Ромашкинское месторождение
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, ориентированных в соответствии с общим простиранием вала в направлении на ССВ.
Эти брахиантиклинальные структуры (собственно Ромашкинская, Кудашевская, Миннибаевская и др.) характеризуются очень пологим залеганием крыльев (углы падения не превышают 1—2°) и амплитудами поднятия не более 50—75 м.
По отложениям терригенной толщи девона (живетский ярус, низы франского яруса) вырисовывается единое обширное поднятие, площадью до 4500 км2, на фоне которого слабо выделяются отдельные вздутия: Миннибаевское, Абдрахмановское, Павловское, Азнакаевское и другие, с амплитудами поднятия порядка 15—25 м.
В целом обширная Ромашкинская платформенная структура имеет очень пологие склоны (крылья) с углами наклона до 1°; только на зап. крыле углы падения достигают 2°.
Несоответствие структурных планов по пермским и каменноугольным отложениям, с одной стороны, и терригенной толщей девона, с другой, подчеркивается тем, что наиболее приподнятая, осевая часть Сокско-Шешминского вала проходит в 18—20 км западнее основной девонской Ромашкинской структуры через Шугуровскую брахи-антиклинальную складку, сложенную пермскими и каменноугольными слоями. По отложениям терригенной толщи девона, а также по поверхности кристаллического фундамента Шугуровское поднятие располагается над погруженной их зоной. Промышленная нефтеносность связана главным образом с отложениями терригенной толщи девона, хотя 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.
Громадная залежь нефти пласта ДI относится к структурным, сводовым залежам, правильно окаймляющимся на крыльях поднятия краевыми водами. Пласт ДI представлен пачкой нефтесодержащих песчаников и алевролитов, расслоенных глинами.
Местами пласт приобретает монолитное сложение, будучи представленным сплошным песчаником, местами же он является часто расслоенным глинами. Песчаники, слагающие пласт Др резко варьируют в мощности: от 1 — 2 до 34 м, а на отдельных участках даже полностью выклиниваются (замещаются глинами или алевролитами).
Пористость песчаников колеблется от 15 до 26%, составляя в среднем 21%; проницаемость варьирует от 40 до 2000 миллидарси, но в среднем равна 500—600 миллидарси. Начальные дебиты скважин изменяются от 30—40 до 400 т нефти в сутки при глубинах залегания около 1650—1700 м. Начальное пластовое давление достигало 175 атм.
В связи с пологим строением основного Ромашкинского поднятия значительная часть залежи в пределах внешнего контура нефтеносности подстилается водой, т. е.
образуется очень широкая зона между внешним и внутренним контурами нефтеносности, где нефть «плавает» на воде, в то время как средняя часть залежи на всю мощность пласта ДI насыщена нефтью.
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.
]В настоящее время по такой системе разработки, с применением внутри-контурного заводнения, на Ромашкинском нефтяном месторождении находятся в эксплуатации Миннибаевская, Абдрахмановская, Павловская, собственно Ромашкинская, Зеленогорская и Восточно-Сулеевская площади.
Разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения были начаты в 1953 г. По добыче и природным запасам это месторождение, является одним из крупнейших в мире.
Ромашкинское месторождение на карте
Ромашкинское месторождение — фотографии
Источник: http://www.nftn.ru/oilfields/russian_oilfields/tatarstan_respublika/romashkinskoe/26-1-0-540
Ромашкинское нефтяное месторождение — крупнейшее месторождение СССР. Находитс..
Ромашкинское нефтяное месторождение — крупнейшее месторождение СССР. Находится на юго-востоке Татарской АССР, в 20 километрах от города Бугульма, в 70 километрах от города Альметьевск.Ромашкинское нефтяное месторождение открыто 25 июля 1948 года в Бугульминском районе ТАССР.
Открытие месторождения дало начало масштабному строительству первого поселка нефтяников, названного жителями Зеленогорском, который позднее, 18 августа 1955 года, с присвоением статуса города был переименован в Лениногорск.
