ромашкинское месторождение с площадями

Видео:Как находят месторождения?Скачать

Ромашкинское нефтяное месторождение: описание, история, характеристики и особенности

Ромашкинское нефтяное месторождение входит в десятку супергигантских по международной классификации. При разработке способов добычи нефти российские ученые сделали ряд открытий, создали уникальные технологии, используемые в мировой практике добычи и разведки ископаемых. Месторождение эксплуатируется более шестидесяти лет, но его потенциал все еще огромен и до конца не известен.

Видео:ОСТАТОЧНАЯ НЕФТЬ В РОМАШКИНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИСкачать

Открытие татарской нефти

В двадцатые годы прошлого века с подачи первого советского правительства началась разведка татарской нефти. Первые экспедиции, отправившиеся с миссией найти месторождения, не были успешными, но уже в 1930 году подход к изысканиям стал более целенаправленным и мотивированными. Новая попытка была связана с военными действиями и угрозой захвата Германией северокавказских месторождений.

Поиски были затяжными, первые опыты разведки нефти начались лишь в 1941 году. Через три года, в районе села Шугурово, при бурении скважины удалось получить приток нефти промышленного масштаба – 15 тонн сырья в сутки. Месторождение получило название от населенного пункта, вблизи которого разрабатывалась скважина. Шугуровское месторождение, стало отправной точкой в истории татарской нефти, а также приготовило большой сюрприз для первооткрывателей.

Видео:Месторождения Нефти, Газа, Угля и Урана в России на картеСкачать

Гигант близ Ромашкино

В 1946 году было открыто Ромашкинское нефтяное месторождение. Где находится гигант, сделавший Татарстан одним из значимых промышленных регионов? В двадцати километрах от Шугуровского нефтепромысла, рядом с селом Ромашкино (сегодня здесь расположен город Лениногорск). В разведывательных целях была заложена скважина, которая через два года бурения дала результаты, превысившие любые ожидания. В ходе изыскательных работ удалось пройти девонский пласт, и 25 июля из скважины забил фонтан нефти дебетом более 120 тонн добычи в сутки.

Открытие Ромашкинского месторождения принесло нефтяникам сталинские премии. Последовавшие исследования потенциала нефтяных залежей показали, что Шугуровское месторождение является частью Ромашкинского, а структура природного хранилища является многопластовой. К добыче нефти в промышленных масштабах приступили в 50-х годах.

Как выяснилось позднее, геологи открыли одно из загадочных месторождений. Первоначальные оценки залежей оценивались в 710 миллионов тонн нефти, сейчас добыча достигла трех миллиардов тонн. Специалисты отмечают пульсирующее состояние скважин, которые периодически пустеют и снова заполняются, объяснить этот феномен пока никто не может.

Видео:«Газпром нефть» начала освоение нефтяной части Чаяндинского месторожденияСкачать

Характеристики

После проведения масштабного изучения потенциала нефтеносных слоев ученые приблизились к пониманию того, как возникло и какой потенциал хранит в себе Ромашкинское нефтяное месторождение. Описание тектонических показателей относит его к Сокско-Шешминскому валу. Геологическая оценка объема нефти равна пяти миллиардам тонн, а обоснованный резерв запасов и количество добываемого сырья равен трем миллиардам тонн. Глубина, на которой проводится современная разработка, не превышает 1,8 километра. Размеры определены ориентировочно и находятся в пределах 65 х 75 километров. В сутки стартовый объем каждой скважины составляет около двухсот тонн.

Ромашкинское нефтяное месторождение на сегодняшний день содержит около двухсот выявленных нефтяных залежей. Плотность добываемой нефти составляет 0,8 г/см³ — 0,82 г/см³, при этом присутствие серы и ее компонентов составляет около 2%. При разработке месторождения были внедрены методы внутриконтурного и законтурного заводнения, теперь применяемые в мировой практике разработки нефтяных приисков. Центром добычи нефти данного месторождения является город Альметьевск.

