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.

нефтепроводы для транспортирования товарной нефти от ЦПС до головной НПС магистрального трубопровода:

газопроводы для подачи нефтяного газа от установок сепарации до УПГ, КС, ЦПС, ГПЗ и собственных нужд:

газопроводы для подачи газа от ЦПС до головной КС магистрального трубопровода.

Нефть представляет собой сложную многокомпонентную природную смесь, состоящую из парафиновых, нафтеновых, ароматических углеводородов, гетероатомных соединений, смол, асфальтенов и других компонентов. Кроме этого, в пластовой нефти содержатся различные газы, пластовая вода, неорганические соли, механические примеси.

1. Нефтяные залежи и месторождения

1.1. Формы залегания нефтяных залежей

Нефть насыщает поры, трещины и пустоты в горных породах в недрах Земли. Естественное скопление нефти в недрах называется нефтяной залежью.

Нефтяные залежи, как правило, содержат газообразные соединения, которые могут находиться как в свободном состоянии, так и в растворённом состоянии в нефти. Поэтому нефтяная залежь по существу является нефтегазовой. Газообразные соединения составляют основу попутного нефтяного газа.

В недрах имеются также чисто газовые и газоконденсатные залежи. В газоконденсатных залежах помимо газа в порах пласта содержится некоторый объём жидких соединений - конденсата.

Совокупность залежей нефти или газа, расположенных на одном участке земной поверхности, представляет собой нефтяное или газовое месторождение.

Промышленные залежи нефти и газа обычно встречаются в осадочных породах , имеющие большое количество крупных пор. Осадочные породы образовались в результате осаждения органических и неорганических веществ на дне водных бассейнов и поверхности материков.

Характерный признак осадочных горных пород – их слоистость. Они сложены, в основном, из почти параллельных слоёв (пластов ), отличающихся друг от друга составом, структурой, твёрдостью и окраской. На месторождении могут быть от одного до нескольких десятков нефтяных или газовых пластов.

Если на одной площади всего одна залежь – то месторождение и залежь равнозначны и такое месторождение называется однопластовым. В остальных случаях месторождения многопластовые.

Поверхность, ограничивающая пласт снизу, называется подошвой , сверху – кровлей. Пласты осадочных пород могут залегать не только горизонтально, но и в виде складок вследствие горных процессов. Изгиб пласта, направленный выпуклостью вверх, называется антиклиналью , вниз – синклиналью . Соседние антиклиналь и синклиналь образуют полную складку. Размеры антиклинали в среднем составляют: длина 5…10 км, ширина 2…3 км, высота 50…70 м. Примерами гигантских антиклиналей являются Уренгойское газовое месторождение (длина 120 км, ширина 30 км, высота 200 м) и нефтяное месторождение Гавар в Саудовской Аравии (длина 225 км, ширина 25 км, высота 370 м). В России почти 90% разведанных залежей нефти и газа находятся в антиклиналях.

По проницаемости горные породы делятся на проницаемые (коллекторы ) и непроницаемые (покрышки ). Коллекторы – породы, которые могут вмещать, пропускать и отдавать жидкости и газы.

Рис. 1.1. Схема полной складки пласта

Различают следующие типы коллекторов: поровые (пески, песчаники), кавернозные (имеющие полости – каверны, образовавшиеся за счёт растворения солей водой), трещиноватые (имеющие микро- и макротрещины в непроницаемых породах, например, известняки) и смешанные . Покрышки – практически непроницаемые породы (обычно глины).

Для формирования крупных скоплений нефти и газа необходимо выполнение ряда условий: наличие коллекторов, покрышек, а также пласта особой формы, попав в который нефть и газ оказываются как бы в тупике (ловушке ). Скопление нефти и газа происходит вследствие их миграции в коллекторах из области высоких в область низких давлений вдоль покрышек. Различают следующие основные типы ловушек: антиклинальная, тектонически экранированная, стратиграфически экранированная и литологически экранированная. Тектонически экранированная ловушка образуется вследствие тектонических движений и вертикальных смещений земной коры. Стратиграфически экранированная ловушка образуется вследствие перекрывания коллекторов более молодыми непроницаемыми отложениями. Литологически экранированная ловушка образуется при окружении линз проницаемых пород непроницаемыми породами. Попав в ловушку, нефть, газ и вода расслаиваются.

Нефтяные залежи чаще всего встречаются в антиклинальных ловушках, схема которой представлена на рис. 1.2. Геометрические размеры залежи определяются по её проекции на горизонтальную плоскость.

