Владимир Хомутко
Время на чтение: 10 минут
А А
Как устроен куст нефтяных скважин?
В процессе разработки нефтяной скважины очень важным является равномерное перемещение добываемого продукта. Именно эта равномерность выработки нефтяных запасов обеспечивает общую технологическую безопасность работы всех участвующих в цепочке “добыча сырья – сбор – предварительная подготовка – дальнейшая транспортировка” сооружений.
Знание того, как распределен энергетический потенциал конкретной залежи, который характеризуется картами изобар, имеет первостепенное значение, так как именно на основе этих данных составляется проект наиболее рационального размещения на промысле либо одиночных, либо кустовых скважин.
Кустовое бурение
Принципиально важен выбор схемы разработки промысла вообще и схемы кустования скважин в частности. Чем больше кустовые площадки, тем более затратным становится процесс бурения, так как необходимо обеспечить большие отходы от забоев.
Современные буровые технологии дают возможность бурить отходы по 2 – 4 километра по вертикали, и более.
При кустовом размещении стоимость обустройства коммуникаций (подъездные дороги, отсыпка площадки, прокладка линий электроснабжения, нефтесборы, водоводы и так далее) снижается, что не только приводит к существенной экономии капитальных затрат, но и повышает экологическую безопасность всего промысла.
Уменьшается землеемкость, снижаются нагрузки техногенного характера на экосистему, значительно меньше прочие экологические риски (особенно связанные с обустройством системы для сбора пластовых вод).
Куст нефтяных скважин – это специальная площадка, которая может быть как естественного, так и искусственного происхождения, на которой расположены устья скважин, удаленные от прочих кустов или одиночных скважин не менее, чем на 50 метров, а также технологическое оборудование и прочие необходимые для нормальной эксплуатации сооружения, инженерные коммуникации, ремонтное оборудование, бытовые и служебные помещения.
В процессе проектирования суммарный дебит куста нефтяных скважин необходимо брать из расчета не более 4 тысяч кубометров в сутки, при значении газового фактора не больше 200 кубометров.
В зависимости от того, какой способ эксплуатации кустовых скважин используется, на технологической площадке должны присутствовать перечисленные ниже сооружения:
- приустьевые площадки для нагнетательных и эксплуатационных скважин;
- установки для проведения замеров;
- промысловые трубопроводы;
- блоки подачи реагентов (ингибиторов, деэмульгаторов и прочих);
- гребенки (блоки газораспределения);
- площадки для размещения ремонтных агрегатов;
- якоря, обеспечивающие крепление ремонтного агрегата;
- фундаменты, на которых размещаются станки-качалки;
- пункты управления штанговыми глубинными или электрическими центробежными насосами;
- подстанции (трансформаторные);
- площадки под приемные инвентаризационные мостки;
- сборные емкости;
- блок закачки водного раствора в скважины нагнетательного назначения;
- водораспределительные гребенки.
Расчеты показывают, что укрупнение кустовых площадок в процессе выбора схем эксплуатации промысла является целесообразным как с экономической (экономия капвложений – 8-10 процентов, длина коммуникаций снижается на 45 процентов), так и с экологической точки зрения.
Каком бы ни был способ эксплуатации скважины. подъем нефти на поверхность идет через НКТ – специальные насосно-компрессорные трубы, которые спускают в ствол выработки перед началом добычи. Их диаметр выбирают, исходя из размера дебита скважины. Эксплуатацию осложняют парафиновые отложения, которые образуются на стенках трубных колонн, на аппаратуре устья и в выкидных линиях.
Обустройство скважин с большими длинами отходов ограничивает использование на них насосов типа ШГН (штанговые глубинные).
Кроме того, возникают сложности, связанные с истиранием труб, которое может привести к аварии (особенно в местах, где НКТ соединяются между собой). Чтобы избежать такого истирания, используются специальные муфты с повышенной прочностью, которые ставятся в местах искривления ствола.
На кустах с большими отходами в качестве насосов используют в основном ЭЦН (электрические центробежные), а также некоторые виды насосов с гидроприводом.
Гидроприводные агрегаты также позволяют обеспечивать подачу ингибиторов, которые защищают от коррозии и парафинистых отложений. Это дает возможность совмещать две технологии: подготовки рабочей жидкости и подготовки нефти, а это позволяет сэкономить на силовых линиях и существенно снизить экологические риски.
Сооружение дальнейших систем, обеспечивающих подготовку нефти, закачку и сброс вод зависит от:
- распределения по площади добываемых запасов;
- геологического разреза конкретного месторождения;
- интенсивности добычи;
- уровня обводненности;
- степени газонасыщенности сырья;
- величины давления на скважинное устье;
- количества кустов;
- инженерных и геологических условий строительства;
- требований экологической безопасности.
Объекты, предназначенные для сбора и последующего транспорта получаемого из скважин сырья должны обеспечивать:
- герметичность сбора и транспортировки добываемого ресурса от устьев скважин до ЦПС (центрального пункта сбора);
- транспорт газа первой сепарационной ступени до ЦПС, до конечных потребителей и для собственных нужд без применения компрессорных установок;
- возможность проведения замеров добываемой продукции;
- разделение газа и нефти;
- суммарный количественный учет продукции, добываемой всеми скважинами куста;
- обезвоживание нефтяного сырья;
- предварительную подготовку нефти перед подачей в магистральный трубопровод;
- подогрев получаемой продукции, если её сбор и дальнейшая транспортировка при нормальных температурах невозможна.
Вся добываема газожидкостная смесь идет на ГЗУ (групповую замерную установку), на которой в автоматическом режиме производят периодические замеры дебитов каждой эксплуатируемой скважины.
Чаще всего используются замерные установки типа «Биус» и “Спутник”. Их общее количество и местоположение определяются в процессе технико-экономического расчета. Замерные установки, в случае возникновения такой необходимости, могут быть оборудованы блоками закачки реагентов.
После ГЗУ нефтегазовая смесь по промысловым нефтепроводам поступает либо на СП (сборный пункт), либо на ДНС (дожимную насосную станцию) для проведения её подготовки. Сбор, как правило, предусматривает отдельное поступление обводненной нефти и условно-безводного сырья, для чего от каждой ГЗУ тянут два разных коллектора.
СП бывают следующих типов:
На ЦПС поступающая с ГЗУ нефть подвергается полному циклу предварительной обработки, который состоит из трехступенчатого разгазирования в сепараторах и из доведения до нужных кондиций упругости насыщенных паров добытой нефти. Помимо этого, получаемое сырье подвергают обезвоживанию и обессоливанию, с целью получения нужных товарных кондиций.
Газ, отделенный в , очищают от оставшихся капель жидкости и либо утилизируют, либо перерабатывают, либо используют для собственных нужд и нужд прочих потребителей. На первой и второй ступени газ движется, используя собственное давление, а на конечной ступени его нужно компримировать.
