≡× МЕНЮ

• Постройки
• Отделка
• Кладка
• Раствор
• Расчет

Хмао - территория нефти. Полезные ископаемые хмао

Что интересного в добыче нефти? - скажете вы. Об этом писали много, часто и все давно разложено по "полочкам". Однако, все меняется и в этой классической отрасли. Незаметно для нас с вами происходят большие изменения. Это связано, в первую очередь, с тем, что легкой нефти практически не осталось, а добыча сложной нефти требует рационального подхода и новых цифровых технологий.

Совсем недавно мы побывали на Южно-Приобском месторождении «Газпромнефть-Хантоса», которое находится недалеко от Ханты-Мансийска. Месторождение открыто в 1982 году. В разработку введено в 1999 году. Эксплуатационное бурение ведется с 2002 года. Площадь ЮЛТ Приобского месторождения: 2253,8 кв. км.
Начальные геологические запасы составляют более 1,5 млрд тонн. Из-за крайне низкой проницаемости продуктивных пластов разработка Южно-Приобского месторождения долгое время считалась нерентабельной. За счет применения новых технологий, в частности, гидроразрыва пласта (об этом расскажем чуть позже), компании удалось не только начать его разработку, но и кратно повысить объем добычи: с 2,7 млн тонн н. э. в 2005 году до 15,2 млн тонн н. э. в 2017 году:

Скважины

Месторождение «поделено» на так называемые "кусты". Куст - это площадка, на которой расположены устья нескольких наклонно-направленных скважин. Как правило, в одном кусте находятся 12-24 скважины с единой системой управления и контроля.

1. Мы побывали на одном из кустов и посмотрели, как ведется добыча нефти. Для того, чтобы попасть на объект, необходимо переодеться в спецодежду, пройти инструктаж по технике безопасности и получить допуск. Все очень серьезно:

2. Если честно, я ожидал увидеть традиционные качалки. Оказывается, эти технологии ушли в прошлое вместе с дисковыми телефонами. Сейчас нефть выкачивается более эффективными способами. На снимке видно 7 действующих скважин. За ними находится буровая установка, которая бурит очередную скважину. Благодаря рельсовой подвижной основе она перемещается по территории куста:

3. Скважина имеет глубину более 3-х километров. После бурения и подготовки в ствол скважины опускается специальный электрический насос, который и выполняет роль привычной нам огромной качалки. Насосам необходимо электропитание, поэтому вместе с насосом в скважину спускается специальный бронированный кабель, по которому подается электрический ток. Все электромагистрали проложены по "воздуху" на опорах, что дает визуальный контроль и обеспечивает безопасность подачи электричества:

4. Один насос потребляет около 600 кВт в час. Для контроля эффективности расхода электричества предусмотрены специальные цифровые решения о которых мы поговорим чуть позже:

5. На обслуживании скважин работают специально обученные люди - операторы. Это квалифицированные рабочие из разных регионов России, прошедшие подготовку и аттестацию. Работа на добыче нефти осуществляется сменным вахтовым методом:

6. Все управление осуществляется удаленно из центра управления добычей (ЦУД). У каждого оператора есть смартфон со специальным приложением, на который поступают задания из ЦУДа. Оператор продемонстрировал нам, как проводилась работа в доцифровую эпоху. На смартфон (до появления смартфона задание выдавалось через запись в журнал) поступило задание измерить уровень нефтесодержащей жидкости в скважине и взять забор пробы:

7. Оператор отправляется к скважине с набором специальных инструментов и емкостей. Из скважины качается не нефть, а нефтесодержащая жидкость, которая состоит из воды, газа, примесей и, собственно, самой нефти. Для забора пробы необходимо сначала пропустить часть верхней жидкости. Для этого используется ведро. Суть та же, когда мы пропускаем грязную воду после ремонта труб из-под крана. Далее делается забор в несколько бутылок:

9. Пласт нефтесодержащей жидкости, из которого ведется добыча, находится на значительной глубине. Если уровень растет, значит насос засоряется, либо пласт стал больше давать, если падает - пласт дает меньше расчетного объема добычи. Периодический замер уровня жидкости в скважине необходим для точного определения характеристик электрического насоса, а также подтверждения точности настроек контрольных датчиков, установленных в скважине:

10. Многие нефтедобывающие компании до сих пор работают по старинке, качая нефть качалками, производя ручной забор проб и отбивая уровень в скважине вручную. «Газпромнефть-Хантос» уже давно оснастил кусты добычи автоматизированными групповыми замерными установками (АГЗУ), предназначенными для измерения количества сырой нефти, нефтяного газа и дальнейшей программной обработки результатов, передачу их в систему телеметрии по каналам связи.
 Весь процесс максимально автоматизирован и оснащен удаленным контролем:

11. Еще одна система цифрового управления добычей - станция управления насосами:

12. Здесь установлены приборы слежения и управления насосами, которые находятся в скважинах. Все программное обеспечение и начинка российского производства. Операторы следят за давлением в скважинах, уровнем и температурой. Например, вот текущее значение в одной из скважин. Уровень пластовой жидкости 2633 метра, температура на этой глубине +97 градусов. В таких условиях работают насосы:

Гидравлический разрыв пласта

Самое время поговорить о современных способах добычи нефти. Сейчас практически все скважины имеют горизонтальное окончание. Что это значит? Сначала бурится скважина вертикально до определенной отметки, после чего изменяется направление бурения и ствол скважины уходит в горизонтальную плоскость. Залежи нефти все чаще расположены в маломощных пластах, залегающих в труднодоступных местах (под реками, озерами, болотами), и этот способ бурения наиболее эффективен для последующей добычи. 
Чтобы увеличить количество добываемой пластовой жидкости, делается гидроразрыв пласта (ГРП).

Под высоким давлением в пласт закачивается смесь жидкости и специального расклинивающего агента (пропанта). В процессе подачи смеси формируются высокопроводящие каналы (трещины ГРП), соединяющие ствол скважины и пласт, которые закрепляются пропантом. По этим каналам нефти гораздо проще поступать из пласта в скважину. При многостадийном ГРП (МГРП) в одном стволе горизонтальной скважины проводится несколько операций гидроразрыва. Таким образом, обеспечивается многократное увеличение зоны охвата пласта одной скважиной.

Фото кликабельно для увеличения:

Буровая установка

13. Одну из основных, начальных работ в нефтедобыче выполняет буровая установка. Состав буровой установки: буровая вышка, спуско-подъемные механизмы, бурильная колонна:

14. Бурильная колонна состоит из бурильных труб, предназначена для передачи нагрузки при бурении на долото, транспортировки бурового раствора на забой скважины с последующим выносом выбуренной породы. Длина бурильной колонны напрямую зависит от глубины скважины:

15. В основании бурильных труб устанавливается долото, которое и осуществляет бурение. Долото имеют разные размеры, форму и рабочие поверхности в зависимости от толщины породы, которые требуется пробурить. Ресурс износа одного долота около 10 тыс. метров бурения.

Для примера два разных долота до использования/после:

16. Весь процесс бурения полностью автоматизированный и управляется программно:

17.