Видео:"Путь нефти". Малоизвестные факты о развитии нефтедобычи в РоссииСкачать

Особенности

Многопластовое Ромашкинское нефтяное месторождение при разработке спровоцировало большое количество нововведений, открытий и технологических открытий. В самом крупном российском месторождении пласты, разделенные на слои, располагаются почти горизонтально, разделяют этот «пирог» малопроницаемые глинистые породы. Слоистость носит нерегулярный характер, и месторождение обладает большой нефтеносностью и низкой гидропроводностью.

Компания «Татнефть» является предприятием эксплуатирующим. Ромашкинское нефтяное месторождение. Разработка осложняется высокой степенью внутренней коррозии нефтепроводов, что ведет к большим потерям металла, раннему выходу трубопроводов из эксплуатации. Эта особенность местных углеводородов требует постоянного мониторинга оборудования, дорогостоящего ремонта систем нефтесбора и приводит к интенсивному загрязнению окружающей среды. К примеру, анализ показателей отказов систем нефтесбора компании НГДУ Иркеннефть за 1999 год демонстрирует, что 27% всех поломок связаны с внутренней коррозией.

Ромашкинское нефтяное месторождение обладает еще одной особенностью: внутриконтурное заводнение производится не просто водой, а с особенными требованиями. Для заполнения рекомендуется использовать воды, в составе которых содержится нефть до 20 мг/л, железо до 2 мг/л и взвешенные частицы около 16 мг/л, причем размер последних не должен превышать размер около 10 микрон.

Видео:Методы поддержания пластового давленияСкачать

Современное состояние

К настоящему времени в республике Татарстан были открыты более ста месторождений углеводородов, Ромашкинское нефтяное месторождение по-прежнему остается крупнейшим. За весь период нефтедобычи в Татарстане было выкачано более 3 миллиардов тонн нефти, доля Ромашкинской добычи в общем потоке составляет более 70 %. Из недр месторождения выбрано уже более 2,2 миллиарда тонн, что означает выработку запасов на 85 %.

Согласно устоявшемуся мнению в недалеком будущем, а именно 2065 году, числящиеся на балансе запасы Ромашкинского гиганта будут полностью добыты. На современном этапе планируется доразведка недр, внедрение новейших технологий которые позволят продлить добычу до 2200 года. Согласно последним исследованиям ученых нефть в месторождении постоянно подпитывается из глубин, а потому срок добычи удлиняется.

Видео:Тема 5. Поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений .Скачать

Перспектива

Природа, как джинн из сказки – одной рукой созидает, другой разрушает. Происходит не только подпитка нефтеносных слоев, но их разрушение, что приводить к образованию тяжелой нефти и битумов. Легкие нефти палеозойского периода поднимаются вверх и окисляются, в результате чего преобразуются в «покрышку», сохраняющую нижние слои нефти. Ученые считают, что подобная ситуация складывается на большинстве Татарстанских нефтеносных месторождениях, не исключая Ромашкинское нефтяное месторождение. Когда закончится гигант? На этот вопрос официальный ответ может быть следующий в 2026 году, но учитывая последние исследования – через несколько столетий.

Видео:Фильм к 55 лет открытию Самотлорского месторождения.Скачать

Разрабатывающая компания

Компания «Татнефть» на протяжении нескольких десятилетий является единственным разработчиком Ромашкинского месторождения. Около 60% всей добычи черного золота в компании приходится на Ромашкинское НМ, остальная добыча происходит на Ново-Елховском, Бондюжанском, Сабанчинском, Бавлинском, Первомайском месторождениях.

В компании уделяют большое внимание разработке и внедрению новых подходов в добыче и разведке нефти, испытываются инновационные технологии, усовершенствуются установки и машины. В 2006 году лицензия на разработку Ромашкинского месторождения для ПАО «Татнефть» была продлена до 2038 года.

Видео:История российской нефти. СамотлорСкачать

Экологический фактор

Осуществляющийся отбор нефти из Ромашкинского месторождения, как из любого другого, влияет на сейсмическую обстановку в регионе. Чем интенсивнее происходит разработка, тем выше риск землетрясения. Согласно наблюдениям, в некоторые годы, в районе разработки наблюдалось до семидесяти сейсмических событий в год. Также на окружающую среду негативно действуют технологические выбросы, сопровождающие работу любого нефтепромышленного комплекса. Вредные и отравляющие вещества попадают в воздух, грунт, загрязняют воды.