#РомашкинскоеНефтяноеМесторождение входит в десятку супергигантских по международной классификации.
В двадцатые годы прошлого века с подачи первого советского правительства началась разведка татарской нефти. Первые экспедиции, отправившиеся с миссией найти месторождения, не были успешными, но уже в 1930 году подход к изысканиям стал более целенаправленным и мотивированными.
Новая попытка была связана с военными действиями и угрозой захвата Германией северокавказских месторождений.Поиски были затяжными, первые опыты разведки нефти начались лишь в 1941 году. Через три года, в районе села Шугурово, при бурении скважины удалось получить приток нефти промышленного масштаба — 15 тонн сырья в сутки.
Месторождение получило название от населенного пункта, вблизи которого разрабатывалась скважина. Шугуровское месторождение, стало отправной точкой в истории татарской нефти, а также приготовило большой сюрприз для первооткрывателей.
В 1946 году было открыто Ромашкинское #нефтяноеместорождение Где находится гигант, сделавший ТАССР одним из значимых промышленных регионов? В двадцати километрах от Шугуровского нефтепромысла, рядом с селом Ромашкино — сегодня здесь расположен город Лениногорск.
В разведывательных целях была заложена скважина, которая через два года бурения дала результаты, превысившие любые ожидания. В ходе изыскательных работ удалось пройти девонский пласт, и 25 июля из скважины забил фонтан нефти дебетом более 120 тонн добычи в сутки.
Открытие Ромашкинского месторождения принесло нефтяникам сталинские премии. Последовавшие исследования потенциала нефтяных залежей показали, что Шугуровское месторождение является частью Ромашкинского, а структура природного хранилища является многопластовой. К добыче нефти в промышленных масштабах приступили в 50-х годах.
Как выяснилось позднее, геологи открыли одно из загадочных месторождений. Первоначальные оценки залежей в #ТАССР оценивались в 710 миллионов тонн нефти, сейчас добыча достигла трех миллиардов тонн.
Специалисты отмечают пульсирующее состояние скважин, которые периодически пустеют и снова заполняются, объяснить этот феномен пока никто не может.
После проведения масштабного изучения потенциала нефтеносных слоев ученые приблизились к пониманию того, как возникло и какой потенциал хранит в себе Ромашкинское нефтяное месторождение. Описание тектонических показателей относит его к Сокско-Шешминскому валу.
Геологическая оценка объема нефти равна пяти миллиардам тонн, а обоснованный резерв запасов и количество добываемого сырья равен трем миллиардам тонн. Глубина, на которой проводится современная разработка, не превышает 1,8 километра. Размеры определены ориентировочно и находятся в пределах 65 х 75 километров. В сутки стартовый объем каждой скважины составляет около двухсот тонн.
Ромашкинское нефтяное месторождение #СССР на сегодняшний день содержит около двухсот выявленных нефтяных залежей. Плотность добываемой нефти составляет от 0,8 грамм на кубический сантиметр до 0,8 грамм на кубический сантиметр при этом присутствие серы и ее компонентов составляет около 2%.
При разработке месторождения были внедрены методы внутриконтурного и законтурного заводнения, теперь применяемые в мировой практике разработки нефтяных приисков. Центром добычи нефти данного месторождения является город Альметьевск.
Источник: https://plus.google.com/102554484642432015512/posts/c1zbLo16WvR
Черное золото не иссякнет и через 100 лет
13.02.2007
Ренат Муслимов
Об авторе: Ренат Халлиулович Муслимов — профессор, доктор геолого-минералогических наук, государственный советник при президенте Республики Татарстан по вопросам недропользования, нефти и газа, председатель Научного совета по геологии и разработке нефтяных месторождений АН РТ.
Значительный эффект при поиске нефти в последнее время приносит изучение пород кристаллического фундамента. Кристаллический фундамент располагается на глубинах от 0 до 15 км. Его перекрывают осадочные породы, в которых и находятся известные месторождения нефти.