18. При бурении скважин, добыче и транспортировке нефти большое внимание отводится сохранению экологии. Все отходы вывозятся и утилизируются, а побочные продукты, такие как газ и вода, идут на вторичную переработку. Экологическую чистоту лучше всего передают лебеди, которые облюбовали озера рядом с местами добычи:

Центр подготовки нефти

Переезжаем с куста добычи несколько километров и попадаем в цех подготовки и перекачки нефти.

Как уже было сказано, из скважины добывается не нефть, а нефтесодержащая жидкость, в которой кроме самой нефти присутствует большое количество воды, газа и других примесей. Для ее очистки и дальнейшей транспортировки жидкость сначала попадает в установку подготовки нефти. Затем товарная нефть поступает на приемо-сдаточный пункт нефти, здесь же происходит ее коммерческий учет и откачка для дальнейшей сдачи в систему Транснефти. 



19. Территория, на которой находится установка подготовки нефти, походит на приличный нефтеперерабатывающий завод:

Основной процесс подготовки термо-химический. Продукция скважин по системе нефтесбора поступает в систему сепарации, где происходит предварительное отделение газа от жидкости. Отделение в сепараторах происходит путем перепада давления. Водонефтяная эмульсия отправляется на предварительную площадку подогревателей, где она нагревается и на следующей ступени смешивается с химическим эмульгатором на основе метанола, который позволяет улучшить отделение нефти от воды.

После подогрева эмульсия попадает на площадку трехфазных сепараторов. Это огромные бочки, разделенные на две камеры. Из-за разности в плотности вода попадает в нижнюю камеру, нефть в верхнюю. Также выделяется газ второй ступени, оставшийся после первой сепарации. Через перегородку нефть перетекает в третью камеру, после чего отправляется еще на одну ступень сепарации, где из нее отделяется оставшийся газ. Таким образом получается нефть, которая уже готовится к дальнейшей транспортировке.
 Отделенная пластовая вода очищается здесь же от различных примесей и в дальнейшем используется для закачки под огромным давлением в пласты для гидроразрывов.
 Полученный газ со всех трех ступеней сепарации частично используется для собственных нужд (печей, котелен и производства собственной электроэнергии), но большая его часть отправляется на газопереработку. 
Получается практически безотходное производство.

20.

21. Как и при добыче, процесс подготовки нефти максимально автоматизирован. За ходом всего процесса следит оператор:

22. Здесь же находится химическая лаборатория. После каждого этапа сепарации образцы продуктов проходят тщательный химический анализ на соответствие к техническим требованиям.

23.

24. Лаборатория оснащена по последнему слову техники. Вот, например, прибор определения точки росы. Этот прибор нужен для определения состояния газа. К слову сказать, он отечественного производства, хоть и стоит больше трех миллионов рублей:

Цех добычи нефти

25. Перемещаемся на следующую локацию «Газпромнефть-Хантос». Центральная инженерно-технологическая служба (ЦИТС). Здесь осуществляется полный контроль и цифровое управление всеми этапами добычи нефти:

26. Сюда стекаются все показания и отчеты работы оборудования буровых и скважин. Диспетчера отслеживают параметры и объемы добычи, распределяют задания операторам на местах (см. фото 6).

27. Осуществляется видеонаблюдение и контроль за работой кустов и скважин:

28. На мониторе отображается вся структура работы месторождения. Операторы имеют возможность корректировать объем добычи, вносить изменения в работу оборудования для оптимизации всего процесса:

29. Так выглядит карта текущих отборов нефти с визуализацией по кустам. Все это видоизменяется в режиме реального времени:

30. Диспетчерская служба в круглосуточном режиме следит за работой электросетевого оборудования и электростанциями, работающими на месторождениях «Газпромнефть-Хантоса». Диспетчерский щит отечественного производства выполнен с использованием инновационных разработок и высоких требований к надежности работы всех элементов. Общая площадь щита составляет более 27 квадратных метров. На нем обозначены ВЛ и ПС с уровнем напряжения 110 кВ и 35 кВ, а также электростанции, работающие на Приобском, Зимнем, Южно-Киняминском месторождениях.

Центр управления добычей в Ханты-Мансийске

31. Центр управления добычей находится в Ханты-Мансийске в главном офисе Газпромнефть-Хантос:

ЦУД созвучен с космическим ЦУП и выполняет похожие задачи только в земном масштабе отдельно взятого предприятия.
Для реализации стратегических планов в 2017 году создан инновационный Центр управления добычей (ЦУД).
В основе ЦУД - сопровождение и адаптация «цифрового двойника» месторождения. Особенность модели заключается в функции самообучения: она способна самостоятельно калиброваться на основе динамично меняющейся информации, поступающей от средств автоматизации.

32. «Цифровой двойник» позволяет автоматически подбирать оптимальные режимы работы всех элементов комплекса, заранее идентифицировать нештатные ситуации, вести превентивную оценку работы системы в случае изменения ее конфигурации.

33. На огромном мониторе отображена актуальная информация по месторождениям с привязкой к конкретным цифрам добычи:

Благодаря внедрению новых технологий, оборудования и систем, компания перешла на качественно новый уровень управления производством.
Вся информация, поступающая в ЦУД, может быть визуализирована, что позволяет мультифункциональной команде принимать своевременные обоснованные решения, учитывающие все возможности и ограничения, отслеживать их качественное исполнение.

34. Цифровой двойник - это, в первую очередь, визуальный прогноз и расчет, что может призойти при изменении того или иного параметра производства. Например, можно смоделировать ситуацию, что получится на выходе, если поднять или опустить добычу одной конкретной скважины/куста/месторождения. Будет выдан расчет по убыткам/прибыли/затратам. На этой основе работает система оптимизации производства. На мониторе отображены два графика: реальный и оптимизированный. Это позволяет делать прогнозы на будущее и экономить значительные средства для будущих проектов:

35. Кроме процессов нефтедобычи здесь отображаются и другие направления производства. Вот, например, маршрут движения автомобиля нашей группы с визуализацией на карте, временем в пути и занятости водителя. Это позволяет оптимизировать не только производственные процессы, но и кадровую занятость:

36. Из окон ЦУДа открывается шикарный вид на красавец Ханты-Мансийск:

37.

38. Очень интересна геометрия офиса Газпромнефть-Хантос. Она хорошо подчеркивает все современные цифровые процессы, которые происходят внутри предприятия:

40. Будущее наступило и мы часть его!

Нефть Югры - это свыше 10 миллиардов нефти , добытой в Югре с начала освоения запасов углеводородов Западной Сибири в Югре, что составляет 51 % добычи российской нефти и почти 7 % мировой добычи. В феврале 2012 годы в Ханты-Мансийском автономном округе - Югре была добыта 10-миллиардная тонна нефти. Отсчет добычи ведется с начала освоения нефтяных запасов Западной Сибири.

Накопленная добыча Югорской нефти на 2012 год составила 73 миллиарда баррелей. Для сравнения, вся накопленная мировая добыча нефти по состоянию на 2011 год составила чуть более 1450 миллиардов баррелей.

Расчетная дата добычи 10-миллиардной тонны нефти в Югре - 22 февраля 2012 года. В этот день состоялась видеоконференция с подключением площадок нефтяных компаний по всей территории Югры с участием Губернатора Ханты-Мансийского автономного округа - Югры Натальи Комаровой и руководителей крупнейших нефтегазодобывающих компаний, работающих в автономном округе.