Компания ПАО «Татнефть» прикладывает максимум усилий для сохранения экологии разрабатывая Ромашкинское нефтяное месторождение. История знает немало катастроф изменивших природный баланс и потому российский бизнес стремится к минимизации последствий.

Видео:ИЗУЧАЯ ЗЕМЛЮ / 20 лет - Управлению геологии и лицензирования месторожденийСкачать

Краткие данные о компании

В 1950 году Совет Министров СССР создал производственно-техническое объединение «Татнефть». Новый статус открытого акционерного общества предприятие получило в 1994 году.

Акционерами являются примерно 45 746 юридических и физических лиц. Самые крупные из них:

• ЗАО «Национальный расчетный депозитарий» (более 47 % акций).
• ОАО «Центральный Депозитарий Республики Татарстан» (около 33,6 % акций).
• ОАО Lukoil Neseas Holding ltd acm, дочернее предприятие компании «Лукойл» (около 7,3 % акций).
• АО Feisen Bank International (около 6 % акций).

Генеральный директор компании – Маганов Наиль Ульфатович, председатель совета директоров – Минниханов Рустам Нургилиевич.

Видео:Мессояхские месторождения – самые северные из разрабатываемых нефтяных месторождений в РоссииСкачать

Ромашкинское месторождение

Крупнейшее месторождение в Волго-Уральской провинции и одно из крупнейших в мире

Ромашкинское (Romashkino) нефтяное месторождение расположено на юго-востоке республики Татарстан, в Лениногорском районе, в 70 км от г. Альметьевск.
Оно является крупнейшим в Волго-Уральской провинции и одним из крупнейших в мире.
Геологические запасы нефти оцениваются в 5 млрд т.
Доказанные и извлекаемые запасы оцениваются в 3 млрд т.
Буровики прозвали месторождение «Вторым Баку».

Месторождение открыто в 1948 г.
Его разработка и эксплуатация были начаты в 1953 г.

В геологическом строении месторождения принимают участие отложения пермской системы, обнажающиеся на поверхности, а также карбона и девона, вскрываемые глубокими скважинами.
Тектонически Ромашкинское нефтяное месторождение приурочено к Сокско-Шешминскому валу, осложненному рядом локальных платформенных поднятий, сложенных породами пермского и каменноугольного возрастов.

Промышленная нефтеносность связана главным образом с отложениями терригенной толщи девона.
При этом имеются промышленные залежи нефти в песчаниках угленосной свиты турнейского яруса (или визе), а также в известняковом разрезе верхнего девона.
Характерно наличие в разрезе нижнего карбона пластов каменного угля рабочей мощности.

В терригенной толще девона залежи нефти приурочиваются к Д0 (Михайловскому), ДI ДIII, ДIV и ДV продуктивным пластам.
Однако основное промышленное значение имеет первый девонский нефтяной пласт ДI, с которым связано не менее 80% всех запасов нефти в недрах Ромашкинского месторождения.
Залежи нефти во всех остальных пластах имеют литолого-стратиграфический характер, располагаясь участками главным образом на склонах основного Ромашкинского поднятия.

Ввиду огромных, уникальных размеров залежи нефти в пласте ДI, необходимости осуществления активной ее разработки и эксплуатации и невозможности решения последней задачи с помощью законтурного заводнения, при разработке этой залежи осуществлено искусственное разрезание последней на отдельные площади кольцевыми рядами нагнетательных скважин.
Каждая такая площадь, искусственно вырезанная рядами нагнетательных скважин с учетом геологического строения залежи в целом, обладающая обширными запасами нефти, является крупным нефтяным месторождением.

Видео:Первая нефть Чаяндинского месторождения отправилась на рынки Азиатско-Тихоокеанского регионаСкачать

Текущее состояние разработки Ромашкинского нефтяного месторождения

Основной девонский объект (горизонты Д1, Д0) Ромашкинского месторождения разделен рядами нагнетательных скважин на отдельные площади самостоятельной разработки.

