Особенности скважинной добычи нефти игаза в условиях Западной Сибири. Добыча газа и нефти в западной сибири

добыча нефти в Западной Сибири

Территория залегания энергоресурсов, расположенная в  Западной Сибири, является крупнейшей нефтегазоносной провинцией нашей страны. Достаточно сказать, что её доля в  начальных суммарных запасах природных ресурсов России составляет 60 процентов.

В этом регионе уже открыто порядка пятисот нефтяных, нефтегазоконденсатных и нефтегазовых месторождений, которые содержат в себе 73 процента всех разведанных на данный момент запасов российской нефти. Открытие по своему уникальных и весьма значительных месторождений на этой территории, а также их интенсивное освоение позволили значительно увеличить объемы  добываемой в стране нефти  и выйти на лидирующие позиции среди нефтедобывающих стран мира. За неполных тридцать лет в Западной Сибири было получено почти 6 миллиардов тонн сырой  нефти, или  45 процентов общей сырьевой добычи нефти  в России.

Нефть и газ Сибири. Общее описание региона

Основными запасами этих ресурсов обладает Западная Сибирь. Нефть и газ здесь сосредоточены на огромной территории.  Этот крупнейший нефтегазоносный бассейн находится  на территории  Западно-Сибирской равнины, и раскинулся на такие российские регионы, как  Курганская, Тюменская, Томская, Омская и частично Новосибирская, Свердловская и Челябинская области, а также Алтайский и Красноярский край.

Общая площадь этого бассейна составляет примерно 3,5 миллиона квадратных километров.

Высокая нефтегазоносность этой ресурсной провинции объясняется наличием  отложений, сформировавшихся в меловом и юрском периодах. Основная часть продуктивных нефтеносных слоев залегает на глубинах от  2-х до 3-х тысяч метров.

Западно-сибирская нефть отличается  низкой сернистостью (содержание серы – до 1,1 процента), и низким содержанием парафинов (меньше половины процента). Высокое содержание бензиновых фракций (от 40-ка до 60-ти процентов) объясняет её  повышенную летучесть. В настоящее время  на этой  территории  добывается 70 процентов всей отечественной нефти.

Добыча нефти с применением насосного метода в разы  превышает фонтанную. В связи с этим возникает такая серьезная проблема российской нефтедобывающей промышленности, как общее старение месторождений, поскольку основную часть добываемого углеводородного сырья получают из старых, давно открытых и разработанных скважин, тогда как объемы добычи с новых промыслов во много раз меньше.

География западно-сибирских месторождений

В Западной Сибири расположены десятки значительных по объемам месторождений.

Самыми известными являются Самотлорское, Стрежевое, Шаим, Усть-Балык и  Мегион. Самым богатым нефтяным регионом Западной Сибири и России вообще является Ханты-Мансийский автономный округ (ХМАО).

Его площадь составляет 523,1 тысячи квадратных километров, в нем проживает  1 301 тысяча человек, а его столицей является город Ханты-Мансийск. Здесь добывается две трети всей российской нефти, для чего есть вся необходимая  инфраструктура. На территории этого российского региона  открыто 273 нефтяных месторождения, 120 из которых активно разрабатываются. 90 процентов всех разведанных запасов углеводородного сырья сосредоточено на 9-ти крупнейших и 77 крупных нефтепромыслах. Многолетняя интенсивная разработка многих  из этих месторождений (в том числе на самом большом нефтяном промысле в России –  Самотлорском) привела к тому, что они уже сильно выработаны и обводнены (некоторые – на 80- 90 процентов).

Одновременно на целом ряде крупных  резервных месторождений (таких, как Красноленинское, Приразломное, Приобское и некоторых других) разработка ведется в режиме ограниченного отбора. Из-за такой выборочной разработки структура разведанных нефтяных  запасов на территории ХМАО  неотвратимо ухудшается. Несмотря на то, что общий потенциал еще  не разведанных энергоресурсов в этом округе – крупнейший в России, улучшение качественных характеристик нефтесырьевой базы не предвидится.

Крупные нефтяные ресурсы сосредоточены также и в другом российском регионе – Ямало-Ненецком автономном округе (ЯНАО).

Его площадь составляет 750,3 тысяч квадратных километров, на его территории проживают  465 тысяч человек, а центральным городом является Салехард. Если сравнивать запасы ЯНАО и ХМАО, то в первом регионе  их структура намного сложнее, поскольку там  преобладают нефти, характеризующиеся  высокими показателями вязкости и плотности.

Самыми крупными месторождениями ЯНАО являются Северо-Комсомольское, Русское,  Западно-Мессояхское и Тазовское. Всего в этом регионе открыто 129 месторождений нефти, из которых в разработке находятся 26. Разрабатываемые ямало-ненецкие  месторождения содержат в себе 42 процента всех разведанных ра данный момент нефтяных запасов страны. С севера территория ЯНАО омывается Карским морем, акватория  которого является непосредственным  продолжением Западно-Сибирской нефте и газоносной провинции.

Богатейший ресурсный потенциал Карского моря подтверждают данные пробного бурения, которое провели еще в 1989-ом году, которые привели к открытию двух гигантских  газовых месторождений – Русановского и Ленинградского. Нет никаких сомнений,  что в ближайшем  будущем освоение именно ресурсных запасов  Карского моря будет обеспечиваться созданной в ЯНАО  инфраструктурой.

Третьим по значимости нефтедобывающим центром России в Западной Сибири  является Томская область.

Здесь в разработке находятся 18-ть из 84-х разведанных месторождений нефти, самыми крупными из которых являются Первомайское, Советское, Игольско-Таловое и Лугинецкое. Уровень средней выработанности первоначальных запасов всех  уже открытых промыслов  составляет примерно 30 процентов, а выработанность вышеуказанных крупных месторожденийнаходится на уровне 17,58 процентов.

Стоит сказать, что объем еще не разведанных нефтяных ресурсов этого региона, по оценкам специалистов, сделанных на основании геологического прогноза, больше разведанных примерно в 1,8 раза. Это позволяет сделать вывод о том, что нефтедобыча в Томской области будет продолжаться еще много лет.

Остальные территориальные образования Западной Сибири  в региональном балансе ресурсных запасов  играют незначительную роль. На территории трех областей (южных районов Томской, в Новосибирской и Омской) обнаружено  16 месторождений с небольшими нефтезапасами, из которых лишь три  (Прирахтовское в Омской, Кальчинское в Тюменской и Малоичское в Новосибирской областях)  взяты в промышленную или опытную разработку. В цело геологический прогноз развития этой сырьевой базы не является оптимистичным.

Немного истории

Впервые мощный фонтан газа на этой территории ударил из скважины, пробуренной поблизости от  посёлка Берёзово еще в 1953 году.

Этот триумф советских добытчиков стимулировал дальнейшие  разведочные  работы. Одно за другим стали открываться западно-сибирские  нефтяные и газовые месторождения. В 1960-ои году открыли  первое месторождение – Трёхозёрное,  в 1961-ом – Мегионское и  Усть–Балыкское, в 1962-ом года – Советское и Западно-Сургутское. Далее открытия продолжились: 1964-ый год ознаменовался открытием Правдинского, 1965-ый год – Мамонтовского и Самотлорского месторождений нефти.

Примерно три десятилетия тому назад Западно-Сибирский регион занял лидирующую позицию по общему объему  добычи нефти и газа в нашей стране, и с тех пор удерживает свои позиции в этой отрасли.

На данный момент здесь добывают  66 процентов всей российской нефти (включая газовый  конденсат) и  92 процента российского природного газа.

Ежегодное в мире потребляется  больше 14-ти миллиардов тонн условного топлива, из которых  35 процентов – это нефтепродукты, а более 25-ти процентов –  природный газ. И эта цифра постоянно растет.

Суммарные запасы углеводородного сырья (нефть и газ), сосредоточенные в северной части Западной Сибири,  составляют более 25-ти процентов всех мировых запасов этих видов энергоресурсов, что дает возможность  Западно-сибирской ресурсной  провинции оставаться ведущим добывающим регионом нашей страны еще не один десяток лет.  Достаточно сказать, что доля поступлений в доходную часть федерального бюджета Российской Федерации от предприятий западно-сибирского  топливно-энергетического комплекса составляет более 40-ка процентов.

Структура нефтяных запасов Западной Сибири

Самым крупным российским нефтяным месторождением является Самотлорское. Его общие запасы оцениваются специалистами в 7,1 миллиарда тонн углеводородного сырья.

Далее список самых крупных отечественных месторождений выглядит так:

• Приобское месторождение нефти – начальные извлекаемые запасы – более 700 миллионов тонн;
• Фёдоровское месторождение нефти и газового конденсата – 700 млн. тонн;
• Мамонтовское – 600 млн. т,;
• Русское (газо–нефтяное)  –  400 млн. т. И так далее.