Исследования ученых из Татарстана показали, что кристаллический фундамент играет важнейшую роль в постоянной «подпитке» нефтяных месторождений осадочного чехла новыми ресурсами за счет притока углеводородов по скрытым трещинам и разрывам из глубин.
Указаний на подток нефти из глубин достаточно много. В Татарстане отмечен ряд залежей, по которым уже извлечены все запасы, а добыча нефти продолжается.
Но главным объектом исследований татарских ученых является супергигантское Ромашкинское месторождение – идеальный объект изучения этой важнейшей проблемы (рис. 1).
Многолетние изучения процессов разработки месторождений в Татарстане демонстрировали закономерное ухудшение свойств остаточной нефти по мере разработки в направлении образования окисленной, осерненной, малоподвижной, биодеградированной нефти, т.е. плотность нефти закономерно увеличивается.
Однако на фоне общего увеличения плотности на Миннибаевской площади были выявлены периодические уменьшения их значений до уровня первоначальных, фиксируемые в отдельных скважинах. Методами спектрального анализа было продемонстрировано наличие в рядах естественных вариаций плотности нефти с периодом около 5–5,5 лет.
Эти скважины расположены на площади закономерно. Также выявлены сотни скважин с инверсией дебитов (долговременное падение «вдруг» без видимых причин сменяется их ростом), что резко противоречит «закону» падающей добычи нефти и имеет, по нашему мнению, прямое отношение к предполагаемому феномену.
Причем максимальные значения средних дебитов «аномальных» скважин к дебитам «нормальных» закономерно повторяются через 14 лет (рис. 2).
В итоге исследований было доказано существование на Южно-Татарском своде (ЮТС) единого источника нефтегенерации для залежей нефти и природных битумов (ПБ), а также то, что формирование месторождений происходит за счет вертикально восходящей миграции нефтегазоносных флюидов через разломы, секущие кристаллический фундамент и нижние горизонты осадочного чехла. В настоящее время кристаллический фундамент (КФ) в Татарстане, представленный архейско-протерозойскими породами возрастом 1,7–3 млрд. лет, с полным правом может рассматриваться объектом самостоятельных поисковых работ. Наряду с продолжением и совершенствованием поисково-разведочных работ на нефть на традиционный палеозойский осадочный комплекс необходимо развивать планомерные, опирающиеся на современные научные обоснования и мировой опыт исследования глубокозалегающих пород докембрийского кристаллического фундамента с целью комплексного изучения их внутренней глубинной структуры, взаимоотношений различных толщ и систем разломов неоднородного гранито-гнейсового слоя Татарского свода и обрамляющих его впадин.
Сегодня в Татарстане после 35-летнего периода специального изучения кристаллического фундамента началось проведение конкретных поисковых работ на нефть-газ в породах кристаллического фундамента.
Более того, можно говорить о подпитке и регенерации месторождений осадочного чехла из глубин планеты и даже о возможном искусственном ускорении этого процесса. В этом вопросе геологи Татарстана продвинулись достаточно далеко вперед.
Проведенные учеными исследования позволяют считать, что обнаруженные реликты углеводородных (УВ) зон дробления свидетельствуют о наличии углеводородных потоков (УВ-флюидов) в этих зонах, которые в неоднородном термоградиентном поле фундамента последовательно перегонялись из нижних зон в верхние под воздействием температурного поля и явлений компрессия–декомпрессия. Это подтверждается также сходством УВ-фундамента и чехла, особенностями состава вод зон деструкции и чехла.
Нефть скрыта в фундаменте
Большую роль в изучении фундамента сыграло проведение и интерпретация региональных сейсмопрофилей, профиля ГСЗ, бурения 29 скважин со вскрытием фундамента на глубину выше 100 м и обобщения их результатов. Особенно большое значение имело бурение двух сверхглубоких скважин: скважина 20 000 на Ромашкинском (вскрытая мощность фундамента составила 3215 м), скважина 20 009 (вскрытая мощность фундамента 4077 м).