Попутные пластовые воды от сырой нефти отделяют на УПН (установках подготовки нефти), которые, как правило, входят в структуру ЦПС.
В УПН есть специальные резервуары, где добытое сырье отстаивается, трубчатые печи для подогрева нефтяной эмульсии, а также устройства обезвоживания и обессоливания сырья. После прохождения УПН нефть перекачивается в резервуар для товарной продукции, а затем поступает в магистральную трубопроводную систему.
Если нужные кондиции – не достигнуты, то нефть автоматически идет в специальный сепаратор-делитель, а оттуда – повторно на УПН.
Устройство подготовки сырой нефти
Техпроцесс и оборудование УПН должны обеспечивать:
- максимально глубокое обезвоживание сырья;
- его кондиционное обессоливание;
- снижение до необходимых значений упругости нефтяных паров;
- приемку некондиционного сырья и его отправку на повторную обработку;
- возможность повторного использования реагента и теплоты дренажной воды с помощью их возврата в начальную ступень процесса.
Технологический процесс нефтеподготовки должен отвечать следующим требованиям:
- сохранение полной герметичности процесса нефтеподготовки;
- доведение сырья до требуемых товарных кондиций;
- обеспечивать маневренность и гибкость работы УПН;
- предусматривать возможность высвобождения из процесса используемого оборудования и трубопроводов при авариях и при проведении ремонтных работ;
- возможность использования в процессе работы тепла скважинной продукции.
Резервуары
Для УПН куста нефтяных скважин необходимо наличие запасов сырья и место для хранения товарной нефти в следующих объемах:
- сырье – суточный объем, который обрабатывает УПН;
- товарная нефть – суточный объем, который способна выдавать УПН;
Также необходимы емкости для хранения сточных и пластовых вод и для приема аварийных сбросов.
Все это обеспечивается, как правило, стандартными стальными резервуарами (например, РВС).
После пропарки и очистки резервуарных емкостей образовавшиеся парафиновые отложения собираются в специальные земляные амбары, чья суммарная емкость определяется из расчета годового количества парафиновых отложений.
Отделяемый от нефти в сепараторах попутный газ поступает в УПГ, где, в зависимости от его дальнейшего использования и способа доставки его потребителям проводятся следующие подготовительные процессы:
- осушение газа от оставшейся влаги с помощью абсорбции;
- осушение газа и извлечение из него тяжелых углеводородных фракций при помощи НТК (низкотемпературная конденсация).
Выделяемый в процессе газоподготовки углеводородный конденсат либо отправляют в товарную нефть (в случае, если при этом упругость нефтяных паров остается в допустимых пределах), либо в нефтяное сырье перед первой сепарацией.
Установка подготовки газа
ДНС (дожимные насосные станции)
Если расстояние от куста скважин до ЦПС достаточно большое, и давления в устье не хватает для транспорта добываемых флюидов, ставятся ДНС, чья основная задача – обеспечить сырье дополнительной энергией для комфортной транспортировки.
ДНС должна обеспечить:
- проведение сепарации сырья первой ступени (предварительный газоотбор);
- в случае необходимости – предварительное обезвоживание сырого продукта;
- при возникновении необходимости – нагрев нефтяного сырья;
- необходимо давление для транспорта нефти на ЦПС;
- транспорт нефтяного газа первой ступени на ГПЗ, ЦПС или для собственных нужд без применения компрессоров;
- очистку пластовых вод в герметичных аппаратах при естественных температурах под давлением первой сепарационной ступени;
- транспортировку подготовленных пластовых вод (при наличии предварительного сброса) в систему, поддерживающую давление в пласте (ППД);
- поступление из водоотделительных устройств воды, качество которой позволяет закачивать её в пласт без какой-либо добавочной подготовки;
- количественный учет попутного газа, нефтяного сырья и подготовленной пластовой воды;
- возможность закачки химических реагентов (деэмульгаторов или ингибиторов).
Сооружения, входящие в состав ДНС:
- блок предварительного газоотбора;
- сепаратор для нефтяного сырья;
- насосный блок, оборудованный буферной емкостью;
- устройство предварительного обезвоживания нефти;
- устройство для очистки пластовых вод;
- систему аварийных резервуаров;
- нефтезамерный блок;
- газозамерный блок;
- водозамерный блок;
- компрессорный воздушный блок, обеспечивающий питание контрольных и автоматических приборов;
- в случае необходимости – блок подогрева сырья;
- реагентный блок, который обеспечивает закачки реагентов перед началом первой ступени сепарации;
- блок, обеспечивающий закачку ингибиторов в нефте- и газопроводы;
- подземная дренажная ёмкость.
Аварийные горизонтальные резервуары, входящие в состав ДНС, должны быть рассчитаны на сепарационное рабочее давление. Суммарная вместимость таких резервуаров должна обеспечивать свободный прием наибольшего объема, поступающего на ДНС за два часа. Как правило, ДНС проектируют автоматизированными и блочными, в основном – без постоянного персонала для их обслуживания.
Аварийное сжигание газа, поступающего с ДНС. Факельная система
В такую систему подается газ, который используется для продувки трубопроводов и другого оборудования, а также газ, который из-за аварии или ремонта оборудования не могут принять сооружения, готовящие его к транспортировке.
Высоту факела и его диаметр определяют с помощью расчетов, учитывая допустимую концентрацию вредных веществ в атмосфере, а также допустимые тепловые воздействия на объекты куста скважин и на работающий там персонал.
Высота факельной трубы не должна быть менее:
- 10 – ти метров – для низкосернистых газов;
- 35-ти метров – для содержащих сероводород газов.
Факельная установка
Скорость движения сжигаемого газа в устье ствола факельной системы должна исключать отрыв пламени, и быть не более 80-ти метров в секунду. Зажигание факела должно быть дистанционным и автоматическим, оборудованное отдельным подводом газа к устройству запала.
Чтобы обеспечить улавливание влаги и конденсата, перед трубой факела необходимо оборудовать конденсатосборник.
ЦПС
Центральные сборные пункты представляют собой универсальные технологические объекты, на которых добываемое сырье разделяют на товарную нефть, сточные воды и газ.
Стоки очищают до уровня, который должен соответствовать установленным требованиям, а затем вводят в систему поддержания давление в пласте. Неочищенные стоки подают в специальные скважины-поглотители с целью их утилизации.
ЦПС должен обеспечить:
- приемку и предварительное разделение поступающего из куста скважин сырья;
- приемку и количественный учет поступающей продукции;
- нефтеподготовку;
- подготовку и, при необходимости, безопасную утилизацию сточных и пластовых вод (в том числе- ливневых);
- приемку и количественный учет получаемой на ЦПС товарной нефти;
- приемку и предварительную подготовку к транспортированию попутного газа;
- подачу подготовленного товарного нефтяного сырья в сисему магистральных трубопроводов.