Крупнейшими газовыми  месторождениями (по своим начальным извлекаемым запасам) являются:

• Уренгойское –  10,2 триллиона кубометров;
• Ямбургское  –  6,1 триллион м3;
• Бованенковское – 4,4 триллиона метров кубических;
• Заполярное – 3,5 триллиона;
• Медвежье – 2,3 триллиона.

На территории этого российского региона большая интенсивность освоения ресурсных запасов, образованных в основном  неокомскими отложениями,  привели к тому, что выросла доля низкопродуктивных нефтяных и газовых ресурсов, общий объем которых на данный момент оценивается в десятки  миллиардов тонн сырья. Учитывая старение разрабатываемых скважин и общее снижение мировых энергетических запасов, а также высокую интенсивность  их добычи, освоение таких  низкопродуктивных ресурсов (особенно – трудноизвлекаемых) – это объективная необходимость современной российской экономики.

Изменение ресурсной структуры нефтяных и газовых запасов Западно-Сибирского региона следует учитывать в процессе разработки долгосрочной нефтедобывающей  стратегии.  В настоящее время все специалисты этой отрасли понимают, что дальнейшее развитие невозможно без увеличения объема инвестиций на проведение геологической разведки и на разработку новых месторождений, а также без  адекватного качественного  изменения  сырьевой базы и без разработки и внедрения новых современных технологий нефтедобычи (особенно – при разработке трудноизвлекаемых ресурсных запасов).

Авторский фильм Александра Дерягина "Нефть"

Рейтинг автора

3

Написано статей

27

Загрузка...

neftok.ru

Нефть Западной Сибири

 

Западная Сибирь - крупнейшая нефтегазоносная провинция, начальные суммарные ресурсы (НСР) которой составляют 60% НСР России. Здесь открыто около 500 нефтяных, газонефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений, содержащих 73% текущих разведанных запасов нефти России. Благодаря открытию уникальных и крупных месторождений в Западной Сибири и их интенсивному освоению удалось значительно нарастить добычу нефти в стране и выйти на первое место в мире. За неполных три десятилетия в Западной Сибири добыто почти 6 млрд. т нефти, что составляет 45% накопленной добычи России.

Крупнейший нефтегазоносный бассейн мира расположен в пределах Западно-Сибирской равнины на территории Тюменской, Омской, Курганской, Томской и частично Свердловской, Челябинской, Новосибирской областей, Красноярского и Алтайского краев, площадью около 3, 5 млн. км. Нефтегазоносность бассейна связана с отложениями юрского и мелового возраста. Большая часть нефтяных залежей находиться на глубине 2000-3000 метров. Нефть Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна характеризуется низким содержанием серы (до 1, 1%), и парафина (менее 0, 5%), содержание бензиновых фракций высокое (40-60%), повышенное количество летучих веществ. 

Сейчас на территории Западной Сибири добывается 70% российской нефти. Добыча насосным способом превышает фонтанную на порядок. Это заставляет задуматься над важной проблемой топливной промышленности - старением месторождений. Вывод подтверждается и данными по стране в целом. В 1993 году в Российской Федерации из старых скважин добывалось 318. 272. 101 тонна нефти (без газового конденсата), в том числе из скважин, перешедших с прошлого года - 303. 872. 124 тонны, в то время как из новых скважин нефтедобыча составила лишь 12. 511. 827 тонн. 

В Западной Сибири находятся несколько десятков крупных месторождений. Среди них такие известные, как Самотлор, Мегион, Усть-Балык, Шаим, Стрежевой. 

Ханты-Мансийский АО (площадь - 523,1 тыс. кв. км., население - 1301 тыс. чел., центр - Ханты-Мансийск) - богатейший нефтяной регион Западной Сибири и России в целом. Производит две трети добываемой в стране нефти, имеет развитую инфраструктуру. В его пределах открыто 273 месторождения нефти, из которых 120 введено в разработку. Важнейшую роль в сырьевой базе играют крупнейшие (9 ) и крупные (77) месторождения, в которых заключено 90% разведанных запасов нефти. В результате многолетней интенсивной отработки многие из этих месторождений, в том числе крупнейшее в стране Самотлорское, в значительной степени выработаны и обводнены (на 80-90%). В то же время ряд резервных крупных месторождений (Приобское, Приразломное, Красноленинское и др.) разрабатываются на режимах ограниченного отбора. Из-за выборочной разработки наиболее крупных и высокодебитных месторождений и залежей структура разведанных запасов нефти в Ханты-Мансийском АО непрерывно ухудшается, общий потенциал неразведанных ресурсов нефти является практически крупнейшим в России, хотя и не предвещает улучшения качественных характеристик сырьевой базы.

Ямало-Ненецкий автономный округ (площадь - 750,3 тыс. кв. км., население - 465 тыс. чел., центр - Салехард) также характеризуется крупнейшими запасами и ресурсами нефти, но по сравнению с ХМАО их структура сложнее, так как преобладающую роль имеют нефти высокой плотности и вязкости (Русское, Северо-Комсомольское, Тазовское, Западно-Мессояхское месторождения). Разрабатываются 26 из 129 нефтяных месторождений. В разрабатываемых месторождениях сосредоточено 42% текущих разведанных запасов нефти. С севера к ЯНАО примыкает акватория Карского моря, которая рассматривается как непосредственное продолжение Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции с богатейшим потенциалом ресурсов. При незначительных объемах буровых работ, начатых в 1989 году, здесь открыто два газовых месторождения-гиганта (Ленинградское и Русановское), что подтверждает высокий нефтегазогеологический прогноз. Несомненно, что в будущем освоение нефтяных ресурсов Карского моря будет тесно связано с инфраструктурой ЯНАО.

Томская область образует третий по значению центр нефтедобывающей промышленности Западной Сибири. В разработку вовлечено 18 из 84 нефтяных месторождений, в том числе все крупные (Советское, Первомайское, Лугинецкое, Игольско-Таловое). Средняя выработанность начальных запасов открытых месторождений составляет 30%, а перечисленных крупных месторождений 17,58%. Неразведанные ресурсы нефти в Томской области превышают согласно геологическому прогнозу уже разведанные запасы в 1,8 раза, что создает возможность многолетней сырьевой обеспеченности нефтедобывающих предприятий.  Остальные административно-территороиальные субъекты Западной Сибири (юг Тюменской, а также Новосибирская и Омская области) играют незначительную роль в региональном балансе запасов и добычи нефти в Западной Сибири. В трех областях открыто 16 небольших месторождений, из которых только 3 (Кальчинское в Тюменской, Прирахтовское в Омской и Малоичское в Новосибирской областях) находятся в промышленной или опытной разработке. Геологические перспективы развития сырьевой базы в целом незначительны. 

Впервые в Западной Сибири на окраине посёлка Берёзово 21 сентября 1953 года одна из разведочных скважин дала мощный фонтан газа. Это открытие дало стимул для дальнейшего развёртывания геолого-разведочных работ. Вскоре начался период целого ряда открытий нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири. 21 июня 1960 года было открыто первое в Западной Сибири Трёхозёрное, 24 марта 1961 года – Мегионское, 15 октября 1961 года - Усть–Балыкское, в агусте 1962 года – Советское, 15 ноября 1962 года – Западно–Сургутское, 1 декабря 1964 года – Правдинское, 3 апреля 1965 года – Мамонтовское, 29 мая 1965 года – Самотлорское нефтяные месторождения.

Около 30 лет назад Западно-Сибирский нефтегазовый регион вышел на первое место по объёму добычи нефти и газа в нашей стране. В настоящее время здесь добывается 66% российской нефти и газового конденсата, 92% природного газа. Ежегодное потребление в мире топливно-энергетических ресурсов составляет более 14 млрд. т условного топлива, из них 35% приходится на долю нефти и свыше 25% на долю природного газа. Суммарные запасы нефти и газа на севере Западной Сибири составляют более четверти мировых запасов этих видов топливно-энергетических ресурсов и позволят Западносибирской нефтегазовой провинции ещё несколько десятков лет оставаться не только ведущим регионом в российской нефтегазодобывающей отрасли, но и в целом экономике всей страны. В доходную базу федерального бюджета России от топливно-энергетического комплекса Западной Сибири поступает более 40% налоговых платежей.  Самое крупное нефтяное месторождение в нашей стране – Самотлорское нефтегазоконденсатное – начальные извлекаемые запасы 3,3 млрд. т. Из недр этого месторождения уже добыто 2,2 млрд. т. Далее идут Приобское нефтяное месторождение с начальными извлекаемыми запасами свыше 0,7 млрд. т, Фёдоровское нефтегазоконденсатное – 0,7 млрд. т, Мамонтовское нефтяное – 0,6 млрд. т, Русское газо–нефтяное – 0,4 млрд. т и т.д. Крупнейшие месторождения природного газа с начальными извлекаемыми запасами газа соответственно: Уренгойское – 10,2 трлн. м3, Ямбургское – 6,1 трлн. м3, Бованенковское – 4,4 трлн. м3, Заполярное – 3,5 трлн. м3, Медвежье – 2,3 трлн. м3.