Генетическая тождественность нефти из палеозойского комплекса и битумоидов фундамента аргументирует доминирующую роль восходящей вертикальной миграции нефти, источник которой в осадочном чехле над ЮТС отсутствует.
Многолетними исследованиями установлено, что кристаллический фундамент Татарского свода – потенциальный генератор углеводородов Ромашкинского месторождения, которое является уникальным не только по запасам, но и по условиям локализации и дифференциации углеводородов.
Длительные и широкомасштабные исследования влияния кристаллического фундамента на нефтегазоносность осадочного чехла объективно привели нас к выводу о постоянной «подпитке» месторождений в палеозое глубинными флюидами (с углеводородным «дыханием») кристаллического фундамента, в перманентном режиме генерации сложных углеводородных систем с периодичным поступлением углеводородов в верхние горизонты земной коры и осадочного чехла.
Все это, а также периодическое появление (увеличение) содержания «свежего» нормального глубинного бутана, совпадающее с изменением солнечной активности (процессы сжатия и растяжения) земной коры и др.
, побуждают усилить исследования процессов «подпитки» месторождения углеводородами из глубин через нефтеподводящие каналы, а в будущем поисков путей искусственной интенсификации этих процессов для обеспечения стабильной, сбалансированной с этим процессом добычи нефти.
Это обеспечит второе рождение Ромашкинского месторождения после завершения его разработки современными новейшими технологиями увеличения нефтеотдачи (МУН).
Ромашкинское месторождение не иссякнет спустя столетия
═
Исследования показали, что числящиеся на балансе запасы нефти на Ромашкинском месторождении будут добыты к 2065 году, а с учетом планируемых объемов доразведки, переоценки запасов и самое главное – с внедрением МУН более высоких поколений разработка месторождения продлится до 2200 года, и с учетом «подпитки» из глубин недр этот срок может исчисляться столетиями (рис. 3). Но месторождения не только подпитываются, но одновременно, как любой живой организм, непрерывно подвергаются разрушению. Результатами разрушения девонских и каменноугольных залежей являются тяжелые нефти и природные битумы (ПБ) пермских отложений Татарстана. Легкие нефти нижних горизонтов палеозоя, мигрируя вверх по разрезу, окислялись и в ряде случаев из-за изменения реологических свойств превратились в покрышку, способствующую большему сохранению залежей нефти нижележащих горизонтов.
Вышеизложенные факты позволяют сформулировать новую стратегию нефтепоисковых работ, а в дальнейшем и разработки нефтяных месторождений.
Источник: http://www.ng.ru/energy/2007-02-13/11_blackoil.html
Открытие Ромашкинского месторождения
Открытие Шугуровского месторождения стало скорее запятой, а роль жирного восклицательного знака в истории освоения татарстанских недр сыграло Ромашкинское месторождение.
В условиях, когда споры о нефтеносности подземных недр Волго-Уральского региона продолжали будоражить научные круги, последнее слово оставалось все же за геологами и буровиками.
Открытие все новых и новых нефтяных слоев позволяло науке выдвигать все более смелые гипотезы о промышленных запасах нефти в этом регионе.
Развертывание и расширение нефтеразведочных работ и строительство Шугуровского нефтепромысла стали отправными точками для создания в Татарии новой нефтяной базы страны — «Второго Баку». Историческую значимость возникновения нового мощного центра нефтедобычи и нефтепереработки невозможно переоценить. Это было событием поистине мирового масштаба.
]
Между тем открытия следовали одно за другим. В мае 1944 года буровая бригада Я.М. Буянцева скважиной №2 вскрыла промышленную нефтеносность верей-намюрских отложений. Первоначально скважина давала до сорока тонн нефти в сутки, а затем начала эксплуатироваться самоизливом, давая до десяти тонн нефти в сутки.