Для сбора атмосферных осадков и разлившихся жидкостей на ЦПС должен быть предусмотрен специальный резервуар.
Площадки, на которых размещается технологическое оборудование, должны быть с бетонным покрытием на 15 сантиметров выше земли. Уклоны таких площадок для отвода дождевой воды должны быть не меньше, чем 0,003 градуса. Если на ЦПС возможен разлив горючих продуктов, то её площадку следует оградить бетонными бортиками не менее 15-ти сантиметров в высоту.
Площадки, на которых расположены печи и блоки для подогрева сырья, должны быть ограждены либо земляным валом, либо сплошной стеной, либо бордюрным камнем. Высота такого заграждения во всех случаях должна быть минимум полметра.
Уровень вибрации и шума используемого оборудования должен быть меньше предельно допустимых санитарных нормативов.
Если есть необходимость использовать агрегаты с высоким шумовым уровнем, то нужно предусмотреть:
- установку шумоподавителей;
- систему дистанционного управления таким агрегатом;
- звукоизоляцию в наблюдательных кабинах.
Последнее время активно внедряются так называемые КСП (комплексные пункты сбора), либо их модификации, которые называются автономные установки (АУ). Особенно такие системы характерны для мелких месторождений.
На любом сборном пункте должен быть резервный парк ёмкостей (включая аварийные резервуары).
В состав таких узлов входят:
- устройства для дозирования и последующей подачи реагентов-деэмульгаторов;
- аналогичные устройства для ингибиторов;
- устройства, обеспечивающие подачу химических реагентов;
- оборудованное хранилище реагентов.
Реагентная установка
УПС – установки для предварительного сброса пластовой воды
УПС должны обеспечивать:
- подготовку водонефтяной эмульсии к процессу расслоения перед тем, как она поступит в отстойник;
- разделение жидкости и газа (сепарацию) и предварительный отбор отделенных газов;
- первичное обезвоживание сырой нефти до уровня водосодержания не больше 5-ти – 10-ти процентов;
Подготовки эмульсии к расслоению выполняют с помощью деэмульгаторов, которые подаются перед первой сепарационной ступенью.
Предварительное обезвоживание нефти необходимо, если её обводненность находится на уровне не меньше 15-ти – 20-ти процентов. Этот процесс, как правило, обеспечивают деэмульгаторы с высокой эффективностью при низких и нормальных температурных значениях, что позволяет обойтись без дополнительного нагрева сырья.
Сброс пластовой воды после предварительного обезвоживания эмульсии происходит под действием остаточного давления.
КС – компрессорные станции кустов скважин
КС могут быть как отдельными объектами обустройства промыслов, так и входить в состав технологических комплексов ЦПС. Их основное назначение – обеспечение транспортирования газа на ГПЗ или конечным потребителям, а также компримирование газа на сооружениях газоподготовки перед дальнейшей транспортировкой и при газлифтной системе нефтедобычи.
Поступающий на КС газ предварительно нужно очистить от остаточных капель жидкости и механических примесей. Эти требования прописаны в ТУ на используемые компрессоры.
Владимир Хомутко
Время на чтение: 4 минуты
А А
Российские и зарубежные месторождения нефти
Ни для кого не является секретом, что нефть, наряду с природным газом – это основной энергоресурс современного мира. Купить нефть стремятся все страны, не имеющие собственных запасов, так как нефтепродукты, изготавливаемые из этого полезного ископаемого, широко используются во всех отраслях мировой экономики в качестве моторного и котельного топлива, сырья для предприятий нефтехимии и так далее. Поэтому нефть еще часто называют «черным золотом».
Добывается черное золото из специальных нефтеносных пластов естественного происхождения, называемых коллекторами. Скопление коллекторов со значительными запасами сырье называется нефтяным ли газовым месторождением.
Такие месторождения разбросаны по всему миру.
Нефть вместе с природным газом нередко залегают в одном коллекторе, и поэтому во многих случаях добываются они из одной и той же горной выработки, которая называется скважина. Основные запасы черного золота могут располагаться на глубинах от одного до трех километров от земной поверхности, но достаточно часто нефть находят как у самой поверхности земли, так на больших глубинах (больше шести километров). Как мы уже упоминали ранее, крупнейшие нефтяные месторождения рассредоточены по разным частям света, и карта их весьма обширна.
Самые крупные по своим запасам залежи этого ценного энергоресурса сосредоточены в Персидском заливе (Саудовская Аравия, Кувейт), а также в США, Иране и России.
Стоимость разработки месторождений нефти и газа довольно высока, и далеко не всем обладающим запасами этих углеводородов странам по карману самостоятельно проводить их добычу. Иногда по этой причине месторождения продают иностранным компаниям за достаточно невысокую цену.
Скажем сразу – далеко не все нефтеносные коллекторы могут называться месторождениями. Например, если объемы запасов полезных ископаемых невелики, то тратиться на разработку таких коллекторов невыгодно с экономической точки зрения. Поэтому нефтяным месторождением называется совокупность нефтеносных площадей, которые расположены недалеко друг от друга на определенной территории. Площадь месторождения может варьироваться от нескольких десятков до нескольких сотен квадратных километров.
По объемам своих природных ресурсов все месторождения условно делятся на пять категорий:
- мелкие, чьи объемы менее десяти миллионов тонн добываемой нефти;
- средние: количество запасов от десяти до ста миллионов тонн (например, такие месторождения, как Верхне-Тарское, Кукмоль и так далее);
- крупные – запасы находятся в диапазоне от ста миллионов до одного миллиарда тонн (Правдинское, Каламкас и прочие);
- крупнейшие (по-другому – гигантские) – от одного до пяти миллиардов тонн черного золота (Ромашкинское, Самотлорское и другие);
- уникальные (супергигантские) – больше пяти миллиардов тонн (к таким месторождениям относятся Аль-Гавар, Большой Курган, Эр-Румайла).
Стоит сказать, что не все обнаруженные нефтяные залежи можно отнести к той или другой категории месторождений. Например, некоторые разведанные коллекторы содержат в себе не больше ста тонн углеводородного сырья, и разрабатывать их экономически нецелесообразно.
Российские нефтяные месторождения
На данный момент на территории нашей страны разведано больше двадцати мест, где ведется активная добыча черного золота.
Стоит сказать, что год от года число найденных месторождений возрастает, но из-за нынешних крайне низких нефтяных котировок поиск и разведка новых залежей экономически невыгодна. Каждое новое месторождение нефти требует колоссальных капитальных вложений на свою разработку, а таких денег у нефтяных компаний в настоящее время нет. В особенности это касается месторождений малой и средней категории.
Большая часть действующих российских нефтяных промыслов сосредоточена в Западной Сибири и севернее, вплоть до арктического шельфа.