Рис. 1.2. Схема нефтяной залежи антиклинального типа:

1 – внутренний контур газоносности; 2 – внешний контур газоносности;

3 – внутренний контур нефтеносности; 4 – внешний контур нефтеносности

Поверхность раздела газа и нефти – газонефтяной контакт . Поверхность раздела нефти и воды – водонефтяной контакт . Линия пересечения поверхности газонефтяного контакта с подошвой пласта – это внутренний контур газоносности , с кровлей – внешний контур газоносности . Линия пересечения поверхности водонефтяного контакта с подошвой пласта – внутренний контур нефтеносности , с кровлей – внешний контур нефтеносности .

Кратчайшее расстояние между кровлей и подошвой пласта – это толщина пласта. Расстояние по большой оси ее между крайними точками внешнего контура нефтеносности – длина залежи. Расстояние по малой оси между крайними точками внешнего контура нефтеносности – ширина залежи. Расстояние по вертикали от подошвы залежи до её наивысшей точки – мощность залежи.

Обычным спутником нефти в нефтяных залежах являются пластовые воды , которые обычно находятся в пониженных частях пласта.

Пластовые воды, находящиеся в нижней части продуктивных пластов, называются подошвенными , объём которых обычно в десятки и сотни раз больше нефтяной части. Пластовые воды, простирающиеся на большие площади за пределами залежи, называются краевыми .

В нефтегазовой части пластов вода удерживается в виде тонких слоев на стенках пор и трещин за счет адсорбционных сил. Эта вода при эксплуатации залежи остается неподвижной и называется остаточной или связанной . Ее содержание составляет примерно от 10 до 30% от суммарного объема пор в нефтяных месторождениях и до 70% в газовых месторождениях.

Если в пласте есть свободный газ, то он будет в верхней части пласта в виде газовой шапки .

Раздел между газом, нефтью и водой в нефтяных залежах или между газом и водой в чисто газовых залежах представляет собой сложную переходную область. Из-за подъема воды за счет капиллярных сил в порах пород четкого раздела воды и нефти не существует и содержание воды по вертикали изменяется от 100% до 30% и более в повышенных частях залежи. Высота этой зоны составляет от 3 до 5 метров и более.

Нефть - маслянистая жидкость, обычно черного или красно-коричневого цвета со специфическим запахом и горючими свойствами. Сегодня из данного вещества получают топливо, поэтому можно смело говорить о том, что это наиболее ценное полезное ископаемое на планете Земля (наряду с природным газом). Месторождения нефти есть во многих частях планеты. Большая часть информации в данной статье будет посвящена как раз местам залежей «черного золота».

Общая информация

Нефть и природный газ обычно залегают в одном и том же месте, поэтому нередко эти ископаемые добывают из одной скважины. «Черное золото» обычно добывают на глубине в 1-3 километра, однако нередко его находят как почти на поверхности, так и на глубине более 6 км.

Природный газ представляет собой газовую смесь, которая образуется в результате длительного разложения органических веществ. Как было отмечено выше, крупнейшие месторождения нефти могут располагаться по всему Земному шару. Самые большие находятся в Саудовской Аравии, Иране, России, США. Другое дело, что далеко не все страны могут позволить себе самостоятельную добычу ввиду высоких цен на разработку скважин, покупку оборудования и т. п. По этой простой причине многие месторождения продаются за сущие копейки.

Давайте поговорим о том, где находятся самые значимые залежи «черного золота».

Немного о классификации нефтяных месторождений

Отметим, что далеко не все ископаемые, находящиеся под землей, можно считать месторождениями. К примеру, если залежей слишком мало, то с экономической точки зрения не имеет смысла привозить оборудование и бурить скважину. Нефтяное месторождение - это совокупность нефтяных залежей, располагающихся на определенной территории. Занимаемая площадь колеблется от десятков до сотен километров. По количеству залегаемой нефти месторождения можно разделить на пять групп:

• мелкие - количество полезных ископаемых не превышает десяти миллионов тонн;
• средние - от 10 до 100 млн тонн нефти (к таким месторождениям можно отнести Кукмоль, Верх-Тарское и другие);
• крупное - от 100 млн до 1 млрд тонн (Каламкас, Правдинское и др.);
• гигантские, они же крупнейшие - 1-5 миллиардов тонн нефти (Ромашкино, Соматлор и так далее);
• уникальные, или супергигантские, - более пяти миллиардов тонн (к самым крупным месторождениям можно отнести залежи на Аль-Гаваре, Большом Кургане, в Эр-Румайле).