История добычи Югорской нефти

История освоения югорских запасов углеводородного сырья началась в пятидесятые годы прошлого века. Тогда на территории округа начали бурить первые опорные скважины. 1960 год Открытие Шаимского (Трехозерного) месторождения нефти.
1961 год Открытие Мегионского месторождения и Усть-Балыкского месторождения.
1964 год Создано Нефтепромысловое управление «Мегионнефть».
1964 год Начата промышленная эксплуатация месторождений, на Омский НПЗ нефтеналивными баржами была отправлена первая нефть.
1965 год Открыты три уникальные по запасам месторождения - Мамонтовское, Самотлорское и Аганское.
1965 год Построен первый магистральный нефтепровод Шаим-Тюмень длиной 410 км.
1967 год Построен головной участок нефтепровода Усть-Балык-Омск протяженностью 950 км.
1968 год Введено в разработку Правдинское нефтяное месторождение с извлекаемыми запасами 220 млн.т.
1969 год Введено в разработку Самотлорское месторождение с извлекаемыми запасами 1870 млн тонн нефти.
1970 год Введено в разработку Мамонтовское месторождение с извлекаемыми запасами 436 млн тонн нефти.
1970 год За успехи в разведке недр и рекордные достижения в добыче нефти Ханты-Мансийский автономны округ награжден Орденом Ленина.
1973 год Введено в разработку Федоровское с извлекаемыми запасами 482 млн тонн нефти.
1976 год Организованы нефтедобывающие объединения «Нижневартовскнефтегаз», «Сургутнефтегаз», «Нефтеюганскнефтегаз» и «Урайнефтегаз».
1978 год Добыт первый миллиард тонн нефти.
1980 год Введено в разработку Красноленинское месторождение с извлекаемыми запасами 480 млн тонн нефти.
1985 год Зафиксирована максимальная годовая добыча нефти на территории автономного округа- более 360 млн.т.
1986 год Введено в разработку Тевлинско-Русскинское месторождение с извлекаемыми запасами 396 млн тонн нефти.
1988 год Введено в разработку Приобское месторождение с извлекаемыми запасами 621 млн тонн нефти.1990 год Добыто 5 миллиардов тонн нефти.
1996 год Думой Ханты-Мансийского автономного округа принят Закон «О недропользовании».
1997 год Начало роста добычи нефти после 10-летнего снижения.
2004 год Добыто 8 миллиардов тонн нефти.
2008 год Добыто 9 миллиардов тонн нефти.

Ведущие нефтедобывающие предприятия Югры

На территории автономного округа свою производственную деятельность осуществляет 85 компаний, владеющие 346 долгосрочными лицензиями на право пользования недрами с целью разведки и добычи углеводородного сырья. Наиболее крупными игроками нефтедобывающего рынка на территории Югры являются:

• ОАО НК «Роснефть»
• ОАО «Сургутнефтегаз»
• ОАО НК «ЛУКОЙЛ»
• ТНК - ВР
• ОАО НГК «Славнефть»
• ОАО НК «РуссНефть»
• ОАО «Газпром нефть»
• НК «Салым Петролеум Девелопмент»
• ОАО «Томскнефть» ВНК
• ОАО АНК «Башнефть»

Объем добычи нефти указанных компаний составил в 2011 году 99,3 % от общей добычи по округу, и лишь 0,7 % добывают 14 независимых производителей. ТЭК Югры по своим потенциальным ресурсам, добывным возможностям и достаточно развитой производственной инфраструктурой, есть и будет оставаться в ближайшие десятилетия, основной ресурсной базой углеводородного сырья в Российской Федерации.

Крупнейшие месторождения Югры

В 2011 году 48,9 % добычи нефти приходится на 11 крупных месторождений, на каждом из которых добыто более 5 млн.т. Наибольший объём добычи приходится на Приобское месторождение - 37989,5 тыс.т (ОАО НК «Роснефть» + ОАО «Газпром нефть»), Самотлорское- 24625,4 тыс.т («ТНК-ВР»), Мало-Балыкское - 11174,8 тыс.т (ОАО НК «Роснефть») и Федоровское месторождения - 8457,0 тыс.т (ОАО «Сургутнефтегаз»). На территории Ханты-Мансийского автономного округа-Югры открыто 461 месторождение, из них:

• 355 месторождений находится в распределенном фонде недр;
• 106 месторождений находится в нераспределенном фонде недр;
• 234 месторождения находится в разработке.

На первом месте по объёму добычи нефти стоит знаменитое на весь мир Самотлорское месторождение, разрабатываемое ОАО «ТНК-ВР Менеджмент», на котором добыто 26,4 процента всей накопленной добычи нефти на территории Югры.

Самотлор

Самотлорское нефтяное месторождение - уникальное по начальным запасам является одним из крупнейшим месторождений не только в России, но и в мире. Расположено вблизи Нижневартовска, в районе озера Сомотлор (в переводе с хантыйского означает «мёртвое море», «худая вода». С начала разработки (1969 год) на месторождении добыто более 2,63 млрд тонн нефти.

Фёдоровское

По величине начальных извлекаемых запасов относится к разряду уникальных. Расположено вблизи города Сургут. С начала разработки (1973 год) на месторождении накопленная добыча составила более 571 млн тонн нефти.

Мамонтовское

По величине начальных извлекаемых запасов относится к разряду уникальных. Расположено в Нефтеюганском районе. С начала разработки (1970 год) на месторождении добыто более 561 млн тонн нефти.

Приобское

Приобское месторождение по величине начальных извлекаемых запасов относится к разряду уникальных. Разделено рекой Обь на лево- и правобережную части. Промышленная разработка начата в 1988 году, накопленная добыча на 01.01.2012 года составила 313 млн тонн. Для визуализации добычи 10-миллиардной тонны Югорской нефти запущен виртуальный интернет-счетчик Югорской нефти .

Пономарева Е.А.

ГОУ ВПО «Уральский государственный горный университет»

Изучая тему «Минеральные ресурсы», я сильно заинтересовалась газовой, угольной, нефтяной промышленностью мира и стала более углубленно изучать горючие полезные ископаемые. Собранный материал перерос в мою работу, часть которой Вы держите у себя в руках. Один из главных поводов, который заставил меня углубится в эту тему - это речь В.В.Путина в г. Новый Уренгой, а также Иракский кризис, вызванный желанием США перераспределить нефтяные экономические рынки.

20 ноября 2001 года в г.Новый Уренгой, Президент Российской Федерации Владимир Владимирович Путин сказал, что руководство страны приняло решение по проведению серьезных структурных реформ в развитии газовой, нефтяной и угольной промышленности.

«Нефть и газ были и еще многие десятилетия останутся одной из основных составляющих национального богатства России. А с учетом тех проблем, которые переживает современный мир, российский нефтегазовый комплекс способен сыграть роль и в укреплении глобальной экономической стабильности. Сегодня мы должны развивать нефтегазовую отрасль с учетом всех факторов, в том числе внешнеэкономических. Уже в ближайшее время нам предстоит работать в условиях либерализации рынка нефти и газа в Европе. Это потребует изменения форм государственного регулирования газовой, нефтяной и угольной индустрии, ведение новых принципов ценообразования по всей технологической цепи - от добычи до конечного потребления. И, наряду с этим, потребует создания условий для развития независимых производителей в сфере добычи, переработки и реализации нефти, газа, угля.