Нефтегазодобывающий комплекс Западной Сибири обеспечен ресурсами на многие десятки лет. Развитие нефтяной промышленности, согласно энергетической стратегии Российской Федерации, должно быть обеспечено за счёт увеличения добычи нефти в Западной Сибири до 255 – 270 млн. т, в том числе в Ханты–Мансийском автономном округе – до 200–220 млн. т, в Ямало-Ненецком автономном округе до 40–50 млн. т, на юге Тюменской области до 1,5–2,0 млн. т и т.д. Добыча нефти и конденсата в Ханты–Мансийском автономном округе может быть доведена в 2010 г. до 235 млн. т, с последующим сохранением достигнутого уровня за счёт ввода в действие новых месторождений.

В Западной Сибири высокие темпы освоения запасов преимущественно неокомских отложений привели к росту доли низкопродуктивных запасов и ресурсов нефти и газа, объем которых в настоящее время составляет несколько десятков миллиардов тонн. Учитывая, что в России высокий уровень добычи возможен только за счет нефтегазоносных недр Западной Сибири, освоение этих низкопродуктивных запасов и ресурсов, и особенно категории трудноизвлекаемых, является объективной необходимостью.

Изменения в структуре ресурсов и запасов нефти и газа Западной Сибири необходимо учесть при разработке долгосрочной стратегии нефтедобычи. Очевидно, что дальнейшее развитие должно идти с увеличением инвестиций в разведку и разработку месторождений, адекватным изменению качества сырьевой базы, а также с созданием и ускоренным освоением новых высокоэффективных технологий извлечения нефти, особенно для категории трудноизвлекаемых запасов. Необходимо пересмотреть принципы классификации запасов и ресурсов нефти и газа в России, предусмотрев помимо степени изученности ресурсов характеристику их продуктивности и экономическую целесообразность освоения в качестве классификационных признаков. Открытые месторождения полезных ископаемых - это только часть потенциала северных территорий и акваторий России. Для их выявления, для обеспечения долгосрочного устойчивого развития этих сырьевых баз необходимо проводить геологоразведочные работы.



biofile.ru

Месторождения нефти и газа в Западной Сибири

Западно-Сибирская низменность сформировалась на Западно-Сибирской плите с глубоко опущенным складчатым палеозойским фундаментом.

На нем залегает мощная, почти шестикилометровая толща «слоеного пирога», состоящего из осадочных пород, представленных глинами, песчаниками и песками морского и континентального происхождения.

С осадочным чехлом Западно-Сибирской равнины связаны крупнейшие в стране месторождения нефти и природного газа (Западно-Сибирский нефтегазоносный район). Здесь выявлено свыше 500 месторождений этих важнейших горючих полезных ископаемых, в которых содержится свыше 60% российских запасов нефти и до 90% природного газа. Важнейшие нефтяные месторождения сосредоточены в Ханты-Мансийском (Самот лорское, Мегионское, Салымское, Мамонтовское, Уеть-Балыкекое и другие), а природного газа — в Ямало-Ненецком автономном округе (крупнейшие в мире Уренгойские и Ямбургское месторождения, а также Медвежье около г. Надым, Заполярное и др.). Интенсивная добыча нефти, все расширяющаяся паутина трубопроводов уже нанесли непоправимый вред природным комплексам Западной Сибири: «разливы» нефти при добыче и транспортировке (зимой лопаются трубы, проложенные прямо на поверхности земли) обернулись загубленными оленьими пастбищами и лесными угодьями, погибшей рыбой в тундровых и таежных реках и озерах.

Интенсивное промышленное освоение природных богатств Западной Сибири нанесло серьезный ущерб не только природе, но и коренным народам (ненцам, ханты, манси и другим), лишив их значительной части охотничьих и рыбопромысловых угодий. Чтобы защитить традиционные виды хозяйственной деятельности и культуру этих народов, в Ханты-Мансийском автономном округе, например, были выделены специальные территории приоритетного природопользования — родовые угодья. Величайшая равнина мира, Западно-Сибирская низменность обладает огромными ресурсами: лесными, минеральными, агроклиматическими, почвенными и другими. Эти богатства — основа развития хозяйства района; стратегический резерв нашей страны.

worldofscience.ru

Добыча нефти и газа в Сибири

Согласно обзору мировой энергетики, подготовленному британской нефтяной компанией Бритиш петролеум (British Petroleum), Российская Федерация занимает 1-е место в мире по доказанным запасам природного газа и 6-е -7-е место – по доказанным запасам нефти. Согласно этому же исследованию, доказанные запасы природного газа России (запасы, которые по имеющимся геологическим, техническим и экономическим данным могут быть извлечены из-под земли) оцениваются в 48 триллионов кубометров (трлн. м3), что составляет 26,7% от общемировых доказанных запасов. Доказанные запасы нефти Российской Федерации на конец 2004 года составляли 9,9 миллиардов тонн (млрд. т), что соответствует 6,1% общемировых запасов.

 Основой топливной и в целом энергетики России остаётся эксплуатация значительных газовых месторождений Западной Сибири.

Западно-Сибирская нефтегазоносная  провинция территориально расположена на Западно-Сибирской равнине. На востоке ограничена рекой Енисей, на западе — Уральскими горами, на юге — границей с Казахстаном и Алтайскими горами,  на севере — Карским морем. Административно практически полностью находится в пределах Тюменской области, Ямало-Ненецкого и Ханты-Мансийского автономных округов. По геологическому строению Западно-Сибирская провинция представляет собой тектоническую плиту с мощным мезозойско-кайнозойским осадочным чехлом.

Особенность Западно-Сибирской нефтегазоносной  провинции – благоприятная структура  разведанных запасов: высокая концентрация углеводородных запасов в крупных  и крупнейших месторождениях и продуктивность их разработки.

В Западной Сибири сосредоточены две трети разведанных запасов нефти и газа и их основные месторождения: в Ханты-Мансийском Автономном Округе (ХМАО) – 75% всей российской нефти, в Ямало-Ненецком Автономном Округе (ЯНАО) – 90% всего российского газа.

В Западно-Сибирской провинции выделяются 15 нефтегазоносных областей. Каждая из них, в свою очередь, включает несколько нефтегазоносных районов. Области на севере провинции (Южно-Карская, Надым-Пурская, Пур-Тазовская, Ямальская, Гыданская и Усть-Енисейская) преимущественно газоносные. Восточно-Уральская, Приуральская и Красноленинская на западе, Фроловская, Среднеобская и Каймысовская в центре, Васюганская, Пайдугинская и Предъенисейская на востоке — нефтегазоносные, содержат, в основном, ресурсы нефти.

В Ямало-Ненецком Автономном Округе расположены 15 уникальных месторождений газа с запасами более 500 миллиардов кубометров (млрд. м3) каждое. Ресурсы углеводородного сырья Ямала имеют большую перспективу: треть недоразведанных месторождений Западной Сибири находится на территории округа. Перспективные ресурсы по газу составляют около 45 триллионов кубометров (трлн. м3), по нефти – 4,3 миллиардов тонн (млрд. т), по газоконденсату – 1,8 миллиардов тонн (млрд. т). Учитывая потенциал округа, добыча газа будет увеличиваться и может составить до 650 миллиардов кубометров (млрд. м3) в год. Годовая добыча нефти к 2012 г. может составить до 40 миллионов тонн (млн.т).

Всего в Западной Сибири открыто  более 500 месторождений нефти, газа и газоконденсата. Крупнейшие месторождения — Уренгойское, Ямбургское, перспективные Бованенковское, Заполярное, Мамонтовское и Федоровское  месторождения, крупнейшие нефтяные месторождения — Самотлорское, Приобское, Русское.

 

Восточная Сибирь включает территорию от Енисея (на западе) до водораздельных хребтов, идущих вдоль Тихого океана (на востоке). В пределах Восточной Сибири расположены Якутия, Бурятия, Тува, Красноярский край, Иркутская область и Забайкальский край. Восточно-Сибирский экономический район — второй по размерам территории экономический район страны. На долю Восточной Сибири приходится почти 45 % всего гидроэнергетического потенциала страны. Озеро Байкал считают крупнейшим резервуаром чистейшей пресной воды.