Открытие второго продуктивного горизонта в нижнем карбоне имело значение не только само по себе, но и служило доказательством, что геологи и поисковики находятся на верном пути. Скважины дали уникальный материал, обобщив который, удалось доказать, что рельеф докембрийского кристаллического фундамента имеет подъем от Шугурова в северо-восточном направлении к деревне Тимяшево.
И именно в этом направлении необходимо продолжать поиск более продуктивных нефтяных пластов.
Открытия нефтяников из соседних республик и областей очерчивали область наиболее перспективного поиска, центр которого находился в Альметьевском регионе. Несомненно,
что нефтеразведчики находились в шаге от новых открытий.
В это время было принято несколько правительственных постановлений, сыгравших определяющую роль в развертывании строительства новых нефтепромыслов. Уже в марте 1944 года СНК СССР принял постановление о развитии разведочных работ и подготовке к строительству нефтяного промысла на Шугуровском месторождении.
В этом документе перед нефтяниками были поставлены большие задачи по наращиванию буровых работ и открытию новых перспективных месторождений нефти для промышленного освоения.
В частности, уже в 1944 году требовалось пробурить семь глубоких разведочных скважин общим метражом 4750 метров и довести количество работающих станков в бурении на Шугуровском месторождении до четырех. Большая часть работы по освоению этого месторождения легла на Татарию.
Из республиканского фонда были выделены строительные материалы, мобилизовано пятьсот рабочих из числа местных сельских жителей,
а для перевозки оборудования и строительных материалов — сто подвод с возчиками.
Однако создать в короткие сроки действующий нефтепромысел оказалось достаточно сложно и технически, и организационно.
Для этого требовалось свернуть работы на части нефтеразведочных скважин и перебазировать буровое оборудование, набрать штат рабочих, не говоря уже о квалифицированных кадрах буровых мастеров и геологов.
Для обустройства Шугуровского месторождения трест «Центроспецстрой» создает в Шугурове строительно-монтажную контору
№4. На новое месторождение направляется целая группа руководящих работников и опытных геологов и буровиков.
И все равно этих усилий оказалось недостаточно. Сразу после окончания войны, в мае 1945 года на специальном заседании ГКО рассматривался вопрос о дальнейшем ускорении ввода в строй нового нефтепромысла. Приказом Наркомнефти на базе Шугуровского месторождения создается укрупненный нефтепромысел с подчинением Главнефтедобыче.
Поставлена задача к концу 1945 года довести суточную добычу нефти до ста тонн. Тогда же было принято решение продолжить разведку девонских пластов, в частности на Шугуровском месторождении. Был произведен набор рабочих, тресту «Татгеологоразведка» выделены буровые станки, дизели, передвижные электростанции, трактора, различное оборудование и материалы.
И все же преодолеть послевоенную разруху и целый ряд организационных и технологических трудностей не удавалось.
Между тем в работу постепенно включались новые специалисты, вернувшиеся с фронта геологи.
В их числе был и Рафгат Шагимарданович Мингареев.
Сначала он возглавил производственно-технический отдел Шугуровского нефтепромысла, потом стал сменным помощником директора, главным инженером и директором нефтепромысла, а впоследствии начальником объединения «Татнефть» и заместителем министра нефтепрома. Полным ходом шло строительство производственных помещений и жилья для рабочих.
Да, татарская нефть была открыта и началась ее добыча, но эти запасы, по сути дела, не были включены в производственный цикл в масштабах всей страны.
Не была организована постоянная и бесперебойная доставка нефти к транспортным коммуникациям. Для полноценной эксплуатации скважин требовалось ввести в строй нефтепровод от Шугуровского месторождения до станции Клявлино.
Для решения этой задачи потребовались усилия всей республики. С огромным трудом
и напряжением сил, но строительство нефтепровода началось.