Разработка ведется в сложных климатических условиях, однако объемы запасов этих месторождений делают затраты на неё оправданными. Однако, нефть мало добыть, её еще нужно переработать в готовые к применению нефтепродукты. Это также является проблемой, поскольку многие новые месторождения открыты в таких местах, где нет соответствующей перерабатывающей инфраструктуры, и доставка сырья с этих промыслов до действующих НПЗ требует колоссальных материальных затрат.
Основные месторождения нефти России – это Самотлор, Ромашкинское, Правдинское и так далее, находящиеся в Западной Сибири, где достаточно давно, и запасы крупнейшего в РФ Самотлорского месторождения уже изрядно истощены.
Отдельно хочется сказать об Уренгойском газонефтяном месторождении. В мировом рейтинге ему отводится почетное второе место. Запасы природного газа этого промысла оцениваются почти в десять триллионов кубометров. а нефтяного сырья – примерно на 15-ть процентов меньше. Расположены эти залежи в Тюменской области и в ЯНАО (Ямало-Немецкий автономный округ).
Своим названием это месторождение обязано небольшому поселению Уренгой, расположенному поблизости от этой территории. Открыли эти залежи в 1966-ом году, и поселение сразу превратилось в небольшой городок, а затем на этом месте вырос город с тем же названием Уренгой. Первую продукцию скважины здесь начали давать в 1978-ом году и работают они до сих пор.
Стоит упомянуть и о Находкинском газовом месторождении.
Запасы его скромнее уренгойских («всего» 275 миллиардов кубометров природного газа), однако нефти на этой территории достаточно большое количество. Хотя открыто это месторождение было еще в 1976-ом году, промышленная разработка началась гораздо позже, и первую продукцию здесь получили только в 2004-ом.
Другие залежи российской нефти
Туймазинское нефтяное месторождение было открыто еще в 1937-ом году, когда началось освоение Волго-Уральской нефтеносной провинции. Свое название оно получило от башкирского города Туймазы, расположенного неподалеку. Этот промысел отличает относительно неглубокое залегание продуктивных пластов (от одного до двух километров от земной поверхности).
До сих пор эта нефтеносная территория по своим разведанным запасам находится в числе пяти крупнейших российских нефтеносных промыслов. Промышленная добыча здесь началась во время Великой Отечественной войны, в 1944-ом году, и весьма успешно продолжается до настоящего времени. Площадь территории Туймазинских нефтепромыслов достаточно велика – 800 квадратных километров.
Применение передовых для того времени технологий нефтедобычи привело к тому, что основные запасы углеводородного сырья были извлечены здесь в течение двух десятков лет, поскольку применение таких передовых методик добычи позволяло поднимать из продуктивных пластов девонского геологического периода на 45-50 процентов больше нефтяного сырья, чем с применением классических методик того времени. Однако со временем выяснилось, что запасов черного золота на этой территории гораздо больше, чем предполагалось вначале, и новые современные добывающие технологии позволили продолжать эффективную разработки здесь до настоящего времени.
Также достойны упоминания такие российские месторождения, как Ванкорское и Ковыктинское.
Ковыктинское расположено в Иркутской области Российской Федерации, на высокогорном плато в окружении нетронутой человеком густой тайги. Интересно, что изначально здесь были открыты залежи природного газа и газовых конденсатов, добычу которых и наладили в первую очередь. Однако со временем были обнаружены и нефтеносные слои, запасы которых оказались весьма богатыми.
Ванкорские углеводородные промыслы сосредоточены в северных районах Красноярского края. Этот район также не является чисто нефтяным, поскольку тут добывают и значительные объемы природного газа, называемого еще «голубым топливом».
По оценкам специалистов, нефтяные запасы этой территории насчитывают около двухсот шестидесяти миллионов тонн, а газовые находятся в пределах девяноста миллиардов кубометров. Здесь работают 250 добывающих скважин, а полученная продукция транспортируется по Восточному магистральному трубопроводу.
Ковыктинское месторождение
Зарубежные нефтяные провинции
Разумеется, не только Россия располагает запасами углеводородов в большом объеме. Много месторождений, находящихся в других странах, имеют громадные запасы этого ценного ресурса.
Мировым лидером по мировой нефтедобыче является Саудовская Аравия, находящаяся на берегу Персидского залива.
Запасы одного только месторождения Гавар оцениваются в 75-85 миллиардов баррелей черного золота. Разведанные залежи такого государства, как Кувейт, оцениваются от 66-ти до 73-х миллиардов баррелей. Иран обладает значительными резервами черного золота (по мнению некоторых специалистов, до ста миллиардов баррелей).
Аннотация: Выбор системы извлечения нефти и обустройства нефтяных месторождений зависит от десятков факторов.
Схема обустройства месторождений нефти
Выбор системы извлечения нефти и обустройства нефтяных месторождений зависит от десятков факторов: от глубины залегания и качества продуктивных пластов: количества извлекаемых запасов, их структуры по степени изученности (): характеристик коллекторов; состава и свойств нефти: газового фактора и состава попутных газов: давления насыщения нефти газом: свойств и условий залегания пластовых вод; положения водо-нефтяного контакта.
Кроме перечисленных основных показателей разработки при обустройстве месторождения учитываются природно-климатические характеристики, инженерно-геологические условия.
Одно из основных требований к разработке - рационализация: обеспечение заданных темпов добычи с минимальными капитальными вложениями и минимальными воздействиями на ОС. Важнейшей составной частью проектирования разработки месторождений является выделение эксплуатационных объектов. Часть нефтяной залежи, выделяемая для эксплуатации самостоятельной сеткой эксплуатационных и нагнетательных скважин, называется эксплуатационным объектом.
Разведанные месторождения считаются подготовленными для промышленной разработки при соблюдении следующих условий:
Требования к генеральному плану
Схема генерального плана месторождения предусматривает размещение устьев нефтяных, газовых, нагнетательных одиночных и кустов скважин, ГЗУ, ДНС. установок предварительного сброса пластовых вод (УПС), кустовых насосных станций (КНС), КС, инженерных коммуникаций (автодорог, нефте- и газопроводов, водоводов, ЛЭП, линий связи, катодной защиты и др.), обеспечивающих процессы сбора и транспортировки продукции скважин, а также снабжение электроэнергией, теплом, водой и воздухом.
Размещение производственных и вспомогательных зданий и сооружений необходимо производить по их функциональному и технологическому назначению с учетом взрывной и пожарной опасности. При размещении сооружений нефртедобычи на прибрежных участках водоемов планировочные отметки площадок принимаются на 0,5 м выше наивысшего горизонта вод с вероятностью его превышения один раз в 25 лет (устья скважин, ГЗУ) и один раз в 50 лет (КС, ЦПС, ДНС, УПС).
