Ромашкинское нефтяное месторождение способы добычи

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

Источник

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.

Источник

Нефтяные «лепестки» Ромашкинского месторожденияРекомендуем прочитать

Как в ближайшие десятилетия будут разрабатывать достояние Татарстана .

Разведочные работы на Ромашкинском месторождении продолжались в течение 50 лет. За это время оно стало совсем другим в плане запасов, чем в начале. Об этом говорится в статье «Нефтяная эпопея в Тимяшево», опубликованной аналитическим центром при Минэнерго ( ЦДУ ТЭК ).

ОДНА ЗАЛЕЖЬ КАК ЦЕЛОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ

Сегодня месторождение оконтурено, на нем разведаны основные горизонты. Доразведка локальных залежей продолжается до сих пор. Нефтеносность установлена в 22 горизонтах девона и карбона, 18 из них дали промышленные притоки нефти. Всего выявлено порядка 200 залежей.

Ромашкинское нефтяное месторождение по тектоническим свойствам относится к Сокско-Шешминскому валу, осложненному локальными платформенными поднятиями, сложенных породами пермского и каменноугольного периодов. Его размеры — 65 на 75 километров. Геологические запасы оценивались в 5 млрд т, объем доказанных и извлекаемых запасов — 3 млрд т нефти. Глубина разработки нефтеносных отложений составляет 1,8 километра.

Промышленная нефтеносность приурочена к отложениям терригенной толщи девона. Промышленные запасы имеются также в песчаниках угленосной свиты турнейского яруса, а также в известняковом разрезе верхнего девона. В разрезе нижнего карбона встречаются пласты каменного угля рабочей мощности. Самым важным считается первый девонский нефтяной пласт ДI, с которым связано 80% всех запасов нефти Ромашкинского месторождения.

Остальные пласты, в которых обнаружены нефтеносные залежи, располагаются на склонах основного Ромашкинского поднятия. При разработке огромных запасов пласта ДI искусственно разрезали залежи на отдельные площади кольцевыми рядами нагнетательных скважин. Каждая такая площадь обладает настолько мощными запасами «черного золота», что сравнимо с достаточно крупным нефтяным месторождением.

Пласты, разделенные на слои, располагаются почти горизонтально; их разделяют малопроницаемые глинистые породы. При этом слоистость носит нерегулярный характер, поэтому месторождение, обладая большой нефте-носностью, имеет низкую гидропроводность.

Плотность добываемой нефти составляет 0,8–0,82 г/куб. см, сера и ее компоненты составляют 1,5–2%. Транспортировка такой нефти чревата высокой степенью внутренней коррозии трубопроводов, а значит — большому расходу труб, потерям металла, частым ремонтам. Все это влечет за собой дополнительные затраты на мониторинг оборудования, частый ремонт систем нефтесбора, профилактику аварий и загрязнения окружающей среды.

ОСОБЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ЗАВОДНЕНИЯ

Для освоения Ромашкинского впервые был применен и эффективно использовался метод внутриконтурного заводнения, который впоследствии был оценен нефтяниками в других странах. За внедрение проекта группе специалистов из «Татнефти» и учёных из ВНИИнефти в 1962 году была присуждена Ленинская премия.

Ромашкинский промысел был оснащен объединенной системой водопроводов для заводнения всех площадей. Возможность подачи воды предусматривалась на каждый из нагнетательных рядов. Водозаборы закачивают воду в систему магистральных водоводов. От магистральных водоводов диаметром 250–500 мм вода по подводящим водоводам (диаметр — 250 мм) подается на канализационные насосные станции (КНС).

Далее по системе разводящих водоводов (диаметр 100–150 мм) она подается в нагнетательные скважины. В систему заводнения Ромашкинского месторождения вода поступает из насосной станции III подъема Камского водовода через насосную станцию подкачки, состоящую из семи рабочих насосов и двух резервных. При этом внутриконтурное заводнение производится жидкостью с особенными характеристиками.