В Восточной Сибири сосредоточено  около половины всех лесных ресурсов России, около 80% запасов каменного и бурого угля России. В Восточной Сибири находится старейшее Бодайбинское месторождение золота в Иркутской области и месторождение Минусинской котловины в  Забайкалье,  а также крупнейшее месторождение алмазов в Якутии.

Но  Восточная Сибирь сейчас более перспективна не в отношении открытых месторождений, а в поиске новых. В настоящий момент в регионе выявлены свыше 1 тысячи структур, перспективных в области нефти и газа. В среднем, за всю историю развития нефтегазового комплекса Восточной Сибири, подтверждаемость открытия месторождений составляет 26%. То есть, если направить средства на разведку 100 структур, значит, 26 месторождений точно будут открыты. При полной разведке Восточной Сибири добыча нефти там может составить от 100 до 110 миллионов тонн (млн. т) в год. Тем не менее, здесь крайне медленно ведутся работы по доразведке, формированию и развитию новых центров добычи нефти Восточной Сибири и Якутии, что ставит под сомнение возможность заполнения экспортного трубопровода Восточная Сибирь - Тихий Океан (ВСТО).

Уровень добычи нефти в Восточной Сибири к 2020 г., как предполагается, достигнет 80 миллионов тонн. На сегодня в Восточной Сибири и Якутии выделяется пять перспективных центров добычи нефти и газа с запасами более миллиарда тонн нефти — три из них расположены в Красноярском крае (Юрубчено-Куюмбинский, Собинско-Тэтэрский и Ванкорский). Нынешних запасов, по мнению специалистов, вполне хватит на то, чтобы через 10 лет выйти на годовой объем добычи нефти в 60 млн тонн.

Экономико-географическое положение района в настоящее  время можно считать одним  из самых невыгодных. Территория удалена  почти от всех возможных потребителей сырья и продукции, она блокируется  имеющими примерно те же ресурсы Западной Сибирью и Дальним Востоком. Оказывается более выгодным осваивать ресурсы этих районов, а не Восточной Сибири. Вовлечению района во внутрироссийское разделение труда препятствует малая транспортная освоенность.

Крупнейшие газовые и нефтяные месторождения России

Бованенковское нефтегазоконденсатное  месторождение — крупнейшее месторождение полуострова Ямал в России. Бованенково расположено на полуострове Ямал, в 40 километрах от побережья Карского моря. Запасы месторождения оцениваются в 4,9 трлн куб. м газа; проектная мощность — 115 млрд куб. м газа в год. Запуск проекта намечался на 3 квартал 2011 года, но в июне 2009 года в связи со снижением спроса на газ срок был отложен на 3 квартал 2012 года.

Ванко́рское месторожде́ние — перспективное нефтегазовое месторождение в Красноярском крае России, вместе с Лодочным, Тагульским и Сузунским месторождениями входит в Ванкорский блок. Расположено на севере края, включает в себя Ванкорский (Туруханский район Красноярского края) и Северо-Ванкорский (расположен на территории Таймырского (Долгано-Ненецкого) автономного округа) участки. Запасы нефти на месторождении превышают 260 млн т, газа — около 90 млрд куб. м. Проектная мощность — 14 млн т нефти в год — ожидается к 2012 году. 21-го августа 2009 года Ванкорское  нефтегазаносное месторождение было запущено в промышленную эксплуатацию. Расчетный "срок жизни" месторождения - 35 лет. Запасы Ванкорского месторождения оцениваются в 520 миллионов тонн нефти. Проектная мощность трубопровода составляет около 30 миллионов тонн в год. По завершении строительства нефтепровода "Восточная Сибирь - Тихий Океан" объемы добычи нефти на Ванкорском месторождении планируется увеличить до максимального уровня.

Заполярное нефтегазоконденсатное месторождение — месторождение газа, газового конденсата и нефти. Открыто в 1965 году. Расположено на территории Тазовского района Ямало-Ненецкого автономного округа (ЯНАО), в 80 км восточнее Уренгойского месторождения и в 85 км южнее поселка Тазовский.Общие запасы газа составляют более 3,3 трлн м³. По запасам газа в международном рейтинге газовых месторождений Заполярное занимает пятое место.

Каменное (нефтяное месторождение) — месторождение нефти и газа входящее в состав Красноленинского свода месторождений на западе Ханты-Мансийского автономного округа. Месторождение расположено примерно посередине между г.Нягань и г.Ханты-Мансийск на левом берегу и в пойме р.Оби (Верхнее Двуобье). Извлекаемые запасы месторождения составляют более 300 млн.т.

Ковыктинское месторождение (Ковыкта) — перспективное газоконденсатное месторождение в Иркутской области России. Открыто в 1987 г. Месторождение расположено в необжитой местности на севере Иркутской области, в 450 км к северо-востоку от Иркутска. Территория месторождения представляет собой высокогорное плато, покрытое темнохвойной тайгой (в отдельных районах — на вечной мерзлоте). Рельеф осложнен многочисленными долинами — каньонами. Климат суровый, резкоконтинентальный. Запасы природного газа на месторождении оцениваются в 1,9 трлн. кубометров газа, 2,3 млрд. кубометров гелия и 115 млн. т жидкого газового конденсата.

Уренго́йское месторожде́ние природного газа — крупное газовое месторождение, второе в мире по величине пластовых запасов, которые превышают 10 триллионов кубических метров (10¹³ м³). Находится в Ямало-Ненецком АО Тюменской области России, немного южнее северного полярного круга. Имя дано по названию близлежащего населённого пункта — посёлка Уренгой. Фонд скважин Уренгойского месторождения составляет более 1300 скважин. Добыча природного газа 2007 году — составила 223 миллиардов кубометров газа в год. Общие геологические запасы оцениваются в 16 трлн м³ природного газа.

Южно-Русское нефтегазовое месторождение — расположено в Красноселькупском районе Ямало-Ненецкого автономного округа, одно из крупнейших в России. Запасы месторождения составляют: газ— 825,2 млрд м³, нефть — 5,7 млн тонн. План по добыче на месторождении на 2008 год — 10 млрд м³ газа, с 2009 года — 25 млрд м³ в год.

Ю́жно-Тамбе́йское га́зовое месторожде́ние — крупное газоконденсатное месторождение в Ямало-Ненецком автономном округе России. Расположено на полуострове Ямале. Запасы природного газа на месторождении составляют около 1,3 трлн куб. м, газового конденсата — 40-60 млн т.Согласно генеральной схеме развития газовой отрасли России на период до 2030 года, разработанной «Газпромом», ввод месторождения в эксплуатацию намечен на 2024—2027 года.

Ямбургское нефтегазоконденсатное месторождение (ЯНГКМ) — месторождение газа, газового конденсата и нефти. Открыто в 1969 году. Расположено в Заполярной части Западносибирской равнины, на Тазовском полуострове в субарктической зоне. Ландшафт — тундровая равнина с густой сетью рек, ручьев, озер, болот. Толщина вечной мерзлоты достигает 400 метров. Самый холодный месяц — январь со средней температурой минус 25 градусов по Цельсию. Нередко температура опускается до отметки 55 и ниже. Размеры ЯНГКМ — 170 на 50 километров. Ямбургское месторождение занимает третье место в мире по начальным извлекаемым запасам газа. Общие геологические запасы оценивается в 8,2 трлн м³ природного газа.

Самотло́рское нефтяно́е  месторожде́ние (Самотло́р) — крупнейшее в России и одно из крупнейших в мире месторождений нефти. Расположено в Ханты-Мансийском автономном округе, вблизи Нижневартовска, в районе озера Самотлор. В переводе с хантыйского Самотлор означает «мёртвое озеро», «худая вода». Доказанные и извлекаемые запасы оцениваются в 2,7 млрд т. Месторождение относится к Западно-Сибирской провинции. Открыто в 1965 году. Залежи на глубине 1,6—2,4 км. В 1981 году была добыта миллиардная тонна нефти. Пик добычи нефти (около 150 млн т. в год) пришёлся на начало 80-х годов XX века; вследствие хищнической добычи в эти годы нефтеносные пласты стали обводняться и добыча нефти резко снизилась. Всего за годы эксплуатации месторождения на нём было пробурено 16 700 скважин, добыто более 2,3 млрд т нефти. Местоположение Самотлорского месторождения, в силу его стратегического характера, до сих пор тщательно скрывается на выходящих в России картах

Приобское — гигантское нефтяное месторождение в России. Расположено в Ханты-Мансийском автономном округе, вблизи Ханты-Мансийска. Разделено рекой Обь на две части — лево- и правобережное. Освоение левого берега началось в 1988 г., правого — в 1999 г. Доказанные запасы оцениваются в 2,5 млрд. тонн, извлекаемые — более 1200 млн. т. Месторождение относится к Западно-Сибирской провинции.