Как вы видите, далеко не все залежи полезных ископаемых можно отнести к той или иной группе. К примеру, некоторые месторождения располагают не более чем ста тоннами «черного золота». Их не имеет смысла открывать, так как это весьма убыточно.

Месторождение нефти в России

В настоящее время на территории Российской Федерации открыто более двадцати точек, где активно добывается «черное золото». С каждым годом количество месторождений увеличивается, но ввиду сегодняшних низких цен на нефть открытие новых точек является крайне невыгодным. Это касается лишь малых и средних месторождений.

Основная часть скважин располагается в арктических морях, а если говорить точнее, то непосредственно в их недрах. Естественно, что разработка из-за сложных климатических условий несколько затруднена. Еще одна проблема - доставка нефти и газа на перерабатывающий завод. По этой простой причине на территории РФ есть всего несколько таких пунктов, которые осуществляют первичную и вторичную обработку. Один из них - это шлейф Сахалина. Еще один завод находится на материковой части. Обусловлено это тем, что данная территория имеет не одно крупное месторождение нефти в России. В частности, можно говорить о Сибири и о Дальнем Востоке.

Основные месторождения нефти на территории РФ

В первую очередь опишем Уренгойское месторождение. Оно является одним из самых больших и занимает второе место в мировом рейтинге. Количество природного газа здесь составляет примерно 10 триллионов кубических метров, а нефти меньше примерно на 15%. Находится это месторождение в Тюменской области, в Ямало-Немецком автономном округе. Название было дано в честь небольшого поселения Уренгой, которое располагается неподалеку. После открытия месторождения в 1966 г. тут вырос небольшой городок. Первые скважины начали свою работу в 1978 г. Они функционируют по сегодняшний день.

Находкинское газовое месторождение тоже достойно упоминания. Несмотря на то что количество природного газа здесь оценивается в 275 миллиардов кубических метров, в нем находится большое количество «черного золота». Первые добычи начались только через 28 лет после открытия, в 2004 году.

Туймазинское месторождение нефти

У города Туймазы, что в республике Башкирия, находится данное месторождение. Оно было открыто очень давно, еще в 1937 году. Нефтесодержащие пласты залегают относительно неглубоко, примерно на 1-2 км под землей. На сегодняшний день Туймазинское месторождение входит в ТОП-5 крупнейших мест по залежам нефти. Разработка началась еще в 1944 году, и успешно ведется до сих пор. Залежи нефти располагаются на большой площади примерно 40 х 20 километров. Использование передовых методов добычи ценного продукта позволило извлечь основные залежи полезных ископаемых примерно за 20 лет. Кроме того, из девонских пластов было добыто примерно на 45-50% нефти больше, чем при использовании классических способов. В дальнейшем оказалось, что количество «черного золота» в этом месте больше, нежели ожидалось, поэтому оно добывается и по сегодняшний день.

Ковыктинское и Ванкорское месторождения

Ковыктинское месторождение располагается в Иркутской области. Так как скважины в основном находятся на высокогорном плато, это место окружает только лишь тайга. Несмотря на то что изначально тут была открыта добыча природного газа и жидкого газового конденсата, немного позже появились нефтяные скважины, которые оказались довольно богатыми. Безусловно, основные месторождения нефти в РФ - это целая система скважин, которые в совокупности делают государство лидером по добыче «черного золота» во всем мире.

На севере Красноярского края находится Ванкорское месторождение. Его нельзя назвать только лишь нефтяным, ведь тут ежегодно добывается большое количество природного газа. По предварительным оценкам, количество нефти в этом месторождении составляет порядка 260 миллионов тонн, а оьъем природного газа - порядка 90 миллиардов кубических метров. На этом месте находится 250 скважин, а поставка продукта осуществляется Восточным нефтепроводом.

Месторождения «черного золота» в различных странах мира

Стоит обратить ваше внимание на то, что не только в России находятся крупнейшие месторождения нефти. Этого ценного продукта достаточно и во многих других странах. К примеру, на западе Канады, в провинции Альберта, находятся крупнейшие залежи. Там добывается примерно 95% «черного золота» всей страны, кроме того, имеются большие объемы природного газа.

Австрия тоже известна своими богатыми месторождениями. Большая их часть располагается в Венском бассейне. Карта месторождений нефти говорит о том, что добыча производится и в Вендорфе, который располагается на границе с Чехословакией. Также известно месторождение Адерклаа.

