западно сибирское месторождение. Истоия НГО (реферат). Реферат какой максимальный уровень добычи нефти был достигнут в Западной Сибири
 Скачать 39.65 Kb.
|
|
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РФ ФГБОУ ВПО «УДМУРТСКИЙ ГОСУДАРСТВКЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ» ИНСТИТУТ НЕФТИ И ГАЗА им. М.С. ГУЦЕРИЕВА кафедра «разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» РЕФЕРАТ Какой максимальный уровень добычи нефти был достигнут в Западной Сибири? Выполнил: студент 4 курса группы ЗУСБ-21.03.01.02-46 Митрофанов Н.В. Проверил: Латыпова Е.Г. ИЖЕВСК 2022 Содержание Введение. Открытие первой нефтегазоносной провинции в Западной Сибири. Крупнейшие месторождения природного газа. Заключение. Список литературы. Введение В последние годы все большую долю сырья в нефтехимической промышленности занимают попутные газы нефтяных месторождений. В этом плане наибольший интерес по своему химическому составу и свойствам представляют попутные нефтяные газы (ПНГ) Западно-Сибирских нефтяных месторождений. Поэтому тщательное изучение нефтяных месторождений Западно-Сибирского региона является важной и актуальной задачей для развития всей нефтехимической отрасли страны. Общеизвестно, что добыча и использование нефти и газа в России имеет многовековую историю. Однако технический уровень промыслового газового хозяйства до XX века был исключительно примитивным.Выделение газовой промышленности в 1946 г. в самостоятельную отрасль позволило революционно изменить ситуацию и резко увеличить как объём добычи газа в абсолютном значении, так и его удельный вес в топливном балансе страны. Быстрые темпы роста добычи газа стали возможны благодаря коренному усилению работ по строительству магистральных газопроводов, соединивших основные газодобывающие районы с потребителями газа – крупными промышленными центрами и химическими заводами. Целью работы является: исследование исторических аспектов возникновения, становления и освоения нефтегазового комплекса Западной Сибири, изучение структуры ресурсов нефти Западной Сибири, текущая характеристика качества запасов и ресурсов нефти, рассмотрение зарождения и освоение газового комплекса Западной Сибири,рассмотрение динамики развития нефтегазоперерабатывающей промышленности Западной Сибири. Открытие первой нефтегазоносной провинции в Западной Сибири Три года настойчивой, трудной работы принесли свои долгожданные плоды. 21 сентября 1953 г. опорная скважина Р-1 вблизи старинного сибирского села Берёзово дала мощный фонтан природного газа, возвестила об открытии первой нефтегазоносной провинции в Западной Сибири. Эта скважина по указанию геолога Александра Быстрицкого была пробурена бригадой, которую возглавлял буровой мастер В.Н.Мельников. Важным событием на начальном этапе геологического изучения региона стало проведённое 19 ноября 1955 г. первое координационное совещание Уральского и Западно-Сибирского филиалов АН СССР по согласованию планов научно-исследовательских работ на севере Тюменской области. В выступлениях его участников подчеркивалось, что Западно-Сибирская нефтегазоносная область может стать уникальной по своим потенциальным возможностям, по плотности углеводородных запасов и числу месторождений. В конце 50-х годов ХХ в. на тюменских просторах стала работать геолого-разведочная экспедиция треста «Запсибнефтегеология», далее был создан трест «Тюменьнефтегеология», а затем и территориальное геологическое управление «Главтюменьгеология». Важным результатом начатых геологоразведочных работ стало открытие в 1959 году вблизи села Шаим (район современного города Урая) нефтегазоносного пласта с объемом суточной добычи нефти свыше одной тонны. В последующие годы были открыты такие крупные нефтяные и газовые месторождения, как Мегионское, Усть-Балыкское, Западно-Сургутское, Пунгинское и др. В 1962 году из скважины, пробуренной в районе поселка Тазовского, был получен фонтан природного газа дебитом более миллиона кубометров в сутки. Тазовское месторождение стало первым крупным месторождением газа, открытом в Заполярье. 