Правдинское - крупное нефтяное месторождение в России. Расположено в Ханты-Мансийском автономном округе, вблизи Ханты-Мансийска. Освоение началось в 1968 году. Месторождение относится к Западно-Сибирской провинции. Добыча нефти на месторождении в 2007 г. — составила 9 млн. тонн.

Мамонтовское - крупное нефтяное месторождение в России. Расположено в Ханты-Мансийском автономном округе. Освоение началось в 1970 году.Запасы нефти 1,4 млрд. тонн. Залежи на глубине 1,9-2,5 км. Месторождение относится к Западно-Сибирской провинции. Добыча нефти на месторождении в 2007 г. — составила 7,5 млн. тонн.

Фёдоровское — крупное нефтегазовое месторождение в России. Расположено в Ханты-Мансийском автономном округе, вблизи Сургута. Открыто в 1971 году. Запасы нефти 2,0 млрд тонн. Залежи на глубине 1,8-2,3 км. Месторождение относится к Западно-Сибирской провинции. Добыча нефти на месторождении в 2007 г. — составила 12,5 млн тонн.

Верх-Тарское нефтяное месторождение (ВТНМ) расположено на севере Новосибирской области, в Северном районе. Оно считается самым крупным месторождением в области. Извлекаемые запасы месторождения — 32 миллиона тонн нефти, геологические — 68 миллионов тонн нефти. Одной из особенностей ВТНМ является удаленность от всех коммуникаций, что создает главную сложность при освоении запасов углеродного сырья в Новосибирской области. Добываемая на ВТНМ нефть по своим свойствам очень близка к марке «Brent». Верх-Тарская нефть характеризуется высоким качеством с минимальным количеством примесей. Нефть — малопарафинистая, малосернистая. При переработке Верх-Тарской нефти выход светлых фракций на 25 % выше, чем в среднем по России. Промышленная добыча нефти началась с 2000 года. Активный рост добычи начался только с 2003 года (в 2005 году — 1354,4 тысяч тонн).

Лянторское — гигантское нефтегазоконденсатное месторождение в России. Расположено в Ханты-Мансийском автономном округе, вблизи Ханты-Мансийска. Открыто в 1965 году. Полные запасы нефти 2,0 млрд. тонн, а остаточные запасы нефти 380 млн. тонн. Начальные запасы газа св. 250 млрд. м3. Залежи на глубине 2 км. Месторождение относится к Западно-Сибирской провинции. Добыча нефти на месторождении в 2007 г. составила 7,5 млн. тонн.

stud24.ru

«Большая нефть» Сибири — путь подвига и вдохновения

Первые геологи пошли в Сибирь еще в 1930-х годах, когда прогноз о существовании нефти на восточном склоне Уральского горного хребта выдвинул в 1932 году основоположник советской нефтяной геологии академик Иван Губкин

Второе освоение Сибири — это нефтяная эпопея, давшая стране богатство сибирских нефтяных месторождений. На том, что нефть в Западной Сибири есть, говорили и в начале 30-х годов и ранее. Однако первые фонтаны больших месторождений, давшие промышленную нефть, забили в начале 60-х годов.

Искать нефть геологи отправились почти сразу после Великой Отечественной войны. Особенно остро вопрос встал в конце 50-х годов, когда уровень добычи нефти во «Втором Баку» — Башкирии и Поволжье, начал постепенно снижаться.

Первые геологи пошли в Сибирь еще в 30-х годах, когда прогноз о существовании нефти на восточном склоне Уральского горного хребта выдвинул в 1932 году основоположник советской нефтяной геологии академик Иван Губкин.

21 апреля 1948 г. был подписан приказ №108 по Главному управлению нефтяной геологии Министерства геологии СССР «О развитии геолого-разведочных работ на нефть и газ в Западной Сибири и неотложной помощи Центральной Западно-Сибирской нефтеразведочной экспедиции — о бурении опорных скважин».

17 июня 1948 г. по тому же министерству был издан новый приказ, №375 — «Об утверждении Западно-Сибирской экспедиции по разведки нефти и природных газов — круглогодичной». В конце 50-х годов ХХ века на тюменских просторах приступила к работе геологоразведочная экспедиция.

Советские геологи пробурили первую скважину в 1948 году — она находится почти в центре современной Тюмени, на улице Мельникайте. Вместо нефти скважина в 2 тыс. метров дала минеральную воду, однако работы по поиску нефти и газа в Западной Сибири это не остановило.

Основные направления геолого-разведочных работ были в конце ноября 1950 г. в Новосибирске на совещании геологов, геофизиков, нефтяников Министерства геологии и АН СССР.

Было принято решение покрыть Западно-Сибирскую низменность густой сетью опорных глубинных скважин и рассечь из конца в конец геофизическими профилями.

Нефть и газ начали искать на юге Западной Сибири, в Омске, Томске, а затем началась разведка на севере Западно-Сибирской низменности. Об открытии первой нефтегазоносной провинции в Западной Сибири возвестил газовый фонтан, забивший из опорной скважины Р-1 вблизи села Берёзово.

Скважину по указанию геолога Александра Быстрицкого пробурила бригада под руководством мастера Василия Мельникова.

Говорили, что газовый фонтан забил по чистой случайности, мол, буровая бригада уже закончила работу и собиралась уходить со скважины.

Однако, это не так — удача и «счастливые случайности» всегда сопутствуют тем, кто вел длительную, планомерную работу, и кто тяжело трудился над поставленной задачей. И особенно тем, за чьей спиной стоит огромное государство, сконцентрировавшее свои силы на решении вопроса о поиске нефтяных богатств Сибири.

Имена тех, кто нашел первые нефтяные месторождения, вписаны в историю. В нечеловеческих условиях, без транспортной техники — где высадились, там и начинали бурить, были найдены залежи нефти.

На севере Тюменской области, на берегах Конды начальник одной из буровых бригад Семён Урусов нашел первую нефть. Ее дала скважина 2Р, пробуренная в районе маленького села Шаим, немного — всего полторы тонны в сутки. Вторая скважина была более результативной — 12 тонн нефти в сутки.

Там же, на берегу Конды, когда геологи еще сомневались, а есть ли здесь нефть, 21 июня 1960 года ударил большой фонтан — из скважины под номером 6Р, почти 400 тонн нефти в сутки. Позже за это открытие Семену Урусову было присвоено звание Героя Социалистического Труда, а его бригада получила почетное звание «Лучшая буровая бригада Министерства геологии СССР». Так было открыто первое в Западной Сибири месторождение.

Первую промышленную нефть Западной Сибири дало Мегионское месторождение, первый фонтан там забил 21 марта 1961 года. Пробурил скважину, открывшую одно из крупнейших и первых месторождений в Сибири геолог, будущий доктор геолого-минералогических наук, член-корреспондент РАН (1991) и Герой Социалистического Труда Фарман Салманов.

С этим бурением в районе Сургута связана почти детективная история: работы над скважиной начались практически самовольно и тайком. С 1955 по 1957 годы Салманов работал начальником Плотниковской и Грязненской нефтегазоразведочных экспедиций в Кемеровской и Новосибирской областях. Идея была в том, что нефть есть и на Кузбассе, в чем не был убежден Салманов.

Оставив поиски в Кузбассе, Салманов увез свою геологическую партию тайком в Сургут в августе 1957 года. Приказ о переброске партии позднее подписали задним числом, разрешив группе остаться там, где решил геолог.

Когда первая скважина в районе селения Мегион дала фонтан, Салманов написал в Москву «В Мегионе на скважине № 1 с глубины 2180 метров получен фонтан нефти. Ясно? С уважением, Фарман Салманов».

После того, как и из второй скважины в районе Усть-Балыка забил фонтан, Салманов отправил начальству радиограмму: «Скважина лупит по всем правилам». Большая нефть в Сибири была найдена.

Позже были открыты другие месторождения, всего более десятка, в том числе супергигант Самотлор — шестое по величине нефтяное месторождение в мире. Добыча нефти в Волго-Уральском регионе продолжала снижаться, и к середине 67-х годов разницу полностью покрыла Западная Сибирь.

«Германский реваншизм»: Чем калининградский губернатор вызвал гнев Запада?

В планах советской власти было довести добычу нефти в Западной Сибири до 100−120 млн тонн к 1975 году (за пять лет), и они казались нереальными — ведь в Татарии на это потребовалось 23 года. Сибиряки справились, несмотря на совершенно другие условия добычи и сложности с транспортировкой нефти.

Первопроходцам было нелегко, бурить приходилось, вырубая леса, осушая болота и борясь с вечной мерзлотой.

Время подвигов освоения Сибири было не делом добычи природных ресурсов — оно, по воспоминаниям, например, моего отца, не геолога, но строителя БАМа, было делом преобразования природы, творчества, подвига и героев.

На Западе опять не верили, что СССР сможет достичь заявленных планов по добыче нефти к 1975 году, хотя опыт уже должен был научить, что в СССР возможно было и невозможное.

Британская Financial Times писала с сомнением, что «посмотрим, смогут ли они осуществить то, о чем мечтают…». Смогли и осуществили, изменив мир вокруг себя силой человеческой воли и разума. Россия до сих пор, до самого сегодняшнего дня экономически живёт во многом благодаря этому подвигу.

Автор: Анастасия Громова

НАВЕРХ СТРАНИЦЫ

marketsignal.ru

Особенности скважинной добычи нефти игаза в условиях Западной Сибири

Особенности скважинной добычи нефти игаза

в условиях Западной Сибири

8.1 Особенности геологического строения залежей

Бурный рост добычи газа и газоконденсата на месторождениях Севера Западной Сибири настойчиво требует ввода в эксплуатацию залежей с худшими фильтрационными и емкостными характеристиками, с небольшими этажами газоносности и наличием нефтяных оторочек [10]. В этих условиях существующие апробированные схемы разработки, техника и технологии бурения и добычи уже не могут в полной мере удовлетворять все возрастающим экономическим, технологическим и экологическим требованиям.

Одним из перспективных путей повышения эффективности добычи углеводородного сырья из месторождений является использование скважин, вскрывающих продуктивный пласт горизонтальным или субгоризонтальным забоем. Подавляющее большинство залежей углеводородов (нефти, газа и газоконденсата) в Западно-Сибирском регионе приурочено к трем нефтегазоносным комплексам: апт-сеноманскому, неокомскому и юрскому.

Основной апт-сеноманский продуктивный комплекс перекрывается мощной толщей (до 800 м) глин турон-олигоценового возраста. Комплекс представлен часточередующимися слабоцементированными песчанниками и алевролитами с невыдержанными по простиранию прослоями глин континентального происхождения. Глубина залегания продуктивной толщи достигает 650-1250 м. Песчаники характеризуются хорошими коллекторскими свойствами: открытая пористость колеблется от 19 до 38 %, проницаемость достигает до 1-3 мкм2, что обеспечивает возможность получения высоких рабочих дебитов, порядка 1,0-1,5 млн. м3/сут. Залежи газа в основном пластово-массивного типа, их толщина колеблется в широких пределах от единиц до сотен метров.

Неокомский комплекс сложен чередующимися песчаниками, алевролитами и глинами, которые характеризуются резкой литологической изменчивостью по площади и разрезу. Комплекс залегает на глубинах до 3400 м и представляет собой чаще всего чередующиеся газоконденсатные пласты с нефтянной оторочкой или без нее, толщиной 10 – 40 м. Пористость песчанников обычно колеблется в пределах 12 –25 %, проницаемость до 0,2 мкм2.

Отложения юрского комплекса в северной части провинции залегают на глубинах более 3000 м. В основном это маломощные пласты, с низкой пористостью и проницаемостью, часто тектонически или литологически экранированые, со значительной степенью неоднородности.

В настоящее время на Севере Западной Сибири в стадии разработки находятся шесть газоконденсатных месторождений: Медвежье, Уренгойское, Ямбургское, Комсомольское, Юбилейное и Вынгапуровское. Первые три из них являются уникальными по запасам газа. Готовятся к разработке Харасавэйское, Ямсовейское, Заполярное, Песцовое, Бованенковское и другие месторождения.

Стратегия ввода в эксплуатацию залежей газа и газоконденсата на первом этапе освоения северных районов предопределила первоочередной ввод крупнейших и уникальных месторождений, отличающихся высоким коллекторскими свойствами и, как следствие, высокой продуктивностью скважин. В этих условиях центрально – групповая схема размещения кустов ВС (Медвежье, Вынгапуровское), а позднее ННС (Уренгойское, Ямбургское, Комсомольское) вполне оправдывала себя.

Большинство подготавливаемых к разработке новых месторождений уже не обладают теми характеристиками, которые отмечались на супер-гигантах типа Уренгойского. Так, например, на северном куполе Комсомольского месторождения (сеноманская газовая залежь) эффективная газонасыщенная толщина не превышает 20 м. В результате чего, несмотря на высокие фильтрационные характеристики, рабочие дебиты эксплуатационных скважин не могут превышать 200 тыс. м3/сут. Аналогичная ситуация наблюдается на Ямбургском месторождении. В настоящее время Медвежье и Вынгапуровское месторождения находятся на завершающей стадии эксплуатации. Уже отобрано из каждой залежи более половины подсчитанных запасов углеводородов. Активное проявление водонапорного режима привело к интенсивному вторжения пластовой воды в газовые залежи.

В последнее годы, в практике разработки нефтяных и газовых месторождений, как в нашей стране, так и за рубежом, все более широкое применение находит вскрытие продуктивных пластов горизонтальным забоем. Применительно к условиям газовых и газоконденсатных месторождений Западной Сибири такая схема целесообразна в следующих случаях:

- для залежей с низкими фильтрационными характеристиками с целью повышения продуктивности скважин;

- для водоплавающих залежей с малыми этажами газоносности с целью предотвращения подтягивания конусов пластовой воды и обводнения скважин;

- для маломощных валанжинских залежей с целью увеличения добычи газа и конденсата;

- для добычи нефти из нефтяных оторочек.

8.2 Количество скважин в кусте и вскрытие пластов

Существующая практика бурения ННС на сеноманские продуктивные отложения газовых месторождений севера Тюменской области предполагает отклонение забоя от вертикали на кровлю пласта 200-250 м, максимум 300 м. Учитывая объемы дренирования в пределах одной кустовой площадки, обычно располагают от 3 до 6 эксплуатационных скважин. Причем количество скважин должно сокращаться с уменьшением толщины пласта. Так, например, технико-экономические расчеты, проведенные для эксплуатационных участков 9 и 10 юго-западной части Ямбургского месторождения (сеноманская газовая залежь), показывает, что проектный дебит 350 тыс. м3/сут может быть достигнут только при условии размещения двух ННС в кусте. Для добычи принятых 6,7 млрд. м3 газа в год, согласно проекту разработки потребуется 60 скважин (30 кустов). Переход к вскрытию продуктивных горизонтов ГС для маломощных сеноманских залежей или их участков позволит резко снизить опасность подтягивания конусов воды, значительно увеличить дебиты скважин и объемы дренирования, вовлечь в разработку запасы периферийных участков залежи при значительном сокращении затрат на строительство и эксплуатацию скважин.

Расчеты показывают, что в случае вскрытия пласта горизонтальным забоем, например, при длине хвостовика 300 м и отклонении на кровлю пласта 250 м объем дренирования залежи из трех скважин увеличивается в 4,5 раза по сравнению с кустом из двух наклонно-направленных скважин. Как известно, интенсивность образования конусов подошвенной воды пропорциональна величине депрессии на пласт. По длине интервала перфорации в несколько сотен метров депрессия на пласт для условий сеноманских залежей уменьшится до десятых долей атмосферы, что практически сведет к нулю опасность конусообразования.

Высокая продуктивность ГС накладывает ограничения на их количество в пределах одной кустовой площадки. Для условий сеноманских залежей рациональным числом скважин в кусте следует признать три [10].

8.3 Технологические показатели разработки

Эффективность горизонтального бурения и эксплуатации газовых залежей целесообразно оценить на конкретном примере. Для этого выбран участок Ямбургского месторождения между Ямбургским и Харвутинским поднятиями, характеризующийся достаточно большой площадью газоносности (более

700 км2) и малой толщиной продуктивного горизонта (средняя газонасыщенная толщина составляет порядка 20 м) [10].

ТюменНИИгипрогазом в 1989 г. выпущен проект разработки этой части залежи, которым предусмотрено разместить здесь два эксплуатационных участка с общим объемом годовой добычи 6,7 млрд. м3/год. Проектом предусмотрено строительство 60 эксплуатационных скважин со средним дебитом 350 тыс. м3/сут, сгруппированных по две единицы в кусте. Способ разбуривания – наклонно-направленные скважины. Отклонение от вертикали 250 м. Средняя глубина скважин составляет 1200 м. Условны диаметр эксплуатационной колонны принят равным 168 мм, лифтовой – 114 мм.