Кое-что еще о нефти

Не было сказано о крупнейшем мировом поставщике «черного золота» - Саудовской Аравии. Достаточно того, что тут располагаются залежи на 75-85 миллиардов баррелей (месторождение Гавар). В Кувейте суммарные залежи составляют 66-73 миллиарда баррелей. В Иране постоянно ведется разработка месторождения нефти. На сегодняшний день установлено, что там просто огромные запасы «черного золота». К примеру, пять месторождений оцениваются в сто миллиардов баррелей, а это уже говорит о многом. Однако стоит отметить, что большая часть скважин принадлежит США.

Заключение

Ежемесячно в мире появляется как минимум одно новое месторождение нефти. Безусловно, это полезное ископаемое имеет огромное значение для человека. Из него делают топливо, используют в качестве горючего для транспортных средств и так далее. Нельзя не заметить, что сегодня в мире идет ожесточенная борьба между Соединенными Штатами и Россией за каждую новую нефтяную скважину. Конечно, многие государства пытаются найти альтернативу нефти. Если раньше широко использовался каменный уголь, то сегодня «черное золото» его постепенно вытесняет. Но мировые запасы нефти рано или поздно закончатся, вот тогда придется придумывать что-то новое. Вот почему уже сегодня множество известных ученых пытаются решить проблему альтернативы «черного золота».

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.

Естественное скопление нефти в недрах называется нефтяной залежью. Практически всякая нефтяная залежь содержит и газ, т.е. является по существу нефтегазовой залежью. В природе встречаются также и чисто газовые залежи, т.е. скопления в пористых породах естественного газа.

Основные известные месторождения нефти и газа сосредоточены именно в осадочных породах. Характерный признак осадочных гор­ных пород - их слоистость. Данные породы сложены в основном из почти параллельных слоев (пластов), отличающихся друг от друга со­ставом, структурой, твердостью и окраской. Поверхность, ограничи­вающая пласт снизу, называется подошвой, а сверху - кровлей.

Пласты осадочных пород могут залегать не только горизонтально, но и в виде складок (рис.1), образовавшихся в ходе колебательных, тектонических и горообразовательных процессов. Изгиб пласта, на­правленный выпуклостью вверх, называется антиклиналью, а выпук­лостью вниз - синклиналью. Соседние антиклиналь и синклиналь в совокупности образуют полную складку.

Рис.1.Складка, образованная осадочными породами.

Рис.2.Схемы структурных ловушек.

а - ловушка в сводовой части локального поднятия; б – тектонически

экранированная ловушка в присводовой части локального поднятия.

В России почти 90% найденных нефти и газа находятся в антиклина­лях, за рубежом - около 70%. Размеры антиклиналей составляют в среднем: длина 5... 10 км, ширина 2...3 км, высота 50...70 м. Однако известны и гигантские антиклинали. Так, самое крупное в мире неф­тяное месторождение Гавар (Саудовская Аравия) имеет размеры в плане 225x25 км и высоту 370 м, а газовое месторождение Уренгой (Россия): 120x30 км при высоте 200 м.

По проницаемости горные породы делятся на проницаемые (кол­лекторы) и непроницаемые (покрышки). Коллекторы - это любые горные породы, которые могут вмещать в себя и отдавать жидкости и газы, а также пропускать их через себя при перепаде давления. Наилучшими коллекторскими свойствами обладают поровые кол­лекторы.

Неплохими способностями вмещать в себя и отдавать жид­кости и газы, а также пропускать их через себя могут обладать и дру­гие типы коллекторов. Так, на некоторых месторождениях Саудов­ской Аравии взаимосвязанные системы трещин создают каналы длиной до 30 км. К трещиноватым коллекторам за рубежом приурочено более 50% открытых запасов нефти, а в России - 12%.

Покрышки - это практически непроницаемые горные породы. Обычно ими бывают породы химического или смешанного происхож­дения, не нарушенные трещинами. Чаще всего роль покрышек вы­полняют глины: смачиваясь водой, они разбухают и закрывают все поры и трещины в породе. Кроме того, покрышками могут быть ка­менная соль и известняки.

Промышленные залежи нефти и газа встречаются лишь в осадоч­ных породах. Нефть и газ заполняют поры и пустоты между отдель­ными частицами этих пород.

Известно, что к осадочным породам относятся пески, песчаники, известняки, доломиты, глины и т. п. Однако в глинистых породах промышленных скоплений нефти не встречается. Глинистые пласты в нефтяных месторождениях играют лишь роль непроницаемых перекрытий, между которыми залегают более пористые породы, насыщенные нефтью, газом или водой. Если бы не было глинистых пород, подстилающих и перекрывающих скопления нефти или газа, то последние рассеялись бы по всей толще земной коры.