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. 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. 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. 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 вХанты–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. Месторождения Западной Сибири. 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. Первая нефть на Самотлорском месторождении была добыта второго апреля 1969 года, и мощность нефтяного столба была настолько велика, что гудели и нагревались трубы. Через пять лет нефтяники добывали сто миллионов тонн в год, а на шестой год выработка была максимальной за все время: 155 миллионов тонн! Месторождение давало четверть всей нефти, добываемой в Советском Союзе. Миллиардная тонна нефти была добыта уже в 1981 году, а к концу восьмидесятых разработчики отрапортовали о переходе двухмиллиардного рубежа. В девяностые годы по причине сильной обводненности скважин суточная добыча упала до 36 тонн в сутки, а новые скважины менее чем за два года практически полностью заполнялись водой. Появились прогнозы об истощении месторождения, однако новые технологии добычи нефти и разработка участков, не освоенных ранее, вновь вдохнули жизнь в Самотлорского гиганта. Добыча поднялась до тридцати двух миллионов тонн в год, затем последовал очередной спад. В настоящее время усилия разработчиков направлены на бурение новых скважин, так как именно это направление дает наиболее существенную добычу. Ремонт старых скважин проводится, но многие из них замусорены старым оборудованием, и все же количество неработающих скважин сократилось до полутора сотен. Бесперспективные старые скважины все чаще переводят на добычу газа, что значительно повышает уровень дебета в соседних скважинах. Новые технологии позволяют добывать нефть при помощи высокотехнологичного оборудования, так как к 2020 году истощенность внешних пластов может достигнуть восьмидесяти процентов. Рентабельность разработки планируется значительно увеличить после постройки современной газотурбинной станции, работающей на собственном газе. Так как Самотлорское месторождение расположено в краю болот и основные залежи нефти находятся под дном озера, то перед геологами был поставлен вопрос, как вести добычу? Осушение болот и озера по границе залежей представлялось возможным, но крайне пожароопасным. Торфяники могли загореться как порох, и от этой идеи отказались. Установка буровых платформ в зоне добычи была сопряжена с огромными трудностями, начиная от сложной доставки дорогостоящего оборудования и заканчивая большими материальными затратами. В итоге было решено производить бурение с насыпных островов, эта технология пользуется успехом и в настоящее время. В первые 30 лет процесс добычи нефти был сопряжен со значительным обводнением пластов Самотлора, так как на закачку воды из озера не требовалось больших затрат. Это привело к упадку добычи и стремительному росту количества воды даже в новых скважинах. В связи с изменением геологической ситуации последующие разработки ведутся иначе. Газовая шапка над нефтяной зоной не дает в полном объеме использовать резерв скважины, так как она стремительно загазовывается. Использование малодебитных скважин для добычи газа с сопутствующим бурением боковых отводов к соседним, более мощным скважинам позволяет увеличить отдачу в несколько раз. Приобское НМ было открыто в 1982 году. В 1988 году началось освоение левобережной части месторождения, а спустя одиннадцать лет приступили к разработкам правого берега. Приобское нефтяное месторождение с начальными извлекаемыми запасами свыше 0,7 млрд.