В результате анализа исследований разведочных скважин для этой части залежи приняты достаточно большие для сеномана фильтрационные коэффициенты, а именно:

, ,

что в 2-3 раза превышает коэффициенты по собственно Ямбургскому и Харвутинскому участкам.

Расчеты, проведенные для условий ГС на этих участках, позволяют обосновать уменьшение фильтрационных коэффициентов примерно в четыре раза. В результате этого средний рабочий дебит скважины может быть увеличен до 1 млн. м3/сут. Число скважин в кусте при этом увеличивается до трех, общее количество скважин уменьшается до 19, т.е. в три раза. Количество кустовых площадок уменьшается до 6 против 30 по проекту. Ограничивающим фактором при бурении ГС с диаметром эксплуатационной колонны 168 мм являются потери давления по стволу скважины. Если в первом варианте (ННС) они составляют 0,6 –1,1 МПа, то во втором (ГС) – 1,9–2,3 МПа. В результате этого срок бескомпрессорной эксплуатации сокращается с 9 до 5 лет. Очевидно, при бурении ГС необходима телескопическая конструкция скважины, состоящая из вертикального и наклонного участков большого диаметров и горизонтального хвостовика.

Экономический эффект от внедрения данного горизонтального способа строительства скважин достигается за счет уменьшения количества эксплуатационных скважин, размещаемых на месторождении, и вследствие этого сокращения капитальных вложений в строительство подъездных дорог, промысловых коммуникаций (выкидных линий), а также сокращения производственных затрат на их содержание и обслуживание. В результате расчетов установлено, что, в случае горизонтального разбуривания и эксплуатации залежи, объем капитальных вложений в обустройство снизится в четыре, а эксплуатационные затраты – в два раза по сравнению с существующей практикой наклонно-направленного бурения.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ

1 Расскажите о истории возникновения ГС

2 Перечислить проблемы строительства ГС

3 Перечислить основы экономической эффективности строительства ГС

4 Указать перспективы строительства и проектирования ГС

5 Пояснить основные термины ГС, дать определения

6 Определение притока к совершенной и несовершенной ГС

7 Перечислить требования к конструкции и внутрискважинному оборудованию ГС

8 Рассказать о первичном и вторичном вскрытии, освоении ГС

9 Перечислить разновидность исследований ГС и их назначение

10 Рассказать о методе установившихся отборов

11 Рассказать о методе карт изобар

12 Рассказать о методе восстановления давления

13 Рассказать о методе гидропрослушивания

14 Рассказать о методе подкачки газа

15 Рассказать о метод мгновенного подлива жидкости

16 Рассказать о акустико-гидродинамический методе

17 Перечислить пути повышения эффективности проведения исследова-

ний ГС в процессах строительства и эксплуатации

18 Рассказать о ППД. Указать методы и применяемые схемы

19 Перечислить применяемые источники нагнетаемой воды для ППД

20 Перечислить физико-химические методы воздействия на ПЗП

21 Объяснить обработку скважин соляной кислотой

22 Объяснить термокислотную обработку скважин

23 Объяснить процесс торпедирование скважин

24 Объяснить сущность гидравлического разрыва пластов

25 Рассказать о природе движения ГЖС, структуре ГЖС в лифте, скорости ГЖС

26 Определение притока к одиночной горизонтальной скважине

27 Указать зависимости дебита скважины от протяженности

горизонтального ствола

28 Оценить влияние длины горизонтального участка на показатели

эксплуатации ГС

29 Перечислить особенности эксплуатация скважин УШСН

30 Перечислить особенности эксплуатации скважин УЭЦН

31 Перечислить особенности газлифтной эксплуатации

32 Назвать основные виды текущего ремонта скважин

33 Назвать основные виды капитального ремонта скважин

34 Объяснить достоинства и недостатки использования колтюбинговых

установок для ремонта скважин

35 Указать особенности геологического строения продуктивных залежей

Севера Тюменской области

36 Рассказать о применении ГС на месторождениях Севера Западной Сибири

РЕКОМЕНДУЕМАЯ ЛИТЕРАТУРА

1. Бердин Т.Г. Проектирование разработки нефтегазовых месторождений системами горизонтальных скважин. – М.: Недра, 2001. – 198 с.

2. Чичеров Л.Г. Нефтепромысловые машины и механизмы. / Учебное пособие для вузов. – М.:Недра, 1983. – 312 с.

3. Семенцов Г.Н., А.И. Акульшин, В.С. Бойко и др. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых скважин / Справочник. – Ужгород: Карпати,

1985. – 232 с.

4. Басарыгин Ю.М., Будников В.Ф., А.И. Булатов, В.Г. Гераськин. Строительство наклонных и горизонтальных скважин. – М.: Недра, 2000. – 262 с.

5. Молчанов Г.В., Молчанов А.Г. Машины и оборудование для добычи нефти и газа / Учебник для вузов. – М.: Недра, 1984. – 464 с.

6. Григорян Н.А. Бурение наклонных скважин уменьшенных и малых диаметров. – М.: Недра, 1974. – 240 с.

7. Молчанов А.А., Лукьянов Э.Е., Рапин В.А. Геофизические исследования горизонтальных нефтяных скважин. / Учебное пособие для вузов. – СПб.: ООО «Спутник», 2001. – 299 с.

8. Зайцев Ю.В., Балакиров Ю.А. Технология и техника эксплуатации нефтяных и газовых скважин. – М.: Недра, 1986. – 302 с.

9. Кочетков Л.М. Методы интенсификации процессов выработки остаточных запасов нефти. – Сургут: РИИЦ «Нефть приобья», 2005. – 112 с.

Ремизов В.В., Лапердин А.Н., Маслов В.Н. и др. Перспективы бурения и эксплуатации скважин с горизонтальным забоем на газовых и газоконденсатных месторождениях севера Тюменской области. / Обз. информ. – М.: ИРЦ Газпром, 1995. – 46 с.

kursak.net

географическое положение, характеристика, перспективы, проблемы, потребители

Нефтегазовая промышленность представляет собой крупнейшую отрасль хозяйства страны. По разведанным запасам Россия находится на втором месте после Саудовской Аравии. Основные залежи располагаются на Урале и в Поволжье, Дальнем Востоке, на Кавказе, в Тимано-Печорском бассейне. Однако крупнейшей ресурсной областью считается Западно-Сибирская нефтяная база. Рассмотрим ее подробнее.

Западно-Сибирская нефтяная база: географическое положение

Эта ресурсная область включает в себя территории Томской, Курганской, Омской, Тюменской и частично Новосибирской, Челябинской, Свердловской областей, а также Алтайского и Красноярского краев. Площадь бассейна составляется порядка 3.5 млн кв. км. В настоящее время порядка 70% от общего объема извлекаемых ресурсов в стране дает Западно-Сибирская нефтяная база. Географическое положение этого района обладает рядом специфических черт. В частности, область граничит с экономически развитой европейской территорией страны. В первую очередь с уральским регионом. Такое соседство обеспечило в свое время основу хозяйственного освоения бассейна.

Характеристика Западно-Сибирской нефтяной базы

Залежи, присутствующие в бассейне, относятся к отложениям мелового и юрского периодов. Большая часть ресурсов располагается на глубине 2-3 тыс. м. Нефть, извлекаемая из недр, отличается низким содержанием парафина (до 0.5%) и серы (до 1.1%). В сырье отмечается высокий процент бензиновых фракций (40-60%), летучих веществ. Своеобразным ядром региона выступает Тюменская область. Она обеспечивает более 70% сырья от объема, который дает Западно-Сибирская нефтяная база. Добыча осуществляется фонтанным или насосным способом. При этом объем извлекаемых запасов вторым методом в расчете на всю территорию региона на порядок выше, чем первым.

Бассейны

Какими районами известна Западно-Сибирская нефтяная база? Месторождения, расположенные на этой территории, считаются одними з богатейших в стране. Среди них:

• Самотлор.
• Усть-Балык.
• Мегион.
• Стрежевой.
• Шаим.

Большая их часть находится в Тюменской области. Здесь добывают более 219 миллионов тонн нефти.

Управляющие структуры

Характеристика Западно-Сибирской нефтяной базы складывается из анализа, представленного предприятиями, занимающимися извлечением и переработкой запасов. Основные управляющие компании располагаются также в Тюменской области. К ним относят:

1. "Юганскнефтегаз".
2. "Когалымнефтегаз".
3. "Сургутнефтегаз".
4. "Ноябрьскнефтегаз".
5. "Нижневартовскнефтегаз".

Следует сказать, однако, что, по оценкам специалистов, объемы сырья, извлекаемого в Нижневартовске, существенно сократятся.