Сегодняшнему положению дел в газовом комплексе трудно дать однозначную оценку. Положение предприятий отрасли лучше, чем в среднем по промышленности. Их позиции на мировых рынках по-прежнему стабильны. Но есть еще огромные незадействованные возможности. Отрасль может работать гораздо эффективней, может приносить большую прибыль стране. В этой связи нам необходим непредвзятый анализ системных проблем отрасли: технологических, управленческих, финансовых и внешнеэкономических. В том числе связанных с транзитом газа, с использованием российской инфраструктуры.

Наиболее очевидные и болезненные симптомы сегодня - это падение добычи сырья и его поставок потребителю, рост себестоимости производства, снижение его рентабельности. Старые месторождения истощаются, все острее стоит проблема возобновления ресурсной базы. До недопустимо низкого уровня опустилась и геологоразведка».

Моя цель - проанализировать запасы полезных ископаемых и показать, насколько богата наша страна горючими полезными ископаемыми, использование которых должно не только способствовать развитию экономики страны, но и максимально снизить урон окружающей среде.

Моя задача - выяснить ведущее значение горючих полезных ископаемых: торфа, угля, горючих сланцев, битумных песков, нефти, газа и других горючих ископаемых; рассказать о мировых и российских месторождениях о формировании полезных ископаемых и способах добычи; рассмотреть экологические проблемы и охрану окружающей среды. Более детально рассмотрена тема на примере Ханты-Мансийского округа, как самого богатого по месторождениям нефти и газа и самого близкого к Екатеринбургу, входящего в Приволжский уральский округ.

В работе дана общая характеристика мировых месторождений с детальной разработкой полезных горючих ископаемых Ханты-Мансийского автономного округа. Ханты-Мансийский автономный округ, благодаря своим богатым природно-минеральным ресурсам, занимает одно из ведущих мест среди субъектов Российской Федерации, оказывая все возрастающую роль на экономику региона и страны в целом.

Месторождения нефти и газа в Ханты-Мансийском округе (ХМАО). По состоянию на 1 января 2002 года, на территории автономного округа открыто более 500 нефтяных и нефтегазовых месторождений. Общие разведанные запасы нефти оцениваются в 39,6 млрд.т. Ведется промышленная разработка на 178 нефтегазовых месторождениях. В стадии разведки находятся 119 месторождений. Средняя добыча нефти в день составляет 500 тыс.т. Большинство месторождений относится к нефтяным, остальные - к газовым и нефтегазовым. Общее количество залежей - 2228, из них 2035 нефтяных, 87 газовых, 106 нефтегазовых.

На территории автономного округа расположены крупные месторождения газа: Березовское, Верхнее-Колик-Еганское, Колик-Еганское, Варьеганское, Лянторское, Федоровское, Ван-Еганское, Самотлорсоке, Быстринское, Мамонтовское, Приобское и др.

В этих месторождениях сосредоточены 85,5% запасов свободного газа округа.

Открытие месторождений нефти и газа, как и других природных ископаемых, их эксплуатация коренным образом изменили облик округа. В некогда дремучей тайге, тундре поднялись новые города (Урай, Нефтеюганск, Горноправдинск, Мегион, Сургут, Нижневартовск и др.), вырастают шахты, нефтепромыслы и рудники строятся фабрики и заводы, железные дороги и нефтепроводы.

На 01.01.1999 г. в ХМАО выдано более 320 лицензий на осуществление добычи нефти и проведение поисково-разведочных работ. Общая площадь территорий лицензированных участков составляет 115787 км 2 .

Промышленную разработку месторождений нефти и газа на территории ХМАО ведут 44 нефтегазодобывающих предприятия. Среди них такие крупные компании мирового значения, как ОАО «Сургутнефтегаз», НК «Лукойл», ОАО «Нижневартовскнефтегаз», НК «Амоко», АО «Роснефть» и другие.

Изучая эту тему, мне стало очевидно значение двух выводов. Первый из них заключается в чрезвычайной краткости времени, за которое осуществилось развитие топливной отрасли. Уголь, например, добывается 800 лет, однако, половина его получена за последние 30-40 лет, а половина мировой совокупности нефтяной продукции падает на 12-летний период, начиная с 1956 года. Второе очевидное заключение состоит в том, что выдерживавшиеся на протяжении нескольких десятилетий темпы роста не могут сохраняться слишком долго.

Никто не может предсказать, как будет изменяться технологические и экономические возможности общества, поэтому нельзя предвидеть изменения в использовании природных ресурсов.

(АУ «НАЦ РН им. В.И. Шпильмана»)

Разработка нефтяных месторождений Югры началась в 1964 году и продолжается уже более 50 лет. Большинство месторождений с начальными извлекаемыми запасами свыше 16 млрд т были введены в эксплуатацию до 1995 г. и находятся в разработке уже много лет,что позволяет их отнести к «зрелым месторождениям». С 1978 по 2013 гг. на протяжении 35 лет ХМАО – Югра производило более половины добычи нефти России, обеспечивая ее стабильную добычу. С 1999 по 2007 гг. на протяжении девяти лет на месторождениях округа обеспечивался интенсивный рост уровня добычи.Среднесуточная добыча нефти выросла на 307 тыс. т, что составило 60% (рис. 1) уровня 1998г. С 2008 г. началось естественное снижение годовой добычи округа в пределах 2-2,5%. К 2014г. снижение среднесуточной добычи составило 77 тыс. т, или 10% уровня 2007 г.

Невыполнение проектных решений по добыче нефти в пределах 3-3,5% в соответствии с «Методическими указаниями по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений», утвержденных Приказом Министерства природных ресурсов РФ (№61 от 27.03.2007 г.) считается допустимым и не противоречит принятым прогнозам добычи нефти по округу, поэтому считать снижение добычи в округе обвальным нет никаких оснований.

Рис. 2 дает представление о структуре извлекаемых запасов распределенного фонда недр ХМАО – Югры. Добыто 49% извлекаемых запасов АВС1+С2 округа. Разбуренные разведанные запасы составляют 19%, на неразбуренные разведанные запасы приходится 17%, на предварительно оцененные запасы категории С2 приходится 15%, т.е. на балансе округа стоит более половины первоначальных запасов АВС 1 +С 2 . Даже с учетом того, что качество этих запасов ниже качества ранее разбуренных, добычный потенциал нефти остаточных запасов округа, стоящих на Государственном балансе, представляется довольно значительным.

Рис. 3 характеризует текущие извлекаемые запасы нефти ХМАО – Югры на 1.01.2014 года.Отбор высокопродуктивных запасов с проницаемостью коллекторов более 10 мД составил 74% при обводненности продукции более 90%.Все большую роль в добыче округа начинают играть трудноизвлекаемые запасы, выработка которых составила 24% при обводненности продукции скважин 57%. В 2014 году трудноизвлекаемые запасы обеспечили 48% годовой добычи округа.

С дебитами по нефти менее 5 т/сут работало более 36 тыс. скважин (50%), которые добыли 28 млн т нефти (11% годовой добычи округа). С обводненностью продукции более 95% работало свыше 25 тыс. скважин (35%) с годовой добычей 37 млн т нефти (15% годовой добычи округа). В целом, 44 тысячи низкодебитных и высокообводненных скважин добыли в 2014 г. 53 млн т нефти (21% годовой добычи округа).