Для образования нефтяных и газовых залежей кроме наличия пористых пород, закрытых сверху непроницаемыми пластами, тре­буется еще одно условие: определенные структурные формы пласта. Многолетняя практика эксплуатации нефтяных и газовых залежей показала, что в ненарушенных (горизонтальных) пластах нефть и газ не встречаются, все скопления их находятся в различных складках.

Наиболее распространены и имеют наибольшее значение в строении нефтяных и газовых залежей структурные формы антиклинального типа и структурные форм связанны с моноклинальным залеганием пластов. Большинство нефтяных и газовых залежей мира приурочено именно к этим структурным формам.

На рис. 1 представлена схема нефтегазовой залежи пластового типа. Ее основными элементами и параметрами являются геометри­ческие размеры и форма, а также положение внешних и внутренних контуров нефтеносности и газоносности.

Рис.3.Схема нефтегазовой залежи пластового типа

1 – внутренний контур газоносности; 2 – внешний контур газоносности;

3 – внутренний контур нефтеносности; 4 – внешний контур нефтеносности.

Линия пересечения поверхности водонефтяного контакта с кровлей пласта называется внешним контуром нефтеносности, а с подошвой пласта - внутренним контуром нефтеносности.

Скопление свободного газа над нефтью в залежи называется газовой шапкой.

Линия пересечения поверхности нефтегазового раздела с кровлей пласта представляет внешний контур газоносности, а с подошвой пласта - внутренний контур газоносности.

Кроме залежей нефти и газа пластового типа встречаются также массивные нефтяные или газовые залежи, приуроченные к крупным массивам или рифам, сложенным обычно известняками. Существуют также пластовые экранированные и литологически ограниченные залежи нефти и газа.

Постоянными спутниками нефти в нефтяных залежах являются нефтяной газ и пластовая вода. Распределение их по высоте залежи, как видно из схемы на рис. 1, соответствует их плотностям: в верх­них частях антиклинальной или моноклинальной складки находится газ, ниже газа залегает нефть, а последнюю подпирает снизу вода.

Объем пустот в горной породе, состоящих из пор, поровых каналов между отдельными зернами и частицами породы, трещин, каверн и т. п., принято называть пористостью. Численная величина пори­стости определяется отношением общего объема всех пустот в породе ко всему объему породы с пустотами.

Величина пористости различных пород изменяется в весьма широких пределах - от долей процента до нескольких десятков процентов. Так, для изверженных пород пористость колеблется в пределах 0,05 - 1,25% общего объема породы с пустотами, для нефтяных песков - от 18 до 35%, для песчаников - от 13 до 28%. Проницаемость породы зависит от размеров пор и каналов, свя­зывающих эти поры. Чем больше размер пор, тем выше проница­емость и наоборот. Например, глины могут обладать такой же пори­стостью, что и пески, т.е. в единице объема глинистой породы может вместиться столько же жидкости, сколько в таком же объеме песка. Однако вследствие ничтожно малой величины отдельных пор и кана­лов между частицами глины силы сцепления и внутреннего трения в них настолько велики, что движение жидкости или газа в глини­стом пласте почти отсутствует. Глины практически непроницаемы для жидкости и газа.

Кроме геометрического объема нефтяной или газовой залежи, пористости и проницаемости пород, складывающих эту залежь, ее промышленная ценность зависит также от величины пластовой энергии, от качества заключенной в ней нефти и, что особенно важно, - от нефте - и газонасыщенности.

Нефтенасыщенностью (газонасыщенностью) называется отношение объема пор в залежи, заполненных нефтью (газом), к общему-объему пор. Дело в том, что в порах нефте- или газосодержащей породы всегда содержится вода, остающаяся неподвижной в процессе-эксплуатации залежи. Эта вода «связана» с породой вследствие действия сил сцепления породы с водой. Установлено, что из общего объема пор нефтесодержащей породы нефтью бывает заполнено от 60 до 90% пор, остальной: объем пор заполнен водой.

Совокупность залежей неф­ти и газа, расположенных на одном участке земной поверхности, представляет собой нефтяное или газовое месторождение.

На рис.4 схематично изображено многопластовое нефтегазовое месторождение антиклинального типа. В этом месторождении пласт А - чисто газовый, пласты Б и В - нефтяные. Верхняя часть пласта Б заполнена газом, а снизу нефть подпирается пластовой водой.

Рис.4.Схема нефтегазового месторождения.