Развитие хозяйства

Как выше было сказано, Западно-Сибирская нефтяная база соседствует с крупным Уральским округом. В начале развития хозяйства это обеспечило приток рабочей силы и оборудования на неосвоенные тогда территории. Еще один стимулирующий фактор, под влиянием которого осваивалась Западно-Сибирская нефтяная база, - потребители восточных районов. Первые промышленные объемы газа были получены на территории в 1953 году. Нефть была обнаружена в 1960-м. В течение последних нескольких десятилетий объем извлекаемых запасов существенно возрастал. Так, в 1965-м добыча нефти достигла первого миллиона тонн. В настоящее время основная разработка ведется в северной части бассейна. Сегодня открыто порядка трех сотен месторождений.

Особенности перевозки

Основным участком образования потока ресурсов в стране сегодня, наряду с Поволжьем, является Западно-Сибирская нефтяная база. Способ транспортировки сырья, преимущественно, железнодорожный. Извлеченные и переработанные запасы перевозятся на Южный Урал, Дальний Восток и в районы Центральной Азии. Транспортировка водным путем дешевле и экономичнее. Но она существенно затрудняется особенностями расположения бассейнов.

Трубопроводы

Это наиболее эффективный и второй по популярности путь, который использует Западно-Сибирская нефтяная база. Транспортировка осуществляется по развитой сети, обеспечивающей поставку более 95% всего объема ресурсов. Средняя дальность перекачки - около 2.3 тыс. км. В целом сеть нефтепроводов представлена в виде двух неравных по своему значению и условиям управления групп объектов: межобластными (региональными) и дальними транзитными. Первыми обеспечивается связь заводов и промыслов. Транзитные сети интегрируют нефтепотоки, обезличивая конкретного ее владельца. Этими трубопроводами связывается огромное количество предприятий и экспортных терминалов. Они формируют технологическую единую сеть режимного и экономического управления. Западно-Сибирская нефтяная база изменила направление основных потоков сырья. Важнейшие функции последующего развития магистральной сети теперь перешли к ней. Из этого района трубопроводы направляются в:

• Усть-Балык.
• Курган.
• Самару.
• Альметьевск.
• Нижневартовск.
• Новополоцк.
• Сургут.
• Тюмень.
• Омск.
• Павлодар и пр.

Причины упадка промышленности в 90-е годы

Технические методы извлечения ресурсов совершенствовались в течение всего времени развития отрасли. Но этот процесс существенно замедлился. Это было обусловлено экстенсивным путем, по которому шла нефтяная промышленность в советский период. В то время увеличение объемов извлекаемого сырья достигалось не автоматизацией и внедрением в производство инновационных методов, а открытием и разработкой новых бассейнов. Проблемы Западно-Сибирской нефтяной базы сегодня обуславливаются старением технологий. К причинам спада специалисты относят также:

1. Значительную выработку крупных и высокодебитных районов эксплуатируемого фонда и составляющих ресурсную основу.
2. Резкое ухудшение по кондициям вновь приращиваемых запасов. За последние годы высокопродуктивные месторождения практически не открывались.
3. Сокращение финансирования геологоразведочных работ. Степень прогнозного освоения ресурсов в Западной Сибири составляет 35%. На 30% с 1989-го сократилось финансирование разведочных работ. Примерно на столько же снизились объемы бурения.
4. Острую нехватку высокопроизводительной техники и агрегатов для добычи. Основная часть имеющегося оборудования изношена более чем на 50%, только 14% машин соответствует международным стандартам. 70% буровых установок требуют скорейшей замены. После распада СССР начались сложности с поставками оборудования из бывших республик.

Необходимо также отметить, что внутренние цены на сырье остаются сегодня крайне низкими. Это существенно затрудняет самофинансирование добывающих предприятий. Недостаток экологичного и высокоэффективного оборудования порождает загрязнение окружающей среды. На устранение этой проблемы привлекаются значительные финансовые и материальные ресурсы. При этом они могли бы участвовать в расширении промышленного сектора.

Задачи

Перспективы Западно-Сибирской нефтяной базы, как и прочих крупных ресурсных территорий страны, правительство связывает не с дополнительным государственным инвестированием, а с последовательным развитием рынка. Предприятиям, занятым в отрасли, необходимо самостоятельно обеспечивать себя средствами. При этом роль Правительства будет состоять в создании необходимых экономических условий. В этом направлении уже были предприняты определенные шаги. Так, например, задания по госпоставкам сокращены до 20%. Оставшиеся 80% предприятия могут реализовывать самостоятельно. Ограничения установлены только для экспорта сырья. Кроме этого, практически полностью прекращен контроль уровня внутренних цен.

Акционирование и приватизация

Эти мероприятия имеют сегодня приоритетное значение в развитии отрасли. В ходе акционирования в организационных формах предприятий происходят качественные изменения. Государственные компании, осуществляющие добычу и перевозку нефти, переработку и обеспечение, преобразуются в АО открытого типа. В госсобственности при этом концентрируется 38% акций. Коммерческое управление осуществляется специально созданным предприятием "Роснефть". Ему передаются пакеты госакций от 240 АО. В составе "Роснефти" присутствуют также разнообразные банки, биржи, ассоциации и прочие компании. Что касается перевозки, то для управления такими предприятиями также сформированы специальные компании. Ими являются "Транснефтепродукт" и "Транснефть". Им передается 51% ценных бумаг.

Состояние сырьевой основы

Западно-Сибирская нефтяная база, как и прочие крупные ресурсные территории, включает в себя как разведанные, так и неразведанные запасы. В ходе геологических изысканий проводится структурный анализ залежей. В ближайшем будущем предполагается открытие нескольких тысяч месторождений. Однако сегодня внедрение современных методов и технологий затрудняется высокой капиталоемкостью и эксплуатационными расходами на применение в сравнении с традиционными. В этой связи Минтопэнерго разрабатывает предложения о принятии ряда мер на законодательном уровне. Они должны быть направлены на стимулирование использования инновационных технологий и методов повышения нефтяной отдачи пластов. Эти меры должны способствовать улучшению финансирования опытно-конструкторских и научно-исследовательских работ по созданию новых технологических средств, активному развитию материально-технической базы.

Прогнозы

Ожидаемые объемы по добыче в Западной Сибири к 2020 году должны составить 290-315 млн т в год. При этом общие показатели по стране должны достичь 520-600 млн т. Поставки сырья предполагается осуществлять в страны АТР. На их долю приходится порядка 30% общемирового потребления. Крупнейшими потребителями сегодня считаются Китай и Япония. Была разработана программа на 2005-2020 гг. В ней предусматривалось строительство нефтепроводов от Восточной Сибири до Тихого океана. Предполагалось, что реализация проекта пройдет в четыре этапа. Транспортировка нефти планировалась в объеме 80 миллионов тонн.

Заключение

Развитие Западно-Сибирской нефтяной базы осложняется тремя группами проблем. Первая из них вытекает из неэффективного управления, установившегося в советское время. Вторая группа стала следствием либерализации экономики, установления в отрасли рыночных отношений. Во время смены типов собственности власть потеряла контроль над финансовыми потоками. Это, в свою очередь, привело к массовым неплатежам, бартеру и прочим кризисам. Третья группа проблем касается ухудшения мировой рыночной конъюнктуры. Это обусловлено перепроизводством сырья. Все указанные проблемы в совокупности привели к резкому снижению добычи. Первый перелом этой тенденции отмечался в 1997 году. Он был связан с временным увеличением спроса на сырье на мировом рынке и усилением деловой активности отечественных предприятий. Это, в свою очередь, обусловило приток иностранных инвестиций в отрасль. Однако на сегодняшний день ситуация на мировом рынке остается крайне нестабильной. Предложение существенно превышает спрос, что, соответственно, негативно влияет на цены. В этой связи странами, осуществляющими добычу и переработку нефти, а также их экспорт, ведется поиск оптимальных путей для выхода из критической ситуации. Правительства и министерства разных стран ведут постоянный диалог по сложившейся ситуации. В настоящее время активно обсуждается вопрос о временном снижении объемов добычи. По мнению стран-экспортеров, это позволит сбалансировать цены на рынке.

fb.ru

---

• 
  Хвс кпу что такое
• 
  Тепловые лампы для кур
• 
  Ph метр своими руками
• 
  Какими должны быть ручки электромонтажного инструмента
• 
  Выключатель двухполюсный что это
• 
  Мосэнергосбыт установка счетчиков воды
• 
  Расчет потребления электроэнергии компьютером калькулятор
• 
  Схема класса
• 
  Поверхностная плотность силы света в заданном направлении
• 
  Показания счетчика на газ ростов на дону
• 
  Стоимость электроэнергии для юридических лиц в санкт петербурге