Основная добыча нефти по округу производится из запасов, введенных в разработку до 1995 г. За 2013 год их добыча составила 83% окружной добычи. Следует отметить, что,несмотря на высокую обводненность продукции скважин, запасы длительно разрабатываемых месторождений еще значительны и являются одним из факторов поддержания уровня окружной добычи.

В 2014 г. на промыслах ХМАО – Югры было добыто 250 млн т нефти, что на 4,7 млн т (1,9%)меньше, чем в 2013 г. Проектный уровень по добыче нефти выполнен на 97%. Объем эксплуа-тационного бурения составил 12,5 млн м и с 2005 г. вырос в 1,7 раза. В разработку было введено свыше 3,5 тысяч новых добывающих скважин.

В 2014 г. было проведено свыше 26 тысяч геолого-технологических мероприятий (ГТМ),что на 4 тысячи больше, чем в 2013 г. Прирост добычи нефти за счет ГТМ составил 26 млн т,или свыше 10% годовой добычи округа.

Наибольший эффект был получен от гидроразрыва пласта, бурения горизонтальных скважин, боковых стволов и физико-химических методов. Следует признать, что в 2014 г. из-за снижения качества запасов и эффективности ГТМ не удалось восполнить естественное снижение базовой добычи округа, несмотря нарост объемов ГТМ, что привело к недостижению проектного уровня добычи нефти.

Начало естественного снижения добычи нефти по округу делает актуальной оценку добычного потенциала Югры на современном этапе и пути его реализации.

Оценивая добычный потенциал нефти ХМАО – Югры, рассмотрим его слагаемые:

1. Текущие запасы нефти распределенного фонда, стоящие на Государственном балансе, составляют 51% начальных извлекаемых запасов округа. В состав этих запасов входят текущие запасы разрабатываемых месторождений и имеются еще месторождения распределенного фонда, не введённые в разработку.

2. Прирост добычи нефти в результате применения современных технологий и методов увеличения нефтеотдачи является вторым слагаемым добычного потенциала округа. Методы увеличения нефтеотдачи (МУН) и проводимые геолого-технологические мероприятия (ГТМ)в свое время сыграли значительную роль в росте годовых уровней окружной добычи нефти.

Однако традиционные технологии снижают свои возможности для роста добычи. Стратегия повышения нефтеотдачи состоит в создании новых технологий нефтедобычи, базирующихся на глубоких фундаментальных исследованиях.

Сложившееся в нефтедобыче Югры положение может быть улучшено только путем инновационного развития отрасли. Инновации являются одним из средств, которые можно противопоставить ухудшению сырьевой базы добычи, росту обводненности продукции, снижению дебитов скважин. Это подразумевает глубокое изучение керна и пластовых флюидов. В настоящее время невозможно создание инновационных технологий без изучения тонкой поровой структуры горной породы, без определения энергетической структуры начальных и текущих запасов нефти, без изучения взаимодействия пластовых флюидов с горной породой, без использования воздействия на продуктивные пласты различных физических полей. Инновационные технологии должны обеспечить значительный прирост извлекаемых запасов.

Большой интерес в условиях Югры представляет выработка остаточных запасов высокопроницаемых обводненных крупнейших разрабатываемых месторождений округа – Самотлорского, Федоровского, Мамонтовского и др., которые, несмотря на длительный период эксплуатации, еще содержат значительные запасы нефти.

Была произведена оценка возможности применения для выработки этих запасов одной из комплексных технологий физико-химического воздействия на пласт – АСП, предусматривающую закачку в пласт щелочи,ПАВ, полимеров и позволяющую добыть дополнительную нефть, не стоящую на балансе.

Применение этой технологии позволит не только стабилизировать добычу нефти, но и обеспечит действительно рациональное пользование недрами. Уже в первые 5-10 лет после массового внедрения этой технологии есть возможность увеличить добычу по округу на 15-20 млн т в год. В настоящее время один из недропользователей, работающих в округе, «Салым Петролеум Девелопмент НВ» исследует возможности данного вида воздействия на Западно-Салымском месторождении.

Большие возможности для повышения эффективности разработки имеют газовые и газо-водяные методы. В мире более 150 месторождений разрабатываются с закачкой углеводородного, углекислого газа, азота. С помощью газовых методов в Норвегии удалось поднять КИН с 30 до 50% и ставится задача довести его до 60%. В округе применение методов газового воздействия только начинается. Считаем, что их применение существенно повысит добычный потенциал округа.

Значительный прогресс достигнут в результате применения многозонного гидроразрыва в горизонтальных скважинах по сравнению с обычной технологией. Большие и успешные объемы работ в этом направлении были проведены Роснефтью, ТНК-ВР и НК «Лукойл». Так, средний дебит по 9 горизонтальным скважинам НК «Роснефть» на Восточно-Правдинском, Ефремовском, Приобском и Омбинском месторождениях составил 177 т/сут при среднем по округу 10 т/сут. Хорошие результаты в регионе дает опробование «азотно-пенного гидроразрыва пласта» с ростом дебитов по нефти на 10-15%.

Незаслуженно «забыты» дилатансионные методы, в свое время успешно опробованные на Мамонтовском месторождении. При опробовании технологии дебит по нефти скв. 587 увеличился с 20 до 40 т/сут (в 2 раза), скв.612 с 15 до 53 т/сут (в 3,5 раза), скв.688 с 7,2 до 40 т/сут (в 5,5 раза). Продолжительность эффекта составила 1,5-2 года. Положительное влияние технологии частично наблюдалось и по соседним скважинам.

Стала применяться в округе технология одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) на многопластовых месторождениях. В условиях Югры внедрение тысячи установок ОРЭ позволит обеспечить прирост годовой добычи в 2 млн т нефти.

Следует упомянуть об успешном опробовании на месторождениях округа плазменно-импульсного воздействия на пласт, разработанного кафедрой геофизики Санкт-Петербургского технического университета им. Г.В. Плеханова совместно с Научно-производственным центром «Гео-МИР». С 2007 г. промышленным внедрением метода занималась компания «Новас». Работы были проведены в более чем 150 скважинах. Эффект был получен в 82% случаев и длился от 6 до 24 месяцев. Среднее увеличение дебита более 50%, приемистости 20-50%. Работы проводились на Южно-Приобском, Вахском, Западно-Полуденном и других месторождениях. Положительные результаты были получены даже в коллекторах с пористостью 2-3% и проницаемостью 1,5-3 мД.

Успешно опробована на Самотлорском и Ватинском месторождениях имплозивная обработка призабойной зоны пласта установкой УСИ-3А, разработанной ООО «АРС» г. Омск.Дебит нефти увеличился в 2 раза.

Технология реализации методов, химические реагенты, оборудование дорогостоящие,поэтому в зависимости от объема применения,произведенных затрат и получаемого эффекта потребуется стимулирование этих работ со стороны государства. Необходимо внести изменения о предоставлении налоговых льгот, хотя бы частично покрывающих дополнительные затраты компаний и стимулирующие их к внедрению современных инновационных технологий.

Особое внимание следует уделить баженовско-абалакским отложениям с их многомиллиардными ресурсами углеводородов. До 2007 г. годовой уровень добычи из этих отложений не превышал 120 тыс т, а с 2007 года недропользователи округа начали проявлять к ним повышенный интерес, что отразилось на росте годовой добычи, которая в период 2009-2014 г.превысила 750 тыс. т (рис. 4).