Постепенно давала плоды и целененаправленная работа по разведке девонских пластов. 17 сентября 1946 года бригада буровиков мастера С.Ф. Баклушина из треста «Туймазынефть» в Бавлах на глубине 1770 метров вскрыла мощный нефтеносный горизонт девонского происхождения с высоким суточным дебитом нефти. Это открытие укрепило уверенность нефтеразведчиков
в правильности взятого курса на развертывание буровых работ не только в каменноугольных, но и девонских отложениях.
Особые надежды были связаны с бурением скважин близ деревни Ромашкино (Тимяшево) Новописьмянского района. Именно здесь в результате бурения скважины № 3, которое вела бригада молодого бурового мастера С.Ф. Кузьмина из Шугуровской нефтеразведки (начальник А.В.
Лукин), было открыто Ромашкинское месторождение нефти в продуктивной толще девона.
25 июля 1948 года при испытании скважины получен фонтан: более ста двадцати тонн безводной нефти в сутки! Впоследствии оказалось, что это не только самое крупное месторождение нефти
в Татарстане, но и одно из крупнейших в мире.
Учитывая новые геологические критерии поиска нефти в слоях девона, геологи треста «Татарнефть» А.М. Мельников, С.П. Егоров, Г.Я. Якупов и другие применили методику широкого охвата разведочным бурением территории вокруг скважины №3, на расстоянии пять – десять километров. И все они дали нефть.
]
Полностью подтвердились предположения о нефтеносности девона и за пределами Ромашкинской структуры. Впоследствии с использованием этой методики были открыты Миннибаевская, Абдрахмановская, Павловская и другие девонские нефтеносные площади.
Позднее ее эффективность была подтверждена при разведке Самотлора и других крупных западносибирских месторождений.
Геологи блестяще справились со своей задачей. Теперь инициатива перешла
к производственникам, которым предстояло организовать добычу и транспортировку нефти.
Источник: http://www.tatneft.ru/o-kompanii/istoriya-gruppi-tatneft/ot-pervogo-mestorozhdeniya—do-stanovleniya-kompanii-tatneft-1943—1990/otkritie-romashkinskogo-mestorozhdeniya?lang=ru
Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Cтраница 2
ДляРомашкинского нефтяного месторождения в Татарии, продуктивность которого связана с девонскими и каменноугольными отложениями, предусмотрены два этажа разведки. Скважины первого этажа вскрывают высокодебитные залежи девона, а второго предназначены для разведки менее продуктивной терригенной и карбонатной толщи карбона. [16]
Разработкауникального Ромашкинского нефтяного месторождения является в экологическом отношении сложным и ответственным видом деятельности человека. [17]
| Схема положений внешнего и внутреннего контуров нефтеносности. [18] |
НаРомашкинском нефтяном месторождении около Vs части девонской залежи нефти подстилается подошвенной водой. Начальная нефтеносная площадь пласта Дг Бавлинского нефтяного месторождения более чем на 62 % имеет подошвенную воду.
Если залежь подстилается полностью подошвенной водой, как, например, залежи пласта IV — б Мухановского месторождения Куйбышевской обл. Дху Бавлинского месторождения, то на плане может быть проведен только внешний контур нефтеносности.
[19]
НаРомашкинском нефтяном месторождении в отложениях бобриковского горизонта нижнего карбона насчитывается 13 укрупненных залежей нефти.
Проектирование разработки и освоение этих залежей осуществлялось группами поочередно.
В группу первоочередных объектов были отнесены наиболее крупные пять залежей, в которых содержалось более 60 % общих извлекаемых запасов всех залежей бобриковского горизонта. [20]
| Головка под-насосного электронагревателя. [21] |
НаРомашкинском нефтяном месторождении в Татарии для электротепловой обработки применена конструкция проточного электронагревателя ТатНИПИнефти ( рис. 97), в которой герметичность кабельного ввода обеспечивается при любом забойном давлении. [22]
Наизвестном Ромашкинском нефтяном месторождении в Татарии, которое сорок лет назад, в пору начала разработки, было одним из крупнейших в мире, для девонских отложений для основных нефтяных пластов региональным репером является пласт верхний известняк.