Природоохранные мероприятия и элементы ОВОС присутствуют в нормативных документах по освоению месторождений. Однако при сложившейся практике взаимодействия участников разработки месторождений типовые природоохранные проблемы решаются не превентивным образом, а по мере их возникновения. Существует закономерность - чем в более удаленном месте расположено месторождение, тем менее жесткие экологические ограничения к нему предъявляются и тем больший экологический ущерб наносится ОС.
Во избежание социально-экологических проблем на поздних стадиях нефтедобычи уже при проектировании освоения месторождений следует проводить консультации со всеми заинтересованными организациями и лицами. Эксплуатация нефтепромыслов наносит вред ОС независимо от конструктивных особенностей сооружений и объемов добываемых УВ. Проведение дорогостоящих экологических мероприятий должно проводиться своевременно (ликвидация скважин, амбаров-накопителей, рекультивация земель), а не отодвигаться на неопределенный срок.
Технологическая безопасность работы сооружений в цепочке "добыча - сбор - подготовка - транспортировка" во многом обеспечивается равномерностью отработки запасов нефти. Для этого необходимо располагать достоверной информацией о распределении энергетического потенциала залежи, который отражается с помощью карт изобар. Здесь принципиально важным является выбор схемы кустования скважин. Известно, что чем крупнее кустовые площадки, тем дороже бурение скважины, поскольку необходимы большие отходы забоев от вертикали (до 2-4 км и более). Однако при этом сокращается стоимость коридоров коммуникаций и повышается степень экологической безопасности промысла в целом.
Куст скважин
Под кусты скважин отводится площадка естественного или искусственного участка территории с расположенными на ней устьями скважин, технологическим оборудованием, инженерными коммуникациями и служебными помещениями. В составе укрупненного куста может находиться несколько десятков наклонно-направленных скважин. Суммарный дебит по нефти одного куста скважин принимается до 4000 , а газовый фактор - до 200 .
В состав технологических сооружений куста скважин обычно входят:
- приустьевые площадки добывающих и нагнетательных скважин;
- замерные установки;
- блоки подачи реагентов-деэмульгаторов и ингибиторов;
- блоки газораспределительные и водораспределительные;
- блоки закачки воды в нагнетательные скважины;
- станции управления насосами ЭЦН и ШГН;
- фундаменты под станки-качалки;
- трансформаторные подстанции;
- площадки под ремонтный агрегат;
- емкость-сборник и технологические трубопроводы.
В составе сооружений кустовой площадки может находиться узел подготовки сточных вод (УПСВ) с локальной закачкой воды в пласт. В этом случае отсутствует энергоемкая перекачка пластовых вод к пунктам сепарации нефти и обратно, а в составе транспортных коридоров отсутствуют агрессивные пластовые флюиды, что повышает экологическую безопасность промысла.
Строительство скважин с большими отходами забоя ограничивает применение глубинных штанговых насосов ввиду осложнений, связанных с истиранием труб. Во избежание аварий при выборе насосного оборудования предпочтение отдается ЭЦН и гидроприводным насосным системам в условиях закрытой системы сбора нефти и газа. Такие системы дают возможность подачи ингибиторов для предотвращения коррозии и парафинообразования.
Система сооружений подготовки нефти, сброса и закачки вод строится в зависимости от распределения запасов по площади залежи, темпов добычи, степени обводненности и газонасыщенности нефти, величины давления на устье скважины, расположения кустов скважин ( рис. 5.1). Эти объекты должны обеспечивать:
- герметизированный сбор и транспортировку продукции скважин до ЦПС;
- отделение газа от нефти и бескомпрессорную транспортировку газа первой ступени сепарации до сборных пунктов, ГПЗ и на собственные нужды;
- замер расходов продукции отдельных скважин и кустов, учет суммарной добычи продукции всех скважин;
- предварительное обезвоживание нефти.
Рис. 5.1.
Групповые замерные установки
Газожидкостная смесь из добывающих скважин поступает на ГЗУ, в которой в автоматическом режиме производится периодическое измерение в замерном сепараторе дебитов жидкости и газа каждой скважины. Количество установок определяется расчетами. На площадках ГЗУ размещаются блоки закачки реагента-деэмульгатора и ингибитора коррозии.
Дожимная насосная станция
В тех случаях, когда расстояние от кустов скважин до ЦПС велико, а устьевого давления недостаточно для перекачки флюидов, сооружают ДНС. На ДНС смесь попадает по нефтесборным трубопроводам после ГЗУ.
В состав ДНС входят следующие блочные сооружения:
- первой ступени сепарации с предварительным отбором газа;
- предварительного обезвоживания и очистки пластовой воды;
- замера нефти, газа и воды;
- насосный и блок компрессорный воздуха;
- закачки реагента перед первой ступенью сепарации;
- закачки ингибиторов в газо- и нефтепроводы;
- аварийных емкостей.
Сооружение ДНС необходимо потому, что насосное оборудование не позволяет перекачивать смеси с большим содержанием газа из-за возникновения кавитационных процессов. Газ, отделившийся в результате снижения давления на первой ступени сепарации, чаще всего подается на факел сжигания или для использования на местные нужды. Нефть и вода с растворенным оставшимся газом поступают в сепараторы второй ступени на ЦПС и УПН.
Центральный пункт сбора
На ЦПС сырая нефть проходит полный цикл обработки, который включает двух- или трехступенчатое разгазирование нефти с помощью сепараторов и доведение нефти по упругости насыщенных паров до необходимых кондиций. Газ после сепарации очищается от капельных жидкостей и подается на утилизацию или переработку. Газ первой и второй ступени сепарации транспортируется под собственным давлением. Газ концевой ступени для дальнейшего использования требует компримирования.
Здесь же на ЦПС производится обезвоживание и обессоли-вание нефти до товарных кондиций. Попутно добываемые воды отделяются от сырой нефти на установке подготовки нефти (УПН) в составе ЦПС. В специальном резервуаре происходит отстаивание нефти, подогрев нефтяной эмульсии в трубчатых печах и обессоливание. После этого товарная нефть поступает в резервуар с последующей откачкой в МН.
Резервуарные парки
Наличие резервного парка емкостей - обязательный атрибут всех технологических схем сбора, подготовки и транспортировки нефгги. Стандартные резервуары типа РВС используются для создания запасов:
- сырья, поступающего на УПН, необходимого в количестве суточного объема продукции скважин;
- товарной нефти в объеме суточной производительности УПН.
Кроме того, резервуары различных объемов необходимы для приема пластовых и сточных вод, а также для аварийных сбросов.
Для сброса парафиновых отложений от зачистки (пропарки) резервуаров устраиваются земляные амбары-накопители. Кроме того резервуары являются источником загрязнения атмосферы за счет испарения хранящихся в них УВ.
Компрессорные станции
КС могут быть самостоятельными объектами обустройства месторождений или входить в комплекс технологических сооружений ЦПС. КС предназначены для подачи нефгтяного газа на ГПЗ, для компримирования газа в системе газлифтной добычи и при подготовке его к транспортировке.