В первую очередь в разработку вводили наиболее продуктивные центральные площади Ромашкинского месторождения: Миннибаевская, Абдрахмановская, Южно-Ромашкинская и Павловская. В несколько этапов разбуривали и площади, прилегающие к центральным: Альметьевская, Северо-Альметьевская, Восточно-Сулеевская, Алькеевская, Зеленогорская и Зай-Каратайская.

Скважины на Ромашкинском месторождении на начальном этапе размещали преимущественно по неравномерной сетке 600х400 и 800х650 м. Равномерная квадратная сетка скважин применена только на Сармановской, Карамалинской, Холмовской (600х600 м) и Березовской (720х720 м), равномерная треугольная сетка скважин на Куакбашской (650Х650 м) площадях. На Куакбашской и части Холмовской площади внедрёна избирательная система заводнения продуктивных пластов, а на Сармановской — линейная. На всех остальных площадях применяется комбинированная система заводнения — линейная на непрерывные базисные пласты и очаговая — на прерывистые коллекторы.

На терригенные отложения девона пробурено 19527 скважин (77,7% проектного фонда), из них 13991 добывающих, 4498 нагнетательных и 1038 скважин других категорий. В настоящее время выбыло из эксплуатации 6868 скважин (35,2% фонда), из которых 2638 — из-за нерентабельности в новых рыночных условиях и 967 ожидают работ по увеличению дебита нефти или водоизоляционных работ, 3263 ликвидированы или ожидают ликвидации.

С начала разработки по горизонтам Д1-До добыто 90,0% начальных извлекаемых запасов, текущая нефтеотдача достигла 47,4%. Отбор жидкости в пластовых условиях компенсирован закачкой воды на 108,8%. Средневзвешенное пластовое давление составляет 16,2 МПа.

Максимальный уровень добычи нефти 81,5 млн. т на месторождении был достигнут в 1970 г. Добыча нефти на уровне 80 млн. т удерживалась в течение 6 лет. С 1975 г. при отборе 53,9% начальных извлекаемых запасов (НИЗ) добыча нефти по месторождению начала снижаться и в 1994 г. составила 13,0 млн. т (0,6% НИЗ и 5,7% ТИЗ)

С 1975 г. месторождение вступило в позднюю стадию разработки, характеризующуюся ростом темпов обводнения (в среднем в 3 раза), сокращением (в 5-10 раз) эксплуатационного фонда, снижением в 1,5-2,0 раза эффективности геолого-технических мероприятий и неуклонным падением уровня добычи нефти. Последнее, кроме всего прочего, объясняется и ухудшением структуры запасов.

Отбор жидкости по месторождению увеличивался ежегодно до 1985 г. Затем объединение «Татнефть» резко изменило техническую политику в сторону снижения отбора попутной воды.

На поздней стадии разработки основной целью регулирования является уменьшение отбора попутной воды при одновременном увеличении текущих отборов нефти и нефтеотдачи. В результате отбор попутной воды уменьшен на 180 млн. т в год. Соответственно уменьшилась закачка воды, улучшились технико-экономические показатели разработки.

Давление на устье нагнетательных скважин на отдельных площадях составляет 10,0-4,9 МПа, на забое добывающих скважин — 7,2-11,2 МПа. Средний дебит нефти снизился с максимального значения 63,0 до 4,6 т/сут, жидкости с 63,6 до 35,3 т/сут.

Максимальный отбор жидкости в 1985 г. составил 18,4 млн. т, закачка — 17,1 млн. м3, а в 1994 г. соответственно 7,0 млн. т и 6,0 млн. м3. Отбор попутной воды составил 38,7% достигнутого уровня. Обводненность в течение последних 10 лет стабилизировалась на уровне 70%, водонефтяной фактор составил всего 1,6.