Создание технологии разработки баженовско-абалакских отложений ОАО «РИТЭК» связывает с термогазовым методом воздействия на пласт, который основан на закачке воздуха и нагревании породы в результате окислительных процессов до температуры 360-420 о C. Метод был предложен сотрудниками ВНИИнефть в 1971 г. Есть опыт его применения в ряде стран мира (США, Канада, Украина, Норвегия). Только в США с применением термогазового воздействия разрабатывается 11 месторождений, 5 из которых характеризуются высокой рентабельностью и еще по4-м хорошие экономические показатели ожидаются в перспективе. КИН по этим месторождениям оценивается в пределах 0,28-0,64 д. ед. Опытно-промышленные работы начаты ОАО «РИТЭК» на Средне-Назымском месторождении в 2009 году. Большой объем работ на баженовского-абалакских отложениях проводит НК «Сургутнефтегаз», у которой наибольшая в округе добыча нефти из этих отложений.

Создание технологии разработки баженовских отложений коренным образом может решить проблему сырьевого обеспечения добычи нефти в ХМАО – Югре. Однако проблема этавесьма сложная, трудоемкая и не может быть решена отдельными даже крупными компаниями без участия Государства и объединения усилий всех заинтересованных в ее успешном решении. Для этого необходима «Государственная программа промысловых испытаний и обоснования инновационного комплекса разработки месторождений баженовско-абалакских отложений», результатом реализации которой явится не 750 тысяч, а миллионы тонн нефти и не на шельфе полярных морей, а в относительно обустроенной Западной Сибири.

Официально геологические ресурсы нефти баженовско-абалакского комплекса оцениваются в 11 млрд т. Обладая значительным потенциалом, баженовско-абалакский НГК характеризуется целым рядом факторов, осложняющих использование традиционных технологий. Аномально высокие пластовые давления при наличии трещинной составляющей обусловливают сложность технологии первичного и вторичного вскрытия при строительстве скважин, а также влияют на характер работы скважин, повышая риски при освоении и разработке.

Уникальность и своеобразие баженовских отложений связаны с тем, что баженовская свита является породой, в которой еще не завершены процессы преобразования органического вещества – керогена в углеводороды.

Ранее подобные породы обычно рассматривались как неколлекторы.

Таким образом, углеводородные ресурсы баженовской свиты содержатся в двух формах:

– в органическом веществе – керогене (23.3% от объема породы);

– в форме легкой нефти (продукт генерации органического вещества – керогена): 7.2%от объема породы.

Пласты баженовской свиты характеризуются следующими фильтрационно-емкостными свойствами: пористость 8-10%, проницаемость матрицы – порядка 0,1-5 мД, проницаемость трещин – порядка 1Д, нефтенасыщенность – около 80-90%. Нефтекерогеносодержащие породы представлены двумя принципиально различающимися типами: микротрещиноватым (порово-трещиноватым) коллектором – практически непроницаемой матрицей и макротрещиноватым (трещинно-кавернозным) коллектором.

За всю историю разработки на территории ХМАО – Югры отложения баженовской свиты эксплуатировались на 35 месторождениях.Наибольшее количество скважин эксплуатируется на 10 месторождениях – Ай-Пимском,Галяновском, Западно-Сахалинском, Красноленинском, Маслиховском, Правдинском,Салымском, Северо-Салымском, Средне-Назымском и Ульяновском. На остальных разработка пластов баженовской свиты осуществляется одиночными скважинами.

В 2014 году на пластах баженовской свиты работало 162 скважины со средним дебитом по нефти 16.3 т/сут, по жидкости – 20.3 т/сут. За год отобрано 0.746 млн т нефти. Наибольший вклад в годовую добычу нефти дают месторождения ОАО «Сургутнефтегаз» – 0.535 млн т, или 72%. Накопленная добыча нефти из баженовской свиты на конец 2014 года составила 7.9млн т. Наибольший накопленный отбор нефти (3.7 млн т) на Салымском месторождении ООО«РН-Юганскнефтегаз».

Введение в активную разработку трудноизвлекаемых запасов сложно построенных залежей баженовских отложений является важнейшей отраслевой задачей. Традиционный способ воздействия на пласт нагнетанием воды в условиях баженовской свиты показал свою неэффективность. Перспективным представляется термогазовое воздействие, с использованием которого во многих странах мира активно вовлекаются в разработку залежи сланцевой нефти, характеризующиеся близкими к баженовско-абалакскому НГК свойствами. На территории ХМАО – Югры эксперименты по применению термогазового воздействия ведутся на Средненазымском месторождении, где сформировано два опытных участка скважин.

Другая перспективная технология для разработки баженовской свиты – бурение горизонтальных скважин с проведением по ним многозонного гидроразрыва пласта.

Сложность строения коллекторов баженовской свиты и процесса извлечения из них нефти обусловила необходимость применения новых технологических решений, в т.ч. ранее не применявшихся на месторождениях ХМАО – Югры. Кроме того, эффективное вовлечение баженовских пластов в разработку невозможно без детального изучения их геологофизических условий. Для решения данной задачи и апробации новых технологий вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов в 2014 году на территории ХМАО – Югры создается научный полигон «Баженовский».

Границы полигона расположены в пределах Фроловской НГО, в 270 км к северу от Ханты-Мансийска. Основанием для его организации послужил Протокол, подписанный Губернатором ХМАО – Югры Н.В. Комаровой и Президентом РАН Фортовым В.Е., а также Соглашение по изучению и освоению трудноизвлекаемых запасов нефти и газа между МПРЭ РФ и Администрацией ХМАО – Югры.

В рамках первого этапа работ, намеченного на 2015-2017 гг., осуществляется геологическое изучение баженовской свиты в рамках полигона. Предусмотрены постановка и бурение опорной скважины, отбор керна (с апробацией новой методики отбора, предусматривающей сохранение в породе флюидов), проведение комплекса ГИС и каротажных работ, петрофизических исследований и изучения пробнефти. Конечным результатом данного этапа должно стать создание геологической модели.

В дальнейшем намечено проведение совместных с недропользователями ХМАО опытно-промышленных работ по апробации новых технологий нефтеизвлечения. Конечной целью является системное внедрение этих технологий в практику разработки нефтеносных пластов баженовско-абалакского НГК.Как следствие, предполагается ускорение эксплуатационного разбуривания данных пластов и повышение его эффективности.

В 2013 году разработан прогноз добычи нефти и ввода новых скважин по баженовскоабалакскому НГК.

При активном разбуривании баженовскойт свиты, в том числе горизонтальными скважинами с проведением по ним многозонного гидроразрыва пласта, по оценкам годовая добыча нефти из баженовско-абалакского НГК достигнет более 1 млн т к 2016 году. К 2020 году добыча нефти из пластов баженовского НГК достигнет 5.4 млн т, накопленные отборы нефти составят около 19 млн т. Предполагается пробурить 750 новых скважин, включая 249 горизонтальных. Всего в 2014-2020 гг. предполагается пробурить 2.5 млн м.