Для удаления газа из полости поршневого компрессора на приемном газопроводе каждой ступени сжатия компрессора предусматривается свеча сброса газа с установкой на ней запорной арматуры. Высота свечи не менее 5 м и определяется расчетами рассеивания газа.
Факельная система
В факельную систему аварийного сжигания ДНС направляется нефтяной газ, который не может быть принят к транспортировке, а также газ от продувки оборудования и трубопроводов.
Диаметр и высота факела определяются расчетом с учетом допустимой концентрации вредных веществ в приземном слое воздуха, а также допустимых тепловых воздействий на человека и объекты. Высота трубы должна быть не менее 10 м, а для газов, содержащих сероводород, не менее - 30 м. Скорость газа в устье факельного ствола принимается с учетом исключения отрыва пламени, но не более 80 м/с.
Факельная система ЦПС предусматривается для сброса газов и паров:
- постоянных - от установок регенерации сорбентов и стабилизации УВ-конденсатов;
- периодических - перед освобождением аппаратов перед пропаркой, продувкой и ремонтом;
- аварийных - при сбросе от предохранительных клапанов и других аварийных сбросах.
Факел оборудуется автоматическим дистанционным зажиганием и самостоятельным подводом топливного газа к запальному устройству. Для улавливания конденсата перед факельной трубой размещается конденсатосборник.
Нефтью называют горючую маслянистую жидкость красно-коричневого или чёрного цвета со специфическим запахом. Нефть является одним из важнейших полезных ископаемых на Земле, так как из неё получают наиболее используемые в настоящее время виды топлива. Обычно нефть образуется вместе с другим, не менее важным — природным газом . Поэтому очень часто эти два вида полезных ископаемых добываются в одном и том же месте. Нефть может залегать на глубине от нескольких десятков метров до 6 километров, но чаще всего она располагается на глубине 1-3 км. Природным газом называют газовую смесь, образующуюся при разложении органических веществ. Он залегает в земных недрах в газовом состоянии в виде отдельных скоплений, в виде нефтяной шапки нефтегазовых месторождений, а также в растворённом состоянии (в нефти и в воде).
Наиболее известные месторождения нефти и газа на территории России:
Уренгойское месторождениеприродного газа . Это второе в мире по величине пластовых запасов газовое месторождение. Объёмы газа здесь превышают 10 триллионов кубических метров. Данное месторождение расположено в Ямало-Ненецком автономном округе Тюменской области России, чуть южнее северного полярного круга. Имя месторождению дало название расположенного неподалёку посёлка Уренгой. После начала разработки месторождения здесь вырос целый рабочий город Новый Уренгой. Месторождение было открыто в 1966 году, а добыча газа началась в 1978.
Как добывают нефть (фото Максима Юрьевича Калинкина)
Туймазинское нефтяное месторождение . Это месторождение расположено в Республике Башкирия, у города Туймазы. Месторождение было открыто ещё в 1937 году. Нефтесодержащие слои расположены на глубине 1-1,7 км. Разработка месторождения началась в 1944. Туймазинское месторождение является одни из пяти крупнейших месторождений в мире по количеству нефти. Размеры месторождения составляют 40 на 20 километров. Благодаря новейшему методу основная масса извлекаемых запасов была добыта за 20 лет. Из девонских пластов отобрано нефти в два раза больше, чем удалось бы извлечь обычными способами. Однако запасы так велики, что добыча продолжается до сих пор.
Находкинское газовое месторождение. Это месторождение природного газа расположено в Большехетской впадине в Ямало-Ненецком автономном округе. Запасы месторождения оцениваются в 275,3 миллиарда м 3 газа. Хотя месторождение было открыто довольно давно (в 1974 году), разработка его началась лишь в 2004 году.
Штокмановское газоконденсатное месторождение. Одно из крупнейших месторождений в мире, открытое в 1988 году. Располагается в центральной части шельфа примерно в 600 км к северо-востоку от Мурманска. Запасы газа, по оценкам на настоящее время, составляют 3,7 триллиона м2 газа. Добыча газа здесь пока ещё не началась, так как значительная глубина залегания полезного ископаемого и трудные условия разработки требуют значительных затрат и высокотехнологичного оборудования.
Ковыктинское месторождение (Ковыкта). Месторождение природного газа, расположенное на севере Иркутской области, в 450 км к северо-востоку от Иркутска. Месторождение находится на высокогорном плато, покрытом темнохвойной . На некоторой части территории господствует . Кроме того, этой местности осложняется многочисленными каньонами. Климатические условия в районе месторождения также достаточно суровые. Запасы природного газа оцениваются в 1,9 триллионов кубометров газа и 115 миллионов тонн жидкого газового конденсата.
Ванкорское месторождениенефтегазовое месторождение. Месторождение, расположенное на севере Красноярского края. Включает в себя Ванкорский и Северо-Ванкорский участки. Месторождение открыто в 1991 году. Запасы нефти превышают 260 миллионов тонн, а газа - около 90 миллиардов м2. Разработка месторождения должна начаться в 2008 году. Здесь планируется пробурить 266 скважин, а поставку осуществлять через Восточный нефтепровод.
Штокмановское месторождение
Ангаро-Ленское газовое месторождение . Крупное месторождение природного газа расположенное в Иркутской области. Названо по названиям крупных – и Ангары, расположенных поблизости. Месторождение открыто в начале XXI века. Запасы природного газа по предварительным оценкам составляют более 1,2 триллиона м2.
Самотлорское нефтяное месторождение (Самотлор ). Это крупнейшее в России и одно из крупнейших в мире нефтяных месторождений располагается в Ханты-Мансийском автономном округе, в районе Нижневартовска у Самотлор. По оценкам специалистов запасы нефти здесь составляют 2,7 миллиарда тонн. Они залегают на глубине 1,6-2,4 км. Месторождение было открыто в 1965 году. В основном месторождение разрабатывалось в 80-е годы прошлого века. К настоящему времени около 2,3 миллиарда тонн уже добыто.
Еты-Пуровское нефтяное месторождение . Это нефтяное месторождение, расположенное в Ямало-Ненецком автономном округе, в районе города Ноябрьска. Открыто в 1982, разработка начались лишь в 2003. Запасы нефти составляют около 40 миллионов тонн.
Верх-Тарское нефтяное месторождение . Располагается на севере Новосибирской области. Запасы нефти составляют около 68 миллионов тонн. Одним из недостатков месторождения является отсутствие необходимых коммуникаций. Нефть добываемая на этом месторождении отличается небольшим количеством примесей. Месторождение открыто в 1970 году, разработка началась в 2000 году.