Средний дебит нефти снизился с максимума, 21,9, до 4,2 т/сут, жидкости от 34,5 до 14,7 т/сут. Давления на устье нагнетательных скважин составляют 5,6-11,7 МПа, на забое добывающих 4,7-8,2 МПа.

Объединение «Татнефть» по Ромашкинскому месторождению провело большую работу по оптимизации плотности и размещения сеток скважин. Опыт оптимизации плотности сетки скважин на Ромашкинском месторождении является уникальным и его обобщение имеет громадное теоретическое и практическое значение. На примере Ромашкинского месторождения было доказано существенное влияние плотности сетки скважин на производительность, технико-экономические показатели разработки и нефтеотдачу неоднородных расчлененных объектов, сформулированы принципы начального и конечного уплотнения сетки скважин.

Практика разработки месторождения убедительно свидетельствует о том, что при уплотнении сетки за счет бурения дополнительных скважин и соответствующего изменения системы заводнения можно увеличить добычу нефти пропорционально числу скважин и улучшить экономические показатели разработки.

Проведенная оценка ожидаемой нефтеотдачи при практическом внедрении проектных решений Генеральных схем разработки месторождения показало, что при реализации первой Генеральной схемы разработки месторождения с бурением 9400 скважин конечная нефтеотдача составила бы всего 38%. Вторая Генеральная схема предусматривала бурение 12000 скважин. Однако и при этом нефтеотдача составила бы всего 42%. При реализации третьей Генеральной схемы с бурением более 19000 скважин конечная нефтеотдача должна составить 49%. Таким образом, необходима дальнейшая оптимизация сетки скважин для достижения проектной нефтеотдачи пластов, равной 53%. С этой целью по каждой площади рассчитаны технико-экономические показатели четырех вариантов разработки (по годам на весь срок), отличающихся друг от друга конечной плотностью сетки скважин.

Один из вариантов представляет собой продолжение осуществляемой на сегодня системы разработки. В другом варианте плотность сетки соответствует уточненным проектам разработки отдельных площадей, составленным за последние 10 лет. Остальные два варианта разработки по плотности сетки отличаются от последнего в ту или иную сторону. Расчеты технологических показателей разработки по площадям проведены с использованием методики ТатНИПИнефти.

Максимальный экономический эффект по площадям достигнут при плотности сетки 12,0-28,2 га/скв, причем более плотные сетки оптимальны для площадей, характеризующихся высокой геологической неоднородностью коллекторов. Так, для объектов с коэффициентом расчлененности более трех, оптимальная плотность сетки находится в интервале 12,0-18,4 га/скв (среднее значение 14,5 га/скв), а для менее расчлененных объектов 17,5 -28, 2 га/скв (среднее значение 22,5 га/скв).

Начиная с 60-х годов на месторождении ведется бурение дополнительных скважин сверх основного фонда (оптимизация плотности сетки) в целях достижения запроектированной нефтеотдачи эксплуатационного объекта (79,5% дополнительного фонда), а также интенсификации процесса разработки горизонта для поддержания достигнутого и обеспечения запланированного уровня добычи нефти или снижения темпа его падения. Наибольшее число скважин из дополнительного фонда пробурено в целях выработки запасов линз, полулинз и тупиковых зон, а также малопродуктивных коллекторов, и значительно меньшая доля приходится на скважины для выработки водонефтяных зон. На таких площадях, как Абдрахмановская, Западнo-Ленино-горская, Зай-Каратайская., Миннибаевская, Альметьевская, Восточно-Лениногорская, расчлененность эксплуатационного объекта которых выше трех, более половины пробуренного фонда составляют дополнительные скважины, и на них приходится значительная часть добычи нефти за весь прошедший период разработки. В результате бурения дополнительных скважин активные извлекаемые запасы нефти месторождения увеличились до 95% начальных.