Оценка ожидаемого прироста извлекаемых запасов и КИН в результате внедрения инновационных технологий по продуктивным комплексам Югры приведена в таблице 1. Наибольший прирост промышленных извлекаемых запасов АВС 1 ожидается на месторождениях меловой системы.

В целом ожидаемый прирост извлекаемых запасов составит 2,1 млрд т с приростом КИН на 0,04 д.ед., с 0,371 до 0,411. В 2020 году за счет инновационных технологий предполагается получить прирост годовой добычи в 35 млн т, а в 2030 году 60 млн т. Для достижения результатов оценки рекомендуется применение вышеупомянутых технологий, большинство из которых прошло апробацию в условиях Югры.

3. Третьим слагаемым добычного потенциала Югры является прирост запасов нефти по результатам ГРР за период до 2030 г. В объеме 2,5-3 млрд т в зависимости от объемов поисково-разведочного бурения, в том числе за счет перевода предварительно оцененных запасов категории С2 в запасы промышленных категорий. Предполагается прирастить более 1 млрд т нефти. Большие надежды мы возлагаем на результаты опоискования в пределах округа мезозойских отложений Карабашской и Юганско-Колтогорской поисковых зон. Объектом изучения наряду с другими должен стать баженовско-абалакский комплекс, разведанность которого явно недостаточна. И наконец, необходимо начинать работы по поиску и разведке месторождений палеозойской нефти, промышленные притоки которой были получены как на территории Югры,так и на месторождениях Томской области в пределах Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Высока вероятность открытия под мезозойским этажом палеозойской нефти, для разведки которой потребуется методика проведения работ, отличающаяся от методики, применяемой на мезозой, и включающая гравимагнитные высокоточные методы,магнитно-теллурические зондирования, изучение теплового поля и глубинных тепловых потоков, а также другие методы. Направление ГРР на поиск месторождений домезозойскойь нефти и газа представляется нам весьма перспективным.

В целом, несмотря на некоторое снижение годовой добычи нефти на месторождениях округа добычный потенциал ХМАО – Югры еще довольно высок и способен стабилизировать уровень годовой добычи нефти в регионе.

Внедрение рекомендуемых технологий сдерживается из-за сложившейся к настоящему времени законодательной и нормативной практики. Мы используем нормативные документы прошлого века, которые нуждаются в пересмотре. Неудовлетворительное состояние технологического проектирования, разработки полезных ископаемых и использования передовых соответствующих технологий вызвало необходимость указания Президента РФ Путина В.В. на заседании Комиссии по вопросам стратегии развития ТЭК 13.02.2013 г. обратить особое внимание на соблюдение всеминедропользователями существующего порядка разработки месторождений, исключающего выборочный отбор запасов, введение обязательных регламентов на проектирование и разработку месторождений, проведение своевременной серьезной комплексной экспертизы проектов освоения месторождений и контроль за исполнением принятых решений. В комиссию по согласованию технических проектов,по мнению Президента РФ, должны входить кроме сотрудников министерств и ведомств,экологи, ученые, эксперты, а также представители компаний, которые ранее были выведены из состава комиссии, что явилось грубой ошибкой, так как исключилось участие в работе комиссии весьма квалифицированных специалистов, непосредственно занимающихся разработкой месторождений.

В настоящее время подготавливаются новые регламенты проектирования и разработки нефтяных и газонефтяных месторождений,призванных устранить недочеты нормативных актов в этой области. Однако к первой редакции этих «Правил» имеется целый ряд принципиальных замечаний, основные из которых сводятся к тому, что в них не уделено внимания растворенному газу, методам интенсификации притока и увеличения нефтеотдачи. Недостаточно освещены вопросы контроля за процессом разработки, рациональной выработкой запасов и выполнением проектных решений. Не предусмотрена необходимость проведения мониторинга разработки нефтяных месторождений. Считаем, что в «Правилах» следует прописать статус, роль и функции комиссий по разработке месторождений. В представленном виде «Правила разработки» нуждаются в доработке.

Разработка нефтяных месторождений должна исходить из следующих принципов:

Недра и содержащиеся в них полезные ископаемые принадлежат государству, которое временно предоставляет их недропользователям для поиска, разведки и добычи полезныхископаемых. Одна из основных задач разработки нефтяных месторождений – обеспечение потребностей общества и народного хозяйства в топливно-энергетических ресурсах и нефтепродуктах на длительный период. Разработка нефтяных месторождений должна обеспечить рациональное бережное использование запасов углеводородов с максимально возможным коэффициентом их извлечения. Разработка нефтяных месторождений должна обеспечивать поступление дохода государству в бюджеты всех уровней. При разработке нефтяных месторождений должен быть обеспечен прозрачный учет добываемых углеводородов. Разработка нефтяных месторождений должна вестись в полном соответствии с технологическими проектными документами, прошедшими Государственную экспертизу и с использованием только запасов, поставленных на Государственный баланс. Проектные документы должны служить своеобразным компромиссом между интересами государства и недропользователя. При разработке нефтяных месторождений должна быть обеспечена охрана недр,окружающей среды и безопасные методы проведения всех видов работ. При экономической оценке вариантов разработки нефтяных месторождений расчеты следует проводить по единым для каждого региона нормативам, свободным от конъюнктурных соображений, что даст возможность сравнения различных месторождений. По итогам прошедшего года недропользователь представляет в комиссию по разработке результаты выполнения проектных показателей разработки нефтяных месторождений за истекший год. С самого начала и до конца эксплуатации разработка нефтяных месторождений должна сопровождаться проведением исследований по контролю за процессом разработки и выработкой запасов углеводородов,мониторингом разработки месторождений.

Большие нарекания вызывает сама система технологического проектирования разработки нефтяных месторождений, излишне формализованная. Технологическое проектирование должно быть инновационным, базироваться на качественной исходной информации, которой зачастую не хватает из-за экономии на исследованиях. Проектный документ должен предусматривать внедрение новых технологий. В геолого-технологических моделях месторождений, используемых для прогнозирования технологических параметров, при недостатке информации недопустимы произвольные допущения, необоснованные аналогии, догадки. Модели должны быть адекватны реальным горно-геологическим условиям месторождения. Слабым местом проектных технологических документов является экономическое обоснование вариантов разработки из-за неопределенности нормативов затрат, различающихся у недропользователей даже одного региона.В Казахстане во избежание этого предусмотрена экономическая экспертиза проектных документов. Одним из существенных недостатков существующей системы технологического проектирования является необязательность выполнения утвержденных решений, т.к. не предусмотрен должный контроль за их выполнением. В законодательном порядке необходимо предусмотреть мониторинг разработки и выполнения проектных решений. Необходимо добиваться не только достижения проектных уровней добычи и бурения, но и проведения всего комплекса исследований, предусмотренных проектным документом.

Для реализации добычного потенциала округа необходимо:

На Федеральном уровне разработать четкую стратегию развития отрасли, обеспечить принятие нормальных федеральных законов,нормативных документов, стандартов, регламентов, методических руководств, регулирующих деятельность ТЭК, взять государству на себя ведение НИОКР по важнейшим направлениям, обеспечивающим научно-технический прогресс в отрасли и подготовку элитных кадров.

Контроль за деятельностью недропользователей должен производиться на уровне субъектов Федерации, которые должны проводить мониторинг разработки и обустройства месторождений, включая выполнение проектных решений, внедрение МУН с последующим принятием управленческих решений по нормализации выявленных отклонений.