Количество месторождений нефти и газа в России значительно больше. Некоторые из них, открытые ещё в прошлом веке уже выработаны, а разработка других, сравнительно недавно обнаруженных, ещё даже не начиналась (например, Ванкорское месторождение). Кроме того, есть основания полагать, что далеко не все месторождения на территории страны открыты.
«Газпром нефть» и ее дочерние предприятия владеют правами на пользование недрами на 70 лицензионных участках в восьми нефтедобывающих регионах России. Помимо этого, компания реализует проекты добычи и геологоразведки еще в нескольких странах, в том числе в Сербии и Ираке. В этом материале - об основных и самых интересных месторождениях «Газпром нефти»
«ГПН Шельф», Архангельская обл., шельф Печорского моря
Начальные извлекаемые запасы нефти - 81,5 млн тонн
Месторождение относят к Тимано-Печорской нефтегазовой провинции, открыто в 1989 году, сегодня оно - первое и пока единственное нефтяное месторождение, осваиваемое на арктическом шельфе России, где добыча уже начата. К тому же Приразломное - единственное месторождение в Арктике, разрабатываемое в условиях замерзающего моря. Так, норвежские проекты в Баренцевом море находятся в части, свободной ото льда. Помимо тяжелого климата нефтяники имеют дело с непростой геологией: продуктивные пласты Приразломного относятся к карбонатным коллекторам, осложненным гидрофобным фактором. Это означает, что порода коллектора не смачивается водой и нефть может к ней «прилипать». В такой ситуации требуется применение дополнительных поверхностно-активных веществ, способных «выгнать» нефть из коллектора. Также пласт характеризуется сильной фациальной изменчивостью и неоднородностью состава - залежи отделены друг от друга непроницаемыми породами. Все это приводит к нестабильности добычи в пределах отдельных участков продуктивного пласта.
Добыча на Приразломном месторождении началась в 2013 году. Первая нефть была отгружена на Большую землю в апреле 2014-го, а уже в сентябре того же года на шельфе был добыт миллионный баррель нефти.
«ГПН Новый Порт», ЯНАО, Ямальский район
Начальные извлекаемые запасы нефти - 233,9 млн тонн
Месторождение расположено на севере полуострова Ямал и относится к Западно-Сибирской НГП. Новопортовское открыто еще в 1964 году, но его промышленная разработка началась только через 50 лет. Столь долгий срок обусловлен логистической недоступностью месторождения. Несмотря на большие запасы нефти, причем нефти легкой, малосернистой и малосмолистой, по своим качествам превосходящей известные российские бренды, освоение запасов оказывалось нерентабельным из-за отсутствия адекватного способа транспортировки продукции. «Газпром нефть», получив лицензию на разработку Новопортовского, решила построить небольшой участок трубопровода до Обской губы, а оттуда переправлять нефть на Большую землю танкерами при поддержке ледокольного флота. Нефтеналивной терминал на побережье Обской губы должен быть построен к концу 2015 года, полномасштабная промышленная разработка месторождения начнется в 2016 году.
С геологической точки зрения Новопортовское считается очень сложным - из-за многочисленных тектонических нарушений, приводящих к высокой расчлененности залежей. Это значит, что геологи имеют дело с пластами, в которых сложно определить местонахождение коллекторов из-за разломов, неоднородности пласта. Помимо «удобных» терригенных коллекторов в мезозойских отложениях часть нефти содержится в породах, относящихся к палеозою. Их разработка потребует поиска и привлечения дополнительных технологий.
«ГПН-Развитие», «Мессояханефтегаз», ЯНАО, Тазовский район
Начальные извлекаемые запасы нефти - 337,7 млн тонн
Месторождение входит в группу Мессояхских месторождений, расположенных на Гыданском полуострове (арктической части Западно-Сибирской НГП) и считающихся самыми северными материковыми месторождениями нефти в России. По объемам запасов относится к уникальным. Основные продуктивные пласты приходятся на терригенные коллекторы, но разработка отягощена несколькими негативными факторами. Нефть на Мессояхе - высоковязкая, битуминозная, смолистая, и ее извлечение - процесс энергозатратный. При этом для Гыдана, как и для всего Крайнего Севера, характерно отсутствие необходимой инфраструктуры - электростанций и дорог. Сейчас для полноценной разработки месторождения ведется строительство газотурбинной электростанции и нефтепровода, который соединит месторождение с магистральной трубопроводной системой Заполярье - Пурпе.
Есть и геологические сложности - большинство ловушек на Мессояхе тектонически и литологически экранированы (см. схему). Это означает, что продуктивный пласт испещрен разломами, а толщина коллекторов неоднородна и построение геологической модели требует дополнительных исследований. В тех случаях, когда ловушки относятся к пластовому сводовому или массивному типу и удобны для добычи, сложностью становится наличие обширной переходной зоны - участка на границе водонефтяного раздела, где нефть перемешана с водой. Список проблем дополняют климатические условия - работать приходится с многолетнемерзлыми породами. Их особенность - постоянные микроподвижки, которые могут привести к сминанию скважин. Для борьбы с этим явлением требуется применение особых арктических цементов при строительстве скважин.
«ГПН-Хантос», ХМАО, Ханты-Мансийский район
Начальные извлекаемые запасы нефти - 447,6 млн тонн
Приобское месторождение уникально по запасам нефти. «Газпром нефть» разрабатывает Южную лицензионную территорию, а геологические запасы всего месторождения оцениваются в 5 млрд тонн. Нефть добывается из характерных для Западно-Сибирской НГП терригенных коллекторов мезозойских отложений. Однако нефть Приобки относится к трудноизвлекаемым запасам из-за крайне низкой проницаемости продуктивных пластов, большого количества недонасыщенных коллекторов и пластов с малыми нефтенасыщенными толщинами. Разработка таких залежей требует применения дополнительных методов интенсификации притока: многостадийного гидроразрыва пласта, бурения многоствольных и горизонтальных скважин, подбора оптимальных режимов эксплуатации скважин. В целях максимального повышения эффективности геологоразведки на Приобском месторождении применяется сейсмосъемка 3D. Она позволяет значительно увеличить количество получаемой информации и детализировать представление о строении залежей. Хотя месторождение открыто еще в 1982 году, его рентабельное освоение стало возможным только после внедрения современных технологических решений.
«ГПН Оренбург», Оренбургская область
Начальные извлекаемые запасы нефти - 101 млн тонн
Месторождение относится к Волго-Уральской нефтегазоносной провинции или так называемому второму Баку - по аналогии с первым Баку - первоисточником нефтедобычи в Российской империи. Это обширная территория между Волгой и Уралом, тянущаяся от Сыктывкара до Оренбурга. Нефтегазовый потенциал провинции был предсказан Иваном Губкиным: разработка месторождений в Урало-Поволжье началась еще в 30-е годы прошлого века и успешно продолжается до сих пор.