Вниз от поверхности этого верхнего известняка выполняют отсчеты и корреляцию нефтяных пластов и слоев.
Поэтому интересно узнать: насколько сама эта опорная поверхность подвержена колебаниям ( понятно, не во времени, а в пространстве) и насколько предсказуемы эти колебания. [23]
Нагигантском Ромашкинском нефтяном месторождении можно выделить значительное число участков, где действительно имело место существенное снижение начального пластового давления в связи с задержкой освоения системы его поддержания. [24]
На скважинахРомашкинского нефтяного месторождения интенсивность отложения парафина сравнительно высокая, однако манифольды и выкидные линии скважин запарафиниваются медленно. [25]
Алькеевская площадьРомашкинского нефтяного месторождения находится в разработке более 40 лет. [26]
Как известно, Ромашкинское нефтяное месторождение входит в число крупнейших нефтяных месторождений мира. Эти пласты залегают очень полого, почти горизонтально, с наклоном порядка десяти минут. Пласты разделены на слои. Между пластами и между слоями имеются практически непроницаемые глинистые прослои.
Но разделение пластов на слои, выдержанность пластов и слоев по площади распространения, а также выдержанность непроницаемых прослоев между пластами и слоями являются нерегулярными. При сравнительно небольшой мощности слоев и пластов месторождение обладает очень большой нефтеносной площадью.
К этому необходимо еще добавить, что нефтяные пласты обладают сравнительно невысокой гидропро-водностью. [27]
Разработка и эксплуатацияРомашкинского нефтяного месторождения осложняется коррозией напорных нефтепроводов системы нефтесбора внутренней коррозией.
Внутренняя коррозия приводит к значительным потерям металла, преждевременному выходу из строя трубопроводов, связана с дорогостоящими ремонтами напорных нефтепроводов системы нефтесбора, вызывая при этом значительное загрязнение окружающей природной среды.
Анализ отказов напорных трубопроводов систем нефтесбора в НГДУ Иркенннефть показывает, что в 1999 году на число отказов, связанных с внутренней коррозией, приходится 27 0 % от всех отказов. [28]
Из рассматриваемых площадейРомашкинского нефтяного месторождения по Ташлиярской и Сармановской проектная нефтеотдача обеспечивается при отборе жидкости до одного порового объема. По этим площадям реально обеспечить нефтеотдачу выше проектной.
По Миннибаевской, Альметьевской, Северо-Альметьевской, Березовской, Восточно-Сулеевской, Алькеевской, Холмовской и Карамалинской площадям проектная нефтеотдача может быть достигнута при отборе жидкости не превышающим 150 % от порового объема.
При существующей системе задача эта практически не реальна. На 1.01.97 г. из пластов продуктивного горизонта Абдрахмановской площади извлечено жидкости в количестве 109 8 % от объема порового пространства.
По Южно-Ро — машкинской и Восточно-Лениногорской площадям достижение проектной нефтеотдачи выходит за рамки 200 % отбора жидкости. [29]
Анализ хода разработкиРомашкинского нефтяного месторождения имеет как теоретическую, так и практическую ценность.
На основе такого анализа могут быть выданы рекомендации по дальнейшей разработке этого месторождения, по совершенствованию разработки других нефтяных месторождений Татарии и по проектированию рациональной разработки новых нефтяных месторождений страны, прежде всего — крупных и крупнейших месторождений, расположенных в Западной Сибири. [30]
Страницы: 1 2 3 4
Источник: http://www.ngpedia.ru/id144240p2.html
Ромашкинское месторождение дало более 2,2 млрд т нефти
(Казань, 23 апреля, «Татар-информ», Анвар Маликов). На Ромашкинском месторождении в Татарстане к началу текущего года добыто в общей сложности более 2,2 млрд. т нефти. Всего здесь пробурено 27,25 тыс. скважин, из них сегодня действуют 12,01 тыс. добывающих и 6 тыс. 191 нагнетательных скважин. Об этом сообщили в ОАО «Татнефть».