т. Новые технологии и грамотная политика «Юганскнефтегаза» улучшили состояние Приобского нефтяного месторождения, геологические запасы которого находятся на уровне 5 млрд тонн нефти. Приобское НМ является гигантским месторождением по добыче нефти на территории России. Это труднодоступное и удалённое месторождение находится в 70 км от города Ханты-Мансийска и на расстояние 200 километров от города Нефтеюганска. Оно включено в Западно-Сибирскую нефтегазоносную провинцию. Порядка 80% Приобского НМ размещается непосредственно в пойме реки Обь и поделено водой на две части. Особенностью Приобского является затопление месторождения в периоды паводков. Отличительной чертой Приобского является осложнённое геологическое строение, характеризующееся многопластовостью и низкой степенью продуктивности. Коллекторы основных продуктивных пластов отличаются невысокой проницаемостью, незначительной песчанистостью, высоким уровнем глинистости и высокой расчленённостью. Эти факторы предполагают в процессе разработки применение технологий ГРП. Расположение залежей не глубже 2,6 км. Показатели плотности нефти равны 0,86–0,87 тонн на м³. Количество парафинов умеренно и не превышает 2,6 %, количество серы составляет порядка 1,35 %. Залежи относятся к литологическиэкранированным и обладают упругостью и замкнутостью естественного режима. Показатели толщины пластов составляют от 0,02 до 0,04 км. Давление пластов имеет начальные показатели 23,5-–25 МПа. Температурный режим пластов сохраняется в диапазоне 88–90°С. Пластовый тип нефти обладает стабильными параметрами вязкости и имеет динамический коэффициент 1,6 мПа•с, а также эффект нефтяного насыщения при давлении в 11 МПа. Характерны наличие парафинистости и малосмолистости нафтенового ряда. Исходный суточный объём функционирующих нефтяных скважин варьируется от 35 до 180 тонн. Вид скважин основан на кустовом расположении, а максимальный извлекающий коэффициент равен 0,35 ед. Приобское НМ выдаёт сырую нефть со значительным количеством лёгких углеводородов, что влечёт необходимость стабилизации или выделения ПНГ. Фёдоровское нефтегазоконденсатное месторождениедобыча – 0,7 млрд. Будучи самыми масштабными в стране, нефтяные месторождения Югры дали начало новой жизни многим городам края. С тех пор как в 1953 году в воздух забил первый нефтегазовый фонтан нового месторождения, нефть из этого региона неиссякаемым потоком идет потребителям. На открытии одного месторождения геологи не остановились, и в течение десятилетия ландшафт Ханты-Мансийского национального округа (официальное именование края на тот момент) украсился новыми нефтяными вышками. Но начиналось все не так радужно. Поиски нефтяных месторождений в Югорском крае (территория современного Ханты-Мансийского АО) начались в 40-х годах прошлого века. Место было выбрано неспроста, поскольку геофизические расчеты специалистов недвусмысленно указывали на вероятные огромные залежи нефти.Неутешительные отчеты, уходившие в Министерство нефтяной промышленности СССР, ставили крест на дальнейших поисках или, по крайней мере, сильно их тормозили. С переменным успехом работы велись до 1960 года, пока ситуация в корне не изменилась. В январе на пост главного геофизика Сургутскойнефтеразведочной экспедиции был назначен Виктор Петрович Фёдоров. Обладая громадным опытом и практическими достижениями (чего стоит одно только открытие Ставропольского газового месторождения в 1949-м), он принялся за работу.Применяя тактику глубокого бурения, одно за другим были открыты Мегионское, Сургутское, Партсъездовское месторождения (всего 25 в крае). Месторождение, получившее имя гениального ученого-инженера, было открыто через шесть лет после его кончины – в 1971 году. Оно находится в 75 км к северу от Сургута (ХМАО) на глубине 1,9 – 3,1 км. Сухой канцелярский язык сообщает, что местность является центральной частью Сургутского нефтегазового района Среднеобской нефтегазоносной области. Геологическая терминология дополняет, что месторождение расположено на Фёдоровском куполовидном поднятии Сургутского свода и являет собой «брахиантиклинальную складку с сильно изрезанными очертаниями, линейно-вытянутой формы в меридиональном направлении».