Основные сложности геологического строения связаны с неоднородностью карбонатных коллекторов, высокой степенью их расчлененности, прерывистостью продуктивных пластов. В силу крайней изменчивости внутреннего строения залежей, большого количества трещин и каверн самых разных размеров и протяженности нефтяники сталкиваются с невозможностью остановиться на какой-то одной оптимальной технологии разработки. В то же время трещиноватость, свойственная карбонатным коллекторам, способствует более быстрому обводнению продукции добывающих скважин по сравнению с терригенными коллекторами. Наличие газовой шапки существенно усложняет подбор оптимальных режимов работы скважин, сейчас в зависимости от расположения скважин применяются различные методы эксплуатации - фонтанные, газлифтные, с использованием электрических центробежных насосов.
Нефть, добываемая на Оренбургском месторождении, типична для Волго-Уральской НГП и относится к «тяжелой» российской нефти - смолистая, парафинистая, со значительным количеством сернистых примесей. Газ газовой шапки - жирный углеводородный, с высоким содержанием агрессивного сероводорода, что требует соблюдения повышенных мер промышленной безопасности при разработке скважин и использования устойчивого к коррозии оборудования.
«ГПН-Ноябрьскнефтегаз» и его филиал «ГПН-Муравленко», ЯНАО, Пуровский район
Начальные извлекаемые запасы нефти - 221,9 млн тонн и 252,5 млн тонн соответственно
Крупнейшие месторождения нефти на Ямале относятся к Западно-Сибирской НГП. Коллекторы терригенные, поровые. Промышленная разработка обоих месторождений ведется с начала 80-х годов ХХ века. Поздняя стадия разработки сопровождается характерными сложностями - высоким обводнением, небольшими дебитами скважин, заколонным перетоком жидкости, связанным с плохим цементированием скважин при их строительстве в советское время. К плюсам можно отнести наличие всей необходимой инфраструктуры и логистических возможностей для транспортировки нефти.
Несмотря на многолетнюю разработку, по-прежнему ведется геологическое изучение как Вынгапура, так и Суторминского месторождения. На Вынгапуровском месторождении проводится доразведка неисследованных территорий. Месторождение включает в себя больше 60 пластов, содержащих нефть, разную по качеству, химическим и физическим свойствам. На Вынгапуре отрабатываются новые методы как геологоразведки, например методика прогноза коллекторов, так и разработки: бурятся горизонтальные, многоствольные скважины, проводятся многостадийные гидроразрывы пласта. Для Суторминского месторождения характерно сложное фациальное строение: в одном пласте может содержаться до 6 залежей нефти, не связанных между собой. При таком строении сложно точно определить местоположение каждой отдельной залежи, требуется бурение большого количества разведочных и эксплуатационных скважин, чтобы охватить весь пласт. В то же время на обоих месторождениях добываются качественные легкие нефти, не требующие в дальнейшем сложной подготовки и очистки от примесей.
GAZPROM NEFT BADRA B. V., Восточный Ирак
Начальные извлекаемые запасы нефти - 99,4 млн тонн
Месторождение относится к нетфегазоносному бассейну Персидского залива. Иракскими проектами «Газпром нефть» заинтересовалась в 2009 году. В 2010-м уже началась разведка на Бадре, а в 2014-м - промышленная эксплуатация месторождения. Как оператор разработки «Газпром нефть» получает от иракского правительства вознаграждение - первая партия нефти сорта Kirkuk отгружена компании 7 апреля 2015 года. В плане геологии Бадра - одно из сложнейших в регионе. Несмотря на крайне удобный тип ловушек - пластовый сводовый, коллекторы здесь карбонатные - доломитизированный трещиноватый известняк со сложным фациальным строением. Нефтяники называют их «пирогом» - за большое количество перемычек внутри пласта.
GAZPROM NEFT MIDDLE EAST B. V., Курдский автономный регион, Ирак
Начальные извлекаемые запасы нефти - 8,7 млн тонн
В 2012 году проектный портфель «Газпром нефти» пополнился контрактами на разведку и добычу на трех блоках в Курдском автономном районе Ирака: Гармиан (в пределах которого впоследствии было открыто месторождение Саркала), Шакал и Халабджа. Месторождения относятся к нетфегазоносному бассейну Загрос.
Курдистан остается одним из немногих регионов в мире, где все еще возможны крупные открытия месторождений УВ. С точки зрения геологии территория Курдистана относится к нефтегазоносному бассейну Загрос, одному из крупнейших в мире. Для этой территории характерны все наиболее актуальные вызовы современной нефтегазовой отрасли - карбонатные трещиноватые коллекторы, интенсивная тектоника, месторождения с нефтяными оторочками.
Дополнительной сложностью для геологов стал гористый ландшафт, осложняющий проведение сейсморазведки, а для инвесторов - риски, связанные с непростой геополитической ситуацией в регионе.
«ГПН-Восток», Томская область, Парабельский район
Начальные извлекаемые запасы нефти - 15,5 млн тонн
Месторождение относится к Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, растянувшейся от Томска до Карского моря. На сегодня Западно-Сибирская НГП - наиболее изученная и богатая запасами, здесь добывается больше половины всей российской нефти. Как правило, добыча в Западной Сибири ведется из терригенных коллекторов юрских отложений. Однако на Урманском месторождении помимо юры разрабатывается также палеозой. Отложения палеозоя более древние и глубокие, чем юрские. По оценкам геологов, нефтяные залежи в палеозое составляют порядка 5–10% всех запасов нефти Западно-Сибирской НГП. Только в Томской области извлекаемые запасы палеозоя могут достигать 1 млрд т.н.э.
Особенность палеозойских залежей в том, что они заключены в трещиноватых карбонатных коллекторах и из-за сложности строения и разработки обычно относятся к нетрадиционным запасам. Обширная газовая шапка и подстилающая вода также осложняют разработку залежи. Наличие большого количества трещин, с одной стороны, обеспечивает коллектору хорошую проницаемость, а с другой - грозит быстрым обводнением, прорывами газа из газовой шапки при разработке месторождения, поглощением бурового раствора и заклиниванием оборудования при бурении. Геологи сталкиваются с необходимостью применения новых технологий при интерпретации сейсмических данных для определения внутреннего строения залежи, направления трещин.
Добыча на месторождении осложняется свойствами самой нефти - по большей части она тяжелая, парафинистая, а холодная сибирская зима располагает к осаждению парафинов на стенках скважин и насосном оборудовании.
Инфографика: Рамблер Инфографика / Алексей Столяров
Инфографика: Рамблер Инфографика / Алексей Столяров, картограф Алексей Высокосов
Территории, представленные на карте нефтегазоносных провинций России, отранжированы по количеству запасов нефти и газа. Также на карте обозначено распределение нефтяных и газовых месторождений. Помимо этого, содержится информация о регионах активности «Газпром нефти» и большинстве месторождений, разрабатываемых компанией.