Начало освоению нефтяных богатств Татарстана положила скважина №1, пробуренная в 1943 году в пределах Шугуровской площади. В июле 1948 года скважина №3 у села Ромашкино дала фонтан девонской нефти. Так было открыто Ромашкинское месторождение.
Последующие исследования показали, что месторождение является многопластовым. Нефтеносность на нем установлена в 22 горизонтах девона и карбона, промышленные притоки получены из 18 горизонтов.
Размеры этого месторождения по основным эксплуатационным объектам измеряются десятками километров, а разрез осадочной толщи – около 2 км.
Оказалось, что открытое в 1943 году Шугуровское месторождение является окраиной Ромашкинского месторождения.
]
К настоящему времени в Татарстане открыто более 100 нефтяных месторождений, из которых большая часть находится в разработке. За все время в республике добыто более 3 млрд. т нефти, в т.ч.
доля Ромашкинского месторождения составила более 70 процентов. В данное время на него приходится 58,8 процента от общей добычи нефти по ОАО «Татнефть». В 2011 году добыча нефти по Ромашкинскому месторождению – 15,25 млн.
т при обводненности 85,6 процента.
С 2007 года на Ромашкинском месторождении применяется дифференциация НДПИ с целью стабилизации добычи нефти и сохранения в работе действующего фонда скважин.
Источник: https://news.mail.ru/economics/8743054/
Ромашкинское нефтяное месторождение
— крупнейшее месторождение Волго-Уральской провинции на юге Татарстана находится в Лениногорском районе в 70 км от г. Альметьевск. Открыто в 1948 году.
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
История промышленной разработки Ромашкинского нефтяного месторождения ведёт начало с 1943 г.
Разведовательное бурение проводившееся в 1943—1944 годахпозволило открыть Шугуровское месторождение и накопить уникальный материал, обобщив который, удалось доказать, что рельеф докембрийского кристаллического фундамента имеет подъем от Шугурова в северо-восточном направлении к деревне Ромашкино (Тимяшево). И именно в этом направлении было принято продолжать поиск более продуктивных нефтяных пластов. В 1948 году у деревни Ромашкино (Тимяшево) бригадой мастера Сергея Кузьмина и бурильщика Рахима Халикова был вскрыт мощный девонский пласт. 25 июля при испытании скважины получен фонтан дебитом более 120 тонн в сутки. С началом освоения мощные нефтяные месторождения на юго-востоке Татарской АССР в СССР были названы «Вторым Баку».
Ромашкинское нефтяное месторождение входит в двадцатку супергигантских месторождений мира. Его открытие и освоение на многие годы определило развитие всей нефтяной промышленности страны.
Месторождение уже несколько десятилетий служит настоящим полигоном для испытания многих новейших технологий и передовой техники в области разведки недр, проходки скважин, нефтедобычи, которые нашли широкое применение не только на промыслах «Татнефти», но и в масштабах всей страны и за её пределами.
Так метод внутриконтурного заводнения, впервые нашедший применение на Ромашкинском месторождении, стал классическим примером рациональной разработки крупного месторождения, который широко применяется во всём мире.
За внедрение этого метода — за труд «Новая система разработки нефтяных месторождений с применением внутриконтурного заводнения, её осуществление на крупнейшем в СССР Ромашкинском нефтяном месторождении» в 1962 г.
большой группе специалистов «Татнефти» и учёных ВНИИнефти была присуждена Ленинская премия.
«Ромашкино» и сегодня остаётся главным месторождением Татарстана. В год оно даёт более 15 млн нефти, или половину объёмов, добываемых в республике. Из его недр отобрано более 2,2 млрд тонн нефти, при этом сохраняется высокий потенциал месторождения.
Источник: http://nstuema81.narod.ru/index/0-3
Загрузка...