Площадь месторождения составляет около 1900 км2, плотность нефти – 0,85–0,9 г/см3. После Самотлорского это месторождение является вторым по объему залежей и находится в списке десяти крупнейших в мире, поскольку относится к гигантским (разновидность классификации) и разрабатываемым (характер промышленного освоения).Итак, открытое в 1971 г. месторождение в 1973 г. было введено в эксплуатацию. Первые же годы показали, что определять объемы добычи нефти будет не само месторождение, а инфраструктура вокруг него. Максимальный эффект достижим только при доставке бурильного оборудования и наладки его в сжатые сроки, а также возможности ремонта и технического обслуживания механизмов на месте. Расширение ремонтной материальной базы стало в начале пути основным вопросом развития. С увеличением сети дорог (что вдля тех природных условий было нелегкой задачей) возрос и объем добычи. Стремительный рост производства обуславливается именно этим фактором. Строительство нефтепроводов довершило картину торжества технического прогресса, призванного на помощь нефтяникам.Через полтора года (октябрь 1974-го) месторождение рапортовало о выдаче на-гора первого миллиона тонн нефти. За все время эксплуатации месторождения из его недр было выкачано более 500 миллионов тонн (этот показатель был достигнут в 2004 г.) нефти. Основного пика производство достигло в 1983 году, когда страна получила 36 млн тонн. По самым скромным расчетам, извлекаемые остатки нефти составляют не менее 1,5 млрд тонн. Путем несложных вычислений достигается вывод о том, что ориентировочное время разработки месторождения составит еще 110–120 лет. Вслед за подъемом последовал ожидаемый спад производства. Согласно особенностям нефтедобычи в данном районе, нефть залегает пластами с расположением их между шапкой, состоящей из газа, и подошвенной оторочкой из воды. Отсутствие глинистого почвенного барьера приводит к скорому проникновению воды в шахты. В связи с этим шахтам грозит быстрое обводнение, которое является главным бичом месторождения.Чем больше воды выкачивается из шахты, тем больше времени тратится на работу шахты вхолостую. Падает эффективность производства, работу шахт приходится приостанавливать для проведения внеплановых ремонтных работ. Соответственно, происходит общее снижение объемов добычи нефти. Шахты вертикального бурения в данном случае становятся нерентабельными. Для нормального процесса добычи нефти такие условия являются неблагоприятными, в связи с чем в 90-е годы прошлого столетия были предприняты первые шаги по внедрению новой технологии бурения – горизонтальной. Технология горизонтального бурения не является прорывом в нефтедобывающей отрасли, так как этот метод был известен еще с 1846 года. 30-е годы следующего века скорректировали технические условия для осуществления бурения данным способом. В начале 1950 г. началось повсеместное использование наклонно-направленных скважин. Стволы в данном случае отклоняется от вертикали, сама буровая вышка находится в отдалении от месторождения. Основные зоны применения этого метода – морские участки месторождений или побережье. Принцип наклонного и горизонтального бурения подтолкнул нефтяников к разработке технологии бурения кустовым методом, когда одна площадка (куст) могла включать в себя 10–12 скважин, расходящихся от нее наподобие веток (отсюда название).Перспективы разработки Фёдоровского месторождения Итак, в начале 1990-х эксперимент по внедрению метода горизонтального бурения на Фёдоровском месторождении увенчался успехом. Были возвращены на баланс уже казавшиеся потерянными около 150 млн тонн нефти, списанные из-за низкой рентабельности добычи. Горизонтальным способом в настоящее время на этом месторождении добывается до 30% всего объема нефти, и этот метод эксплуатации возможно применять и далее в течение длительного срока. Мамонтовскоенефтегазоконденсатное месторождениедобыча – 0,7 млрд.т. В апреле 2015 году исполнилось полвека с тех пор, как из скважины 240, пробуренной у реки Большой Балык, забил первый фонтан нефти. Через сутки был зафиксирован ее дебит: 75 кубометров. К сегодняшнему дню здесь пробито более тысячи скважин, позволивших добыть 645 миллионов тонн ценного сырья. Поэтому данное месторождение представляет собой стратегический интерес нашей страны. Первоначальные залежи нефтяных богатств оценивались в 1,4 млрд. тонн. В Мамонтовской кладовой могли поместиться почти 5 месторождений, подпадающих под статус уникальных (по 300 млн. тонн каждое). Добыча здесь ведется с глубин 2 – 2,5 км. Эксплуатируются более 20 залежей, расположенных в меловом и нижнемеловом слоях. Высота пластов находится в пределах 17 – 85 метров. Перспективы разработки ачимовского яруса подтверждения не нашли. В течение трех лет после вскрытия первой скважины велись проектные работы. К 1968 году будущий нефтедобывающий комплекс перешел в ведение Главтюменьнефтегаза. Спустя два года, предприятие приступило к промышленной разработке залежей. В течение года был добыт первый миллион тонн нефти. Со временем добыча нарастала. В 1974 году ее объем составил 10 млн. тонн, а к 1986 достиг 35 млн. тонн. В начале третьего тысячелетия динамика добычи извлекаемой нефти пошла вниз. К сегодняшнему дню Мамонтовское месторождение находится на четвертой – последней стадии освоения. По прогнозам, оно может обеспечить поставку еще 150 млн. тонн сырья. Это существенный уровень, позволяющий отнести месторождение к разряду крупных. Ныне суточный объем поднимаемых на поверхность углеводородов составляет 10 — 18 тысяч тонн. Добыча производится через 1200 пробуренных скважин. Достигнутый уровень позволяет планировать эксплуатацию на тридцать лет вперед. В связи с исчерпанием основных запасов на месторождении начали вторичную эксплуатацию отработанных пластов. Для этого осуществляют сверлящую перфорацию – пробуривают каналы, обеспечивающие дополнительное сообщение между колонной и пластами. Затем с помощью ударного воздействия повышают давление на залежь с целью ее высвобождения на выходе из скважины. Активно используют на месторождении способ одновременно-раздельной эксплуатации скважин. Принцип его заключается в разработке залежей на нескольких уровнях с помощью одной скважины. Метод позволяет через один лифт воздействовать на отдельные эксплуатационные уровни: блокировать их относительно друг друга или, наоборот, объединять. Не отказываются на предприятии и от проверенных временем способов – гидравлического разрыва пластов, создания горизонтальных скважин. Газодобыча – второй профиль месторождения. Для его переработки в 1978 году был построен Южно-Балыкский завод. Каждый год этим предприятием в магистральные газопроводы через две компрессорные станции подается 3 млрд. кубических метров нефтяного газа. Завод выпускает и вспомогательные продукты – отбензиненый метан и ряд жидких углеводородов. Русское газо–нефтяное месторождение, добыча 0,4 млрд. расположено на севере Западной Сибири, на левом берегу р. Таз, в 575 км к востоку от устья р. Обь. Открыто в 1968 г. Месторождение находится в пределах Русско-Тазовской межбассейновой территории и приурочено к одноименному локальному поднятию в северной части Русско-Часельскогомегавала, которое вытянуто в субмеридиональном направлении. Его размеры 37,5 x 17,5 км, амплитуда 200 м. Продуктивные отложения представлены песчаниками с прослоями глин, алевролитов и мелкогалечниковых конгломератов покурской свиты. Открытая пористость песчаников 25—32 %, проницаемость 0,2—0,5 мкм2. Месторождение контролируется региональной глинистой покрышкой кузнецовской свиты мощностью до 40 м. Отложение покурской свиты системой дизъюнктивных нарушений рассечены на шесть тектонических блоков, в каждом из которых образовалась самостоятельная залежь нефти с газовой шапкой. Наиболее крупной является залежь восточного блока. Высота залежи 245 м, в том числе газовой шапки — 170 м. В остальных залежах высота газовых шапок не превышает 120 м. Высота нефтяной зоны колеблется от 10 до 75 м. В западном блоке газовая шапка отсутствует. Плотность нефти 0,942 г/см3; содержание серы 0,33, парафинов 0,74%. Состав газа (%): СH4 99,17; Не — 0,006. Дебиты нефти меняются от 3,6 до 82 м3/сут; дебиты газа — от 305 тыс. до 3881 тыс. м3/сут. Крупнейшие месторождения природного газа. Западная Сибирь богата не только «Черным золотом» России, но и попутными газами нефтяных месторождений. Газы нефтяные попутные – это природные газы, сопровождающие нефть и выделяющиеся при ее добыче. Характерной особенностью состава газов нефтяных попутных является наличие в них, кроме метана, также этана, пропана, бутанов и паров более тяжелых углеводородов. Во многих газах нефтяных попутных присутствуют сероводород и негорючие компоненты: азот, углекислый газ, а также редкие газы – He, Ar. Последние содержатся в количествах, редко представляющих прмышленный интерес. Нефть и газ скапливаются в таких участках земной коры (“ловушках”), где физические и геологические условия благоприятствуют длительному сохранению. В нефтяной залежи газ, сопровождающий нефть, может находиться в растворенном виде (тяжелые углеводороды) или располагаться над нефтью, образуя газовую “шапку”. Состав свободных газов, находящихся непосредственно над нефтью или мигрировавших в выше расположенные коллекторы, может сильно отличаться от состава газов, растворенных в нефти. Состав газов нефтяных попутных, выделяющихся из нефти в процессе ее добычи, значительно отличается от состава свободных газов, добываемых из газоносных пластов того же месторождения. Влиянием растворимости тяжелых углеводородов могут быть объяснены часто наблюдаемые расхождения в составе образцов газов, получаемых из одной и той же нефтяной скважины. Состав газов сильно зависит от условий отбора пробы, от давления, под которым находится газ в скважине, соотношения в пробе свободного газа из залежи и газа, выделившегося из нефти при ее подъеме в скважине. В связи с этим содержание и состав тяжелых углеводородов в газах, отобранных на одной и той же площади, показывают значительные колебания. Это относится и к таким хорошо растворимым газам, как H S и CО. При вскрытии пласта скважиной вначале начинает фонтанировать газ газовой шапки, а затем,по мере падения давления, начинает выделяться газ, растворенный в нефти. В некоторых случиях, когда газ полностью растворен в нефти, он добывается вместе с нефтью. Количество газа в кубических метрах, приходящееся на 1 m добываемой нефти, называют газовым фактором, который для различных месторождений неодинаков и зависит от природы месторождения, режима его эксплуатации и может изменяться от 1-2 м до нескольких тысяч м на 1 m добываемой нефти. Состав газов нефтяных попутных зависит от природы нефти, в который они заключены, а также от принятой схемы отделения газа от нефти при выходе их из скважины. Уренгойское газоконденсатное месторождение, добыча – 10,2 трлн. м3Энергетика мира во второй половине прошлого столетия обрела новое дыхание. Кроме электричества, покорившего промышленные страны в начале века, и нефти, получившей стратегическое значение на его переломе, в обиходе промышленников и горожан укоренилось новое слово – газ. Первым крупным газовым месторождением всесоюзного значения стало Шебелинское. Новый ресурс придал существенное ускорение развитию химической и металлургической промышленности. Однако газ на европейской территории страны неожиданно быстро иссяк, и разведка его новых источников стала основным приоритетом геологии. Десять лет интенсивных поисковых работ увенчались заслуженным результатом. В конце 60-х был открыт новый газонефтеносный район. По обе стороны от Полярного круга на восточном берегу Обской губы находится одно из крупнейших мировых газоносных месторождений, принесшее всемирную известность поселку Уренгой. В процессе освоения труднодоступный еще недавно север Тюменской области обрел несколько современных городов, соединенных железной дорогой от Ноябрьска до самого Ямбурга. Подземная полость 30-километровой ширины, протянувшаяся вдоль меридиана более чем на 230 км, до отметки минус 1250 м заполнена высококачественным метаном. Месторождение содержит четыре различных по структуре слоя газоносных пластов. Основной и самый ценный – это сеноманский. На этом уровне содержится наиболее дешевый, очищенный изомер – метан, который образовался около 100 млн лет назад. Площадь перспективной добычи этого топлива составляет более 6 тысяч квадратных километров. Среди действующих проектов и разработка ачимовского яруса, который находится значительно ниже. Несмотря на то что откачка такого газа требует больших усилий, современные технологии позволяют вести разработку Уренгойского месторождения и на этом уровне – почти 4 тысячи метров. На момент начала эксплуатации запасы метана составляли 16 триллионов кубических метров. Сегодняшние данные об остатках свидетельствуют о наличии еще 9 трлн кубов. Эти величины определялись без учета возможной добычи с ачимовских пластов, где эксплуатационные запасы составляют примерно такую же величину. Всего, по данным отраслевых экспертов, из месторождения выбрано порядка 6% имеющегося газа. Объем годовой добычи непрерывно растет. Сегодня он превышает 3,5 млрд кубических метров. Ямбургское газовое месторождение, добыча – 6,1 трлн. м3.Район залегания полезных ископаемых охватывает земную поверхность размером 170 на 50 километров. Газ и конденсат поднимаются с уровня 1000–3000 метров. На момент начала эксплуатации мощность газовых пластов оценивалась в 6,9 трлн кубических метров. При этом проект гарантировал наличие запасов газового конденсата 133 млн тонн. Современные оценки более внушительны: общий газовый потенциал всех промыслов достигает 10 трлн кубических метров, а запасы конденсата и нефти – 240 и 370 млн тонн соответственно.Конденсатные пласты залегают на уровне 2,5–3,2 км. В основном их наличие фиксируют в веланжиновом и готеривовом уровнях. Химический состав сырья: на 80% метан, другие изомеры, азот. Бованенковское газовое месторождение, добыча – 4,4 трлн. м3, За Полярным кругом в центре Ямала расположилась промбазаБованенково. Несмотря на удаленность, уровень транспортного обеспечения гарантирует функционирование месторождения. Связь поселка с общемагистральным газотранспортным коридором осуществляется посредством газопроводов. Газовый конденсат транспортируется до Новоуренгойского коллектора по специальному трубопроводу. Район залегания полезных ископаемых охватывает земную поверхность размером 170 на 50 километров. Газ и конденсат поднимаются с уровня 1000 – 3000 метров. На момент начала эксплуатации мощность газовых пластов оценивалась в 6,9 трлн. кубических метров. При этом проект гарантировал наличие запасов газового конденсата – 133 млн. тонн. Современные оценки более внушительны: Общий газовый потенциал всех промыслов достигает 10 трлн. метров кубических, а запасы конденсата и нефти – 240 млн. тонн и 370 млн. тонн соответственно. Среди газовых залежей необходимо выделить одну – сеноманного типа, расположенную на глубине 1,1 км (+ 0,1 км). Газ – метан с небольшими примесями азота. Конденсатные пласты залегают на уровне 2,5 – 3,2 км. В основном их наличие фиксируют в веланжиновом и готеривовом уровнях. Химический состав сырья – на 80% метан, другие изомеры, азот. Заполярное газовое месторождение, добыча – 3,5 трлн. м3, На сто километров восточнее Обской губы – глубокого залива Карского моря на глубине более километра хранятся мощнейшие залежи природного газа. В международном рейтинге среди газовых месторождений Заполярное месторождение находится на пятом месте. Территориальные границы промыслов очерчивают территорию, пролегающую вдоль меридиана на 50 км, а по широте протянувшуюся на 32 км. Недра этого небольшого участка площадью чуть менее 9 тысяч гектаров содержит 3,5 трлн. кубометров метана. Газовые пласты высотой 200 м залегают в пределах Пур-Тазовского нефтегазоносного