторождение относится к Западно-Сибирской провинции.
Оператором месторождения является российская нефтяная компания РН-Юганскнефтегаз.
Добыча нефти на месторождении в 2007 г. - составила 7,1 млн тонн.
1.7 Повховское нефтяное месторождение
Повховское - нефтяное месторождение в России. Расположено в Ханты-Мансийском автономном округе, в 170 км к северо-востоку от г. Сургут и в 75 км к востоку от г. Когалым. Открыто в 1972 году. Освоение началось в 1978 году.
Носит имя нефтяника Степана Ананьевича Повха (1929-1972).
Запасы нефти 0,7 млрд. баррелей нефти. Плотность нефти составляет 0,843 г/см3 или 36,5° API. Содержание серы составляет 0,70%.
Месторождение относится к Западно-Сибирской провинции.
Оператором месторождения является российская нефтяная компания Лукойл. Добыча нефти на месторождении в 2007 г. - составила 6,183 млн тонн.
1.8 Великое нефтяное месторождение
Великое нефтяноме месторождемние - нефтяное месторождение, расположенное в Харабалинском районе Астраханской области России.
В геологическом отношении месторождение расположено на территории Тамбовского лицензионного участка. Площадь месторождения составляет около 800 кв. км.
Характеристики месторождения:
Приблизительные запасы месторождения составляют около 300 млн тонн нефти и 90 млрд кубометров газа, глубина залегания которых колеблется от 2 до 5 км. Из них извлекаемые запасы составляют 42,3 млн тонн.
1.9 Южно-Хыльчуюское нефтегазовое месторождение
Южно-Хыльчуюское - нефтегазовое месторождение на севере Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, расположенного в Ненецком автономном округе России. Открыто в 1981 году. Доказанные запасы нефти составляют более 74 млн тонн. Доказанные запасы месторождения в 2008 - 2011 году снизились с 70 до 20 миллионов тонн.
Оператором месторождения является Нарьянмарнефтегаз (СП Лукойла - 70 % и ConocoPhillips - 30 %). Добыча нефти в 2008 году составила 2,15 млн тонн, 2010 году - 6,9 млн тонн, в первом квартале 2012 года - 530 тыс. тонн. В августе 2012 года «ЛУКОЙЛ» объявил о приобретении доли американской ConocoPhillips в их СП «Нарьянмарнефтегаз» (НМНГ).
1.10 Туймазинское нефтяное месторождение
Туймазинское нефтяное месторождение - в Российской Федерации, Башкортостан, близ города Туймазы. Относится к Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Открыто в 1937 году.
Нефтесодержащие песчаники девона и карбона на глубине 1 - 1,7 км. Средняя плотность нефти 0,89 г/смі, содержание серы 2,7-3,0 %.
В 1944 году введена в эксплуатацию новая нефтяная скважина № 100, глубиной 1700 м и дебитом свыше 250 тонн. Она обеспечила дебит, превышающий дебит нефти всех существующих 57 скважин. Первые шесть девонских скважин давали ежесуточно 1100 тонн нефти. С открытием девона Туймазинское месторождение вошло в пятёрку уникальных, самых крупных по запасам нефти месторождений мира. При дальнейшем оконтуривании месторождения его размеры составили 40 на 20 километров.
В декабре 1948 года на месторождении впервые в истории страны было осуществлено законтурное заводнение пластов. На Туймазинском месторождении вообще впервые в мировой практике осуществлялась разработка с поддержанием пластового давления сочетанием законтурного, приконтурного, внутриконтурного и очагового заводнения пластов. Благодаря этому основная масса извлекаемых запасов была добыта за 20 лет. Из девонских пластов отобрано нефти в два раза больше, чем удалось бы извлечь обычными способами без закачки воды.
В 1956 году впервые в стране на Туймазинском месторождении было освоено глубокое обессоливание нефти в промысловых условиях. Тогда же была подготовлена первая нефть экспортной кондиции.
В апреле 1983 года был добыта 300-миллионная тонна нефти на Туймазинском месторождении. А в 1989 году на предприятии была создана служба охраны окружающей среды.
С начала 1990-х годов в связи со снижением объёмов добываемой жидкости начата комплексная реконструкция системы сбора, системы ППД и системы подготовки нефти, которая продолжается по сей день. В 2001 году впервые в АНК «Башнефть» на территории была введена в эксплуатацию опытно-промышленная установка по переработке нефтешлама. За год работы переработано 5582 тонны нефтешлама, получено 1872 тонны нефтяного сырья.
По состоянию на 2004 год в НГДУ «Туймазанефть» работают четыре цеха добычи нефти и газа, эксплуатационный фонд нефтяных скважин составляет 1494 единицы, плановая добыча нефти составляет 900 тысяч тонн в г.
1.11 Русское газонефтяное месторождение
Румсское нефтегазоконденсатное месторождемние - месторождение нефти, газового конденсата и природного газа, расположено в Тазовском районе Ямало-Ненецкого автономного округа, в 135 км к юго-востоку от села Hаходка Ямало-Ненецкого автономного округа.
Характеристика:
По величине запасов Русское месторождение считается одним из крупнейших в России. Величина геологических запасов составляет 1,5 млрд т, извлекаемых - 410 млн т.
На месторождении выявлено 8 залежей углеводородов: 5 газонефтяных, 2 газовые и 1 нефтяная. Залежи - пластовые сводовые и массивные, осложнённые тектоническими нарушениями. BHK находится на отметках от ?810 до ?960 м, ГВК - на отметках от ?790 до ?950 м. Залежи на глубине 0,8 - 0,9 км. Высота залежей - 20-240 м. Hач. пластовые давления - 7-9,1 МПa, температуры - 12 - 22 °C. Начальный дебит нефти в скважинах -- до 9 т/сут, газа - до 2 млн м3/сут.
Плотность нефти - 939 - 942 кг/м3. Нефть ароматическо-нафтенового типа, малосернистая (S - 0,32%), низкопарафинистая (содержанием парафина 0,7 - 1,2 %), высоковязкая (содержание смол - 10 - 12 %). Содержание асфальтенов - 0,5 - 1 %.
Состав попутного газа: CH4 - 99,2 %; C2H6 + высшие - 0,2 %; N2 - 0,4 %; CO2 - 0,2 %.
Освоение:
Месторождение открыто в 1968 г бурением скважины № 11 «Главтюменьгеологии». Владелец лицензии и оператор разработки Русского НГКМ - АО «Тюменнефтегаз», ставшее дочерней компанией ПАО "НК Роснефть" после поглощения им компании ТНК-ВР.
В 2017 году пробурено 83 скважины, в том числе эксплуатационных - 71, газовых - две, водозаборных - 10. В рамках реализации ОПР в 2016 - 2017 годах было пробурено восемь многоствольных скважин, в том числе три по технологии Fishbone. На месторождении создана минимально необходимая наземная инфраструктура. Нефть для реализации перевозится автомобильным транспортом на 404 км до ближайшего пункта подготовки и сбора в районе г. Губкинского. В настоящее время закончены работы по переиспытанию объектов в юрских отложениях, определена стратегия их разработки, формируется проект доразведки. Ввод НГКМ в эксплуатацию намечен на 2018 год.
Проблемы разработки:
Освоение НГКМ осложнено целым рядом факторов, связанных с высокой вязкостью нефти, сложным геологическим разрезом, отсутствием инфраструктуры и непростыми условиями разработки. Одной из основных проблем, связанных с освоением Русского месторождения, является высокая вязкость нефти (в среднем, она оценивается в 220-250 сантипуаз). Сложность представляют и климатические условия в регионе: месторождение расположено в Заполярье, и в период выполнения основного объема работ температура колеблется от -30оС до -50оС. Прокачка нефти с описанными характеристиками в подобных условиях - весьма серьезная задача. Кроме того, разработка пласта осложняется тем, что глубина промерзания грунта в районе месторождения составляет порядка 500 - 600 м.
1.12 Арланское нефтяное месторождение
Арланское месторождение - крупнейшее по запасам нефти, расположено на северо-западе Башкирии в пределах Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.
Расположено на территории Краснокамского, Калтасинского и Дюртюлинского районов республики и частично на территории Удмуртии. Включает в себя Арланскую, Новохазинскую, Николо-Березовскую и Вятскую площади.
Открыто в ноябре 1955, введено в разработку в 1958. К 2010 году на месторождении добыто 500 млн тонн нефти, пробурено 9,8 тыс. скважин. Первооткрывательной является скважина № 3, пробуренная бригадой нефтеразведчиков под руководством мастера Сахапова, расположенная недалеко от деревни Ашит (в 15 км от г. Нефтекамск)
Геология:
Протяженность более 100 км, при ширине до 25 км, приурочено к обширной антиклинальной складке с пологими крыльями. Нефтеносны песчаники визейского яруса нижнекаменноугольного возраста, карбонатные коллекторы каширо-подольской продуктивной толщи среднего карбона. Основные запасы сконцентрированы в песчаниках терригенной толщи нижнего карбона (75 % начальных запасов) на глубине 1400 - 1450 м.
Начальные запасы нефти группы оцениваются в 1,2 млрд тонн.
Технология разработки:
При разработке применяется заводнение пластов. Основной способ эксплуатации добывающих скважин - механизированный. Общий фонд скважин около 8 тыс. единиц. Нефть добывается с большим содержанием воды (93 %). На пике добыча на месторождении доходила до 12 млн т в год.
Характеристики нефти:
Нефти плотные (840 - 894 кг/м3), вязкие (до 30 мПаЧс), высокосернистые (до 3 %), с низкой газонасыщенностью (до 18 м3 газа на 1 т нефти).
Эксплуатируется нефтегазодобывающими управлениями НГДУ «Арланнефть», НГДУ «Чекмагушнефть» ООО «Башнефть-Добыча» и НГДУ-1 ОАО «Белкамнефть».
1.13 Ватьёганское нефтяное месторождение
Ватьёганское месторождение - крупное нефтяное месторождение в России. Расположено в Ханты-Мансийском автономном округе, в 140 км к северо-востоку от города Сургут и в 30 км к востоку от Когалыма. Открыто в 1971 году. Получило название по реке Ватьёган. Освоение началось в 1983 году.
Запасы нефти 1,3 млрд тонн. Плотность нефти составляет 0,850 г/см3 или 34° API. Содержание серы составляет 0,83 %.
Месторождение относится к Западно-Сибирской провинции.
Оператором месторождения является российская нефтяная компания Лукойл. Добыча нефти на месторождении в 2007 г. - составила 8,086 млн тонн.
1.14 Ванкорское нефтегазовое месторождение