ПРОГРЕССИВНЫЕ МЕТОДЫ ТРЕТЬЕЙ СТАДИИ

За более чем за 70-летнюю историю существования Ромашкинское прошло несколько этапов проектирования разработки.

На первом этапе, который длился с 1949 года по 1956 год, после проведенной геологоразведки была подготовлена I Генеральная схема освоения месторождения на период 1956–1965 годов.

Утвержденный Миннефтепромом СССР документ определял 11 основных принципов разработки. Реально действующими и неизменными оказались только принципы, в которых прописывалось внутриконтурное заводнение, а также порядок освоения нагнетательных скважин в разрезающих рядах.

Второй этап (1964–1968 годы) характеризовался составлением и утверждением в профильном министерстве II Генеральной схемы развития добычи нефти из горизонтов Д1Д0 Ромашкинского месторождения на период до 1975 года. Из подготовленной специалистами «дорожной карты» исключался ряд пунктов из I Генеральной схемы. Это многоэтапность системы разработки с ранним отключением обводненных скважин и батарейным переносом нагнетания, сгущение сетки скважин в зоне стягивания контуров нефтеносности.

Они не нашли практического применения в ходе освоения месторождения на первом этапе. Были изменены и сами принципы заводнения. Предлагалось активно проводить мероприятия по повышению давления нагнетания, дополнительному разрезанию, очаговому заводнению, переносу нагнетания по отдельным скважинам. Рекомендовалось снижение забойного давления до давления насыщения, отключение скважин при большей обводненности.

Результатом третьего этапа проектирования (1968–1978 годы) стала подготовка и утверждение в 1978 году III Генеральной схемы на период до 1990 года. В ней формулировались 11 прогрессивных принципов разработки Ромашкинского месторождения. Их внедрение дало возможность повысить охват заводнением продуктивного горизонта, интенсифицировать выработку пластов и замедлить темпы падения добычи нефти из-за обводнения на 3 стадии разработки.

Согласно анализу, проведенному специалистами по результатам освоения Ромашкинского месторождения с 1975 года по 1979 год, Первая генеральная схема разработки стала обоснованием для проведения внутриконтурного заводнения. Вторая генсхема определяла основные положения его применения. Третья схема совершенствовала систему заводнения и обеспечивала наиболее полный охват пластов заводнением.

Внедрение положений I Генеральной схемы разработки позволило вовлечь в разработку 52% запасов и обеспечить нефтеотдачу около 38%, II — соответственно 78 и 42%, III — около 90 и 49%. Для сравнения, согласно III Генеральной схеме утвержденная нефтеотдача должна была составить 53%.

ОСЛОЖНЕННЫЕ ЗАПАСЫ НЕФТИ

В настоящее время действует IV Генеральная схема. Ею определяются принципы разработки месторождения с учетом особенностей поздней стадии и выявленных в процессе эксплуатации недостатков системы заводнения. К таким недостаткам эксперты относят невозможность полностью охватить пласты заводнением. В результате не вовлекаются в разработку значительные трудноизвлекаемые запасы нефти, по-разному выработка пластов. Это приводит к преждевременному обводнению высокопроницаемых пластов.

Остаточная нефть «запечатывается» закачанной водой, что осложняет выработку оставшихся заводненных пластов. Ухудшаются свойства остаточной нефти. В пласте образуется окисленная, сернистая, малоподвижная и неподвижная, биодеградированная нефть. Отмечается выпадение парафина вследствие переохлаждения пласта, вызванного закачкой холодной воды и ухудшением свойств нефти.

Снижается проницаемость коллекторов из-за развивающихся в пластах деформационных процессов, вызванных снижением давления в процессе разработки. Это приводит к техногенному снижению проницаемости пласта, а следовательно, и уменьшению продуктивности скважин.

Ромашкинский промысел подвергся большим техногенным изменениям. По сути, это уже совсем другое месторождение с новыми коллекторскими свойствами пластов, другим составом нефтей и газов, новыми гидрогеологическим, гидродинамическим, тепловым и физико-химическим режимами. А значит, для рациональной разработки нужны новые решения.

Согласно IV Генеральной схеме, рентабельная эксплуатация Ромашкинского месторождения предусмотрена до 2032 года, а с учетом принятой дифференциации налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) — до 2065 года.

Восполнению запасов в этот период будет способствовать внедрение вторичных и третичных методов увеличения нефтеотдачи. На промысле на фоне монотонного падения добычи подготовят участки роста и стабилизации за счет массированного использования МУН. В результате на Ромашкинском могут вырасти балансовые и особенно извлекаемые запасы горизонтов Д1 и Д0, а следовательно, увеличатся и извлекаемые запасы нефти. При благоприятных условиях, считают ученые, сроки разработки месторождения увеличатся на 150–200 лет. По другим горизонтам также возможно увеличение запасов и сроков их освоения.

Отмечается, что по ряду залежей Ромашкинского месторождения балансовые запасы уже должны быть давно извлечены, а добыча нефти из них, тем не менее, продолжается. Исследования на Миннибаевской площади указывают на вероятный подток «чужой» нефти в залежи горизонтов Д1 и Д0. Поэтому необходимо скрупулезно мониторить ситуацию и проводить необходимые научные изыскания.

УПЛОТНЕНИЕ И УГЛУБЛЕНИЕ СКВАЖИН

Для повышения нефтеотдачи сверх проектного уровня схеме прописаны ряд рекомендаций. Среди них можно выделить широкое бурение горизонтальных стволов из малодебитных или обводненных скважин для улучшения коллекторских свойств пластов и увеличение в них нефтесодержания. Возможно углубление забоев скважин для вскрытия неотработанных нижележащих плаcтов в малодебитных и обводненных скважинах.

Рассматривается также возможность использования методов воздействия физическими полями и биотехнологий; применение автоматизированной системы контроля за выработкой пластов. Также предполагается бурение дополнительных стволов (горизонтального и разветвленно-горизонтального) в существующих скважинах, расположенных в заводненных зонах в направлении невырабатываемых или слабо вырабатываемых пластов с большим нефтесодержанием.

В настоящее время НГДУ «Лениногорскнефть» активно разрабатывает Южно-Ромашкинскую, Западно-Лениногорскую, Зай-Каратайскую, Куакбашскую, Абдрахмановскую площади и ряд залежей. НГДУ ведет работы в Лениногорском , Альметьевском , Бугульминском районах Республики Татарстан и Клявлинском районе Самарской области . За время своего существования управлением добыло 660 млн т нефти, что составляет 1/5 часть от добычи всей «Татнефти» .

Нефтедобыча на Ромашкинском месторождении последние 7 лет стабильна. Как правило, она превышала 15 млн т в год. Только по итогам 2019 года результат снизился до 14,8 млн тонн. Но на это были объективные причины, основная из которых — сокращение добычи в рамках соглашения ОПЕК+.

В планах руководства «Татнефти» — уплотнение сетки скважин в 2020-2048 годах на Ромашкинском месторождении для увеличения его ресурсной базы. Эта технология призвана увеличить активные площади для разработки месторождения, а также позволит осваивать запасы слабопроницаемых коллекторов и отдельных линз (об этом ранее сообщал ИА «Девон»).

При этом коэффициент извлечения нефти (КИН) по ряду месторождений может быть повышен на 10–12%. В течение 15 лет предполагалось пробурить 20 тыс. скважин. Ожидаемая дополнительная добыча или прирост запасов могла бы составить 245 млн тонн.

Для реализации проекта, считает глава «Татнефти» Наиль МАГАНОВ , необходимо, чтобы на новые скважины был распространен специальный налоговый режим. «Татнефть» предлагает на три года обнулить НДПИ. Без этих мер бурить скважины на Ромашкинском месторождении будет невыгодно.

Источник