Предусмотреть, наряду с применением экономических санкций за нарушение принятых на себя недропользователем обязательств в области разработки и обустройства месторождений, стимулирование бережного рационального использования запасов и повышения КИН, применения новых более совершенных технологий нефтеотдачи.

Считать необходимым провести в 2014-2015 гг. аудит запасов нефти на месторождениях ХМАО – Югры с их экономической оценкой. Оценка запасов должна характеризовать:количество запасов нефти разных категорий;их экономическую характеристику с учетом плотности запасов, удаленности от мест переработки или транспортировки, глубины залегания залежей, наличия инфраструктуры: дорог, энергоснабжения, трубопроводов, населенных пунктов и т.п.; степень выработанности залежей нефти; величину остаточных запасов на разрабатываемых месторождениях, уделив особое внимание оценке категории С2; состояние с использованием попутного нефтяного газа.

На основании проведенного аудита недропользователи должны составить программу освоения с указанием сроков и конкретных технологий интенсификации и МУН.

Стратегия решения проблемы повышения нефтеотдачи и реализации добычного потенциала нефти на месторождениях ХМАО –Югры состоит в том, что пришло время осознать и принять науку с ее инновациями в качестве прямой производственной структуры в системе добычи нефти, которая имеет все возможности стабилизировать добычу нефти в регионе на длительную перспективу. Югра еще многие годы будет передовым районом России по добыче нефти.

Российская Федерация по праву считается одним из ведущих мировых экспортёров нефти.

Ежегодно в стране добывается порядка 505 000 000 тонн «чёрного золота».

На сегодняшний день разрабатываемые по объёмам разведанных природных запасов нефти вывели Россию на 7-е месте в мире.

Основные месторождения- Это Саматлорское, Ромашкинское, Приобское, Лянторское, Фёдоровское, Мамонтовское

Самотлорское

Самое крупное месторождение нефти в России находится на 6-м месте в мировом списке. Долгое время его местоположение считалось государственной тайной.

В настоящий момент эта информация больше не является секретной. Разработки на нём ведутся уже более 45 лет, его использование продлится до конца ХХ1 века.

• Разведано в 1965 году. Экспедицией руководил В.А. Абазаров.
• Начало эксплуатации: 1969 г.
• Местоположение: Нижневартовский район Ханты-Манскийского АО.
• Геологические запасы: около 7 100 000 000 тонн.
• Извлекаемые запасы: около 2 700 000 000 тонн.
• Способ добычи: буровые вышки на искусственно созданных островах, кустовое бурение.

За годы эксплуатации было добыто более 2 300 000 000 тонн углеводородов. В настоящий момент на месторождении проводятся работы по интенсификации добычи. Планируется построить более 570 новых скважин. Основная часть разработок принадлежит НК «Роснефть».

Ромашкинское

Относится к Волго-Уральскому нефтегазоносному бассейну. Является стратегически важным для страны. В течение нескольких десятилетий подряд служит своеобразным «полигоном» для испытания новых технологий нефтедобычи.

• Открыто в 1948 году бригадой С. Кузьмина и Р. Халикова.
• Начало эксплуатации: 1952 г.
• Местоположение: Лениногорский район, г. Альметьевск, Татарстан.
• Геологические запасы: около 5 000 000 000 тонн.
• Извлекаемые запасы: около 3 000 000 000 тонн.
• Способ добычи: метод внутриконтурного заводнения, бурение турбобуром на воде.

Из недр месторождения уже извлечено более 2 200 000 000 тонн нефти. На 2010 год объём разведанных запасов составляет 320 900 000 тонн. Разработку ведёт «Татнефть».

Приобское

Многопластовое низкопродуктивное месторождение. Обладает большим потенциалом, но для его реализации требуются значительные финансовые вложения. Разработку осложняет заболоченность территории, затопляемость, близкое расположение мест нереста рыб.

• Разведано в 1982 году.
• Начало эксплуатации: 1988 год.
• Местоположение: Ханты-Мансийский АО, г. Ханты-Мансийск.
• Геологические запасы: 5 000 000 000 тонн.
• Извлекаемые запасы: 2 400 000 000 тонн.
• Способ добычи: технологии гидравлического разрыва пластов, бурение на воде.

Месторождение относится к Западно-Сибирскому нефтегазоносному бассейну. Более 80% его находится в пойме реки Обь. Уже извлечено около 1 350 000 000 тонн углеводородов. Разработку ведут компании «Роснефть» и «Газпром нефть».

Лянторское

Считается одним из самых сложных для разработки российских месторождений. Относится к Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

• Разведано в 1965 году.
• Начало эксплуатации: 1978 год.
• Местоположение: Ханты-Мансийский АО, Сургутский район, г. Лянтор.
• Извлекаемые запасы: 380 000 000 тонн.
• Способ добычи: девятиточечная обращённая система разработки, фонтанный способ эксплуатации скважин.

Основной оператор месторождения – ОАО «Сургутнефтегаз».

Фёдоровское

Относится к Сургутскому своду, юго-восточная часть Чернореченского поднятия. Входит в класс гигантских месторождений.

• Открытие: 1971 год.
• Начало эксплуатации: 1971 год
• Местоположение: Ханты-Мансийский АО, г. Сургут.
• Геологические запасы: 2 000 000 000 тонн.
• Извлекаемые запасы: 189 900 000 тонн.
• Способ добычи: горизонтальное бурение, ГРП, физико-химический метод обработки призабойной зоны, и т.д.

Является основой ресурсной базы «Сургутнефтегаза». С момента ввода в эксплуатацию на месторождении добыто более 571 000 000 тонн нефти.

Мамонтовское

Относится к классу крупных. Залежи углеводородов находятся на глубине примерно 2 – 2,5 км.

• Разведано в 1965 году. Руководитель экспедиции – И.Г. Шаповалов.
• Начало эксплуатации: 1970 год.
• Местоположение: Ханты-Мансийский АО, г. Пыть-Ях.
• Геологические запасы: 1 400 000 000 тонн.
• Извлекаемые запасы: 93 400 000 тонн.

По своему геологическому строению месторождение является сложным. С начала эксплуатации выкачано 561 000 000 тонн нефти. Разработка в данный момент ведётся компанией «Роснефть».

Большое количество нефти проливается при её перевозке, читайте по ссылке , какие экологические проблемы возникают в связи с этим у Азовского моря

Разведка продолжается

В нашей стране есть перспективные места, где добыча может достичь больших объемов.

В 2013 году было открыто месторождение Великое. По первоначальным оценкам, геологические запасы нефти в нём приближаются к 300 000 000 тонн. Точной информации о том, какая часть из этого объёма углеводородов является извлекаемой, пока нет.

Великое – одно из самых крупных нефтяных месторождений, открытых на суше за последние десятилетия. Лицензию на его разработку получила компания «АФБ». Вероятно, в качестве партнёров она будет привлекать и других операторов.

В 2015 году планируется начать освоение Баженовской свиты – это самое крупное России. Нефть из сланца извлекать очень трудно, для этого требуется привлечение экспортного оборудования. Но планы могут передвинуться в связи с санкциями, наложенными на РФ.

В 2014 году – открыто новое месторождение, названное «Победа», в Карском море – 100 000 000 тонн.