По состоянию на 1.01.1995 г. на месторождении (без учета дублеров) пробурено 18847 скважин, в том числе 8961 скважина сверх основного фонда, что составляет 46,6%, из них около половины пробурено на разукрупнение эксплуатационного объекта и примерно столько же на оптимизацию плотности сетки скважин. Если средний дебит нефти одной добывающей скважины за 1994 г. по месторождению составил 4,6 т/сут, жидкости — 35,3 т/сут, то по дополнительным скважинам он соответственно равен 3,9 и 31,9 т/сут. Средний дебит скважин дополнительного фонда по площадям на рассматриваемую дату изменяется по нефти от 0,2 до 33,0 т/сут, по жидкости от 1,0 до 255,1 т/сут. С начала бурения скважин дополнительного фонда добыто свыше 337 млн. т нефти, 812 млн. т жидкости, водонефтяной фактор достиг 1,41.

По состоянию на 01.01.1995 г. в период поздней стадии пробурено и введено в эксплуатацию около 5800 добывающих скважин, по которым отобрано 145 млн. т нефти и 480 млн. т жидкости. Водонефтяной фактор 2,3, средняя обводненность добытой жидкости 70,2%. В среднем на одну пробуренную скважину добыто 25 тыс. т нефти и 58 тыс. т воды.

Основное назначение скважин, пробуренных в поздней стадии — повышение нефтеотдачи пластов путем вовлечения в активную разработку запасов нефти песчаных линз, водонефтяных зон, пластов с низкой проницаемостью.

В настоящее время Ромашкинское месторождение находится в завершающей стадии разработки. По месторождению достигнут сравнительно высокий коэффициент нефтеотдачи — 0,47 — при обводненности 87%. Из пробуренного фонда выбыло 35% скважин, часть которых в дальнейшем при проведении ГТМ может быть введена в повторную эксплуатацию. На одну отработанную скважину добыто 133 тыс. т нефти. Оставшиеся в работе скважины уже добыли 159 тыс. т/скв. Для достижения проектной нефтеотдачи по ним нужно еще отобрать 25 тыс. т/скв. Это многовато, но, учитывая необходимый для достижения проектной нефтеотдачи фонд, эта величина существенно снижается. Поэтому достижение проектной нефтеотдачи не вызывает сомнений. .

По Ромашкинскому месторождению доля трудно извлекаемых запасов нефти по сравнению с первоначальной увеличилась с 30 до 80%, в том числе в слабопроницаемых пластах — с 7 до 29, ВИЗ — с 18 до 38, песчаных линзах — с 5 до 13%.

Ухудшение структуры запасов нефти происходит в течение всего периода разработки месторождения. Однако в начальной стадии, до отбора 50-601 НИ3 оно оказывает менее заметное влияние на динамику добычи нефти, так как основной отбор обеспечивается за счет активных запасов. На поздней стадии разработки (после отбора 2/3 запасов нефти), несмотря на проведение большого объема мероприятий, структура запасов оказывает отрицательное влияние на динамику добычи. При этом чем больше доля трудно извлекаемых запасов нефти, тем при меньшем проценте суммарной добычи НИЗ наступает снижение темпов отбора текущих извлекаемых запасов (ТИЗ). Такая же закономерность наблюдается между величиной темпов отбора и выработкой запасов: чем выше темп отбора, тем при меньшей выработке начинается его снижение. Первая из отмеченных закономерностей более существенна, так как величина темпа отбора при прочих равных условиях в значительной мере зависит от продуктивности объекта[2].

💡 Видео

Сюжет - первая нефть Холмистого месторожденияСкачать

Как искали и добывали нефть в СССР. Рассказывает первооткрыватель нефтяных месторождений в Арктике.Скачать

Происхождение нефти до сих пор не установлено. Когда закончится нефть? И закончится ли вообще?Скачать

Новый центр добычи «Газпром нефти» из нефтяных оторочек на ЯмалеСкачать

Способы эксплуатации нефтяных скважинСкачать

НОВОПОРТОВСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ, КАК ГАЗ ЧЕРЕЗ ПОДВОДНЫЙ ГАЗОПРОВОД ПЕРЕДАЮТ. ГАЗПРОМНЕФТЬ ЯМАЛ.Скачать

Разработка нефтяных месторождений подразумевает использование ППД (заводнение пласта) для добычиСкачать

Разработка нефтегазовых месторождений в условиях заводнения коллекторов (ППД)Скачать