района. Промышленное значение имеют попутные углеводороды: легкая нефть плотностью 790 кг/м3 и конденсат 300 кг/м3. Запасы каждого из веществ составляют: 20 млн. тонн нефти и 60 млн. тонн конденсированного газа. С момента выхода на плановую мощность добычи в 2004 году, месторождение ежегодно поставляло от 105 млрд. кубометров газа. На первом этапе эксплуатировался только верхний ярус залежей – сеноманский. В 2013 году начата разработка воланжинского слоя, расположенного на глубине более 3-х км. С этого момента из Заполярного в газотранспортную систему подается 130 млрд. кубометров метана и около 15 млн. тонн газового конденсата. Медвежье газовое месторождение, добыча – 2,3 трлн. м3.Медвежье газовое месторождение является старейшим в регионе и уникальным с точки зрения запасов. Местоположением этого ГКМ является Ямало-Ненецкий автономный округ. Медвежье находится на 50 км юго-западнее посёлка Ныда. Исходя из территориального расположения, месторождение относится к Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Открытие состоялось в 1967 году, а этап разработок пришёлся на 1972 год. Месторождение отнесено к Ныдинскому и Медвежьему поднятиям вала Медвежьего. Масштаб структуры составляет 120 тыс. м на 25 тыс. м. Показатели амплитуды структуры не превышают 140 м, а размеры площади — более 2100 км². Наличия сеноманских отложений обуславливают мощность в 0,27–0,30 км. Покрышка представлена морскими глинистыми турон-датскими отложениями, для которых характерна общая мощность не выше 0,6 км. Критерии средней толщины продуктивного пласта находятся в диапазоне 0,024–0,11 км, а показатель эффективной толщины составляет порядка 0,04 км. Подошвенная пластовая вода подстилает всю площадь газа. Первым участком осваивания ГКМ Медвежье стала территория посёлка Лабытнанги. Там в 1967 году совместно с «Тюменьгазпромом» организована дирекция, отвечающая за обустройство северных промыслов и инженерных сооружений для транспортировки газа. В конце 1970 года дирекцию перенесли на территорию посёлка Надым, а в Лабытнангах оставили её подразделение. За процесс возведения скважин отвечал «Главтюменьнефтегаз». В Лабытнангах была организована полярная экспедиция по глубокому бурению. Переправка первой машины на правобережье реки Надым произошла в конце 1970 года, однако автотранспорт не смог преодолеть десять километров болотистой местности. Только спустя два месяца строителям удалось перебраться на место строительства в посёлке Пангоды. Стартовый объект — газосборный пункт № 2. Он расположился в 20 км от посёлка. Здесь была пробурена первая опорная скважина № 52. Следующим этапом стало образование Надымского газопромыслового управления, которое спустя два года было переименовано в «Надымгазпром». В марте 1972 года произошёл ввод в строй опорной газовой скважины № 52. В результате произведена газификация электростанции и котельной в Пангодах. Уже в конце мая скважины переведены в цеховой режим, что обеспечило приток качественного промышленного газа из месторождения Медвежьего в газотранспортную систему. Процесс освоения скважин в первый год затягивался, и мощности добычи газа не достигли запланированных 4 млрд м³, а показали уровень 1,9 млрд м³. Такая ситуация была исправлена в результате вмешательства Мингазпрома. Строительство третьего газосборного пункта ликвидировало эту задержку. Использовалось французское оборудование. Эксплуатационный опыт доказал высокий уровень эффективности системы гликолевой осушки, которая применяется наряду с использованием качественного отечественного оборудования. Транспортировка газа производилась после постройки газопровода Медвежье — Надым — Пунга. В конце 1974 года газ из месторождения Медвежье поступил в Москву. Уже в 1977 году ГКМ Медвежье смогло выйти на проектные масштабы добычи. Список литературы. http://greenologia.ru/eko-problemy/proizvodstvo-neft/samotlorskiy-gigant.html Словарь по геологии нефти и газа. - Л.: Недра, 1988. - 679 с.: ил. |