Ромашкинское нефтяное месторождение сообщение
Обновлено: 05.07.2024
Ромашкинское нефтяное месторождение — крупнейшее месторождение Волго-Уральской провинции на юге Татарстана находится в Лениногорском районе в 70 км от г. Альметьевск [1] . Открыто в 1948 году.
Содержание
Характеристика месторождений
Геологические запасы нефти оцениваются в 5 млрд тонн. Доказанные и извлекаемые запасы оцениваются в 3 млрд тонн.
Нефтесодержащие песчаники девона и карбона. Залежи на глубине 1,6—1,8 км. Начальный дебит скважин — до 200 т/сут. Плотность нефти 0,80—0,82 г/см³, содержание серы 1,5—2,1 %.
Разработка месторождений
Ромашкинское нефтяное месторождение разрабатывает российская нефтяная компания Татнефть. Добыча нефти 2008 году составила 15,2 млн. тонн.
История
Ромашкинское находится на юго-востоке Татарстана, недалеко от города Бугульма. Оно было открыто практически сразу после войны, в 1948 году. Но промышленная разработка началась только спустя пять лет, в 1953 году. Виной тому послужила послевоенная разруха, царящая в стране.
Одна из первых разведочных скважин ударила в небо нефтяным фонтаном небывалой мощности – до 120 тонн в сутки. Постепенно посреди лесов и рек неподалеку от месторождения вырос поселок нефтяников, названный Зеленогорском. Со временем поселок разросся и превратился в город Лениногорск. Сейчас это центр нефтяной и газовой промышленности Республики Татарстан и один из самых благоустроенных городов России.
За более чем полувековую историю освоения, физические свойства подземных пластов Ромашкинского существенно изменились. Сейчас это уже не то месторождение, что было открыто в 40-х годах прошлого века. Для его успешной эксплуатации и поддержания уровня ежегодной добычи в 15 млн тонн нефти, применяются новейшие разработки и технологии.
Одной из таких технологий стало внутриконтурное заводнение. Это метод, который отечественные нефтяники впервые применили именно тут. Впоследствии заводнение пластов стали использовать специалисты со всего мира при работе с супергигантскими месторождениями.
В дальнейшем нефтяники Ромашкинского планируют пробурить ряд нагнетательных скважин, которые разрежут основной нефтеносный пласт на множество более мелких и примутся за их разработку. Промышленная эксплуатация месторождения продлится до 2038 года. Но при условии, что специалистам удастся за счет использования методов увеличения нефтеотдачи (МУН) увеличить объем извлекаемых запасов, то добыча на Ромашкинском не остановится в ближайшие 100 и даже 200 лет.
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.
Как в ближайшие десятилетия будут разрабатывать достояние Татарстана.
(1 марта 2021 09:00 , ИА "Девон" )
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.
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.
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.
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.
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%.
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.
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.
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.
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+.
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.
Читайте также: