История развития нефтяной промышленности. Основные нефтедобывающие районы России

История развития нефтяной промышленности нашей страны начиналась с Бакинской нефти.

В XVII в. повышается спрос на нефть и для ее хранения строятся первые хранилища нефти. Нефть хранилась в земляных ямах глубиной 4-5 метров, вырытых в глинистых грунтах. Позднее строились амбары из камня, с использованием цемента. Эти амбары перекрывались каменными крышками.

В 1723 году по приказу Петра I бакинская нефть была под­вергнута перегонке в главной московской аптеке для изготовле­ния лекарственных бальзамов. В 1745 г архангельский купец Федор Прядунов построил первый в мире нефтеперегонный завод, на котором получали осетительную жидкость – керосин. В этот период была изобретена керосиновая лампа, и спрос на керосин значительно увеличился.

Хотя добыча нефти в нашей стране велась с очень давних пор, но рождение отечественной нефтяной промышленности свя­зано с началом механического бурения скважин, стенки которых крепились металлическими обсадными трубами. В 1864 году в долине реки Кудако на Кубани было начато бурение ударным способом первых в России нефтяных скважин, и 16 февраля 1866 года здесь с глубины 55 метров был получен первый управляе­мый фонтан нефти с суточным дебитом около 200 тонн в сутки. В России годом рождения нефтяной промышленности считается 1864 год.

В 1964 году наша страна торжественно отметила 100-летие отечественной нефтяной промышленности, и теперь каждое пер­вое воскресенье сентября отмечают День работников нефтяной и газовой промышленности.

Нефтяная промышленность в России начала развиваться с добычи нефти в районе г. Баку на Апшеронском полуострове, на Северном Кавказе (г. Грозный, г. Майкоп), а также в Эмбинском районе. Но основной объем добычи нефти был в районе г. Баку на Апшеронском полуострове.

С развитием транспорта и промышленности начинается нефтяная лихорадка. На первом месте по добыче нефти в Баку были Балаханы, Сабунчи, Романы и другие месторождения. В 1895 году на скважине 7/847 был получен открытый фонтан нефти в Грозном с дебитом около 16 тысяч тонн в сутки, который не могли ликвидировать на протяжении трех лет. К началу 1901 года были открыты и введены в разработку нефтяные месторож­дения в Майкопе и Эмбе. В России в 1901 году добывалось уже 11,5 млн. тонн нефти. Однако после 1901 года вплоть до Ок­тябрьской революции 1917 года добыча нефти в России не воз­растала и сохранилась на уровне 10 млн. тонн в год. Нефтяные монополии в погоне за максимальными прибылями искусственно сдерживали дальнейший рост добычи нефти.

В 1924 г был испытан первый турбобур системы Капелюшникова. Производительность бурения выросла в 4 раза по сравнению с 1921г. Под руководством И.М. Губкина в 1924 были начаты геологические изыскания, которые привели к созданию второго Баку – открытие новых крупных месторождений нефти на территории Татарии, Башкирии, Куйбышевской области.

С 1923 г начинается внедрение глубинно-насосного способа добычи нефти проводится электрофикация промыслов. Замена пара электроэнергией позволила резко ускорить процесс замены желонки на более совершенное оборудование. В 1928 году добы­ча нефти в стране составила 11,6 млн. т, т.е. превысила уровень максимальной добычи нефти в России 1901 года. В этот период было открыто много новых месторождений, вводились в разра­ботку нефтяные месторождения на Северном Кавказе, в Средней Азии, Казахстане. В 1928 году была открыта первая нефть на вос­токе страны - в Чусовских Городках Пермской области.

В 1932 году были получены нефтяные фонтаны на Ишимбайском место­рождении в Башкирской АССР, ставшие рождением второго Ба­ку. На месте Башкирской деревни в короткие сроки был построен первый город нефтяников - Ишимбай. Построена железная доро­га Уфа-Ишимбай. В Уфе и Ишимбае строятся нефтеперерабаты­вающие заводы. Увеличиваются разведочные работы на нефть в районах Урало-Поволжья, в результате чего к концу 30-х годов были открыты несколько нефтяных месторождений в Башкирии, Пермской и Куйбышевской областях. В 1941 году в стране добы­ча нефти составила 33 млн. тонн.

К этому времени в СССР была создана мощная нефтяная промышленность, обеспечивающая народное хозяйство страны требуемым количеством нефти и нефтепродуктов. Но основным нефтедобывающим районом оставался Азербайджан, где добыва­лось 23,5 млн. тонн нефти, на Северном Кавказе (Грозный) добы­валось 5 млн. тонн и около 2 млн. тонн в Урало-Поволжье (1,8 млн. тонн - в Башкирии). Создание в предвоенные годы ме­жду Волгой и Уралом новой крупной нефтяной базы — второго Баку способствовало приближению источников нефти к потребителям, комплексному развитию экономики, сокращению транс­портных расходов на перевозку нефтепродуктов и, наконец, к созданию нового потенциала по дальнейшему развитию неф­тяной промышленности и укреплению обороноспособности страны. К этому времени на территории второго Баку было от­крыто 12 нефтяных месторождений в Куйбышевской, Орен­бургской, Саратовской областях и в Татарской АССР. Поиск нефти вели 19 геологических партий.

Захват врагом части нефтяных районов Кавказа и оккупация Украины привело к снижению добычи нефти. В 1943 г Правительство страны подписывает постановление, по которому нефтяникам выделялось средств и оборудования столько, сколько требовалось для значительного увеличения геолого-разведочных работ, с целью открытия в кратчайшие сроки новых месторождений. С целью ускоренного ведения разведочных работ на нефть и газ в эти районы из южных районов страны были передислоци­рованы геолого-разведочные предприятия с опытными кадрами и необходимым оборудованием. И уже в 1943 году в районе Жигу­левских гор Куйбышевской (ныне Самарской) области был полу­чен мощным фонтан из девонских отложений.

В 1943 году в Ишимбайском районе Башкирии было открыто Кинзебулатское нефтяное месторождение. В 1944 году получен мощный фонтан так же из девонских горизонтов на Туймазинском месторождении Башкирии. В 1945 году открыты нефтяные месторождения в рай­оне поселка Шугурово в Татарии, в районе поселка Бавлы было открыто Бавлинское нефтяное месторождение. В 1949 году около деревни Ромашкино из разведочной скважины № 3 получен фон­тан нефти, положивший начало разработки крупнейшего нефтя­ного месторождения в Татарии. В это же время залежи нефти в девонских и угленосных отложениях были открыты в Куйбышевской (Самарской), Волгоградской, Саратовской, Пермской и Оренбургской областях.

Сейчас можно уверенно сказать,что политика Правительства в вопросах геолого-разведочных работ на нефть и газ была дальновидной. Открытие нефтяных и газовых месторождений в годы войны и после военное время, позволило СССР выйти в число передовых нефтедобывающих стран мира, что позволило в короткие сроки восстановить народное хозяйство страны, разрушенное в период Великой Отечественной войны.

В шестидесятые годы начался новый этап развития нефтя­ной промышленности в нашей стране, когда в Западной Сибири (Тюменская и Томская области) приступили к освоению нефтя­ных и газовых месторождений. Как отмечалось выше, геолого­поисковые работы в Сибири были начаты в 1939 году по инициа­тиве наркома топливной промышленности Л.М. Кагановича. В 1953 году в Сибири в близи г. Березово было открыто Березовское газовое месторождение, в 1960 году в Тюменской области (в Шаимском районе) открывается первое нефтяное месторожде­ние, а в 1961 году получен фонтан нефти из меловых отложений на Мегионской и Усть-Балыкской площадях. В 1964 году начата добыча нефти на Шаимском, Усть-Балыкском и Мегионском нефтяных месторождениях. Нефть с этих месторождений постав­ляли на Омский нефтеперерабатывающий завод.

По решению Правительства страны в Западной Сибири на­чинается бурное развитие геолого-по исковых работ, в результате которых были открыты в Нижневартовском районе крупнейшее в мире Самотлорское нефтяное месторождение, а затем на Севе­ре - Уренгойское, Медвежье, Заполярное и целый ряд других крупных нефтяных и газовых месторождений. Уже в 1977 году в Западной Сибири было добыто 218 миллионов тонн нефти, в 1982 году - 283 миллионов тони. Таких масштабов и темпов развития нефтяной и газовой промышленности не было ни в од­ном районе не только у нас в стране, но и в мире. Всего в Запад­ной Сибири на начало 1994 года было открыто 549 месторожде­ний, в том числе 394 - нефтяных, 32 - газонефтяных и нефтегазо­вых, 77 - нефтегазоконденсатных, 42 - газоконденсатных и 4 га­зовых месторождения.

В шестидесятых годах одновременно с открытием крупных нефтяных месторождений в Западной Сибири открываются неф­тяные месторождения на полуострове Мангышлак (Узеньское), в Удмуртии (Чутырско-Киенгопское, Мишкипское, Вятское), в Пермской области (Ножовское), Оренбургской (Покровское, Пономаревское, Бобровское), в Куйбышевской (Кулешевское) и другие.

Разработка нефтяных месторождений с заводнением пластов. Системы заводнения, геологические условия их применения. Технология процесса заводнения. Контроль и регулирование процесса заводнения.

В 1946 г. впервые было применено законтурное заводнение на девонской залежи Туймазинского месторождения. Это месторождение стало первенцем внедрения новой технологии. В процессе освоения законтурного заводнения были решены многочисленные вопросы, как техники, так и технологии закачки воды в условиях полного отсутствия отеческого опыта в данной области.

Исследованию опыта разработки Туймазинского месторождения было посвящено много книг, статей. Этому вопросу было уделено внимание Щелкачевым, Крыловым, Тимошевым, Лозиным. По примеру Туймазинского месторождения система законтурного заводнения вскоре нашла широкое применение на Бавлинском месторождении Татарстана, месторождениях Пермской и Самарской областей и в целом Волго-Уральской нефтегазовой провинции.

Несколько позже, с 1954 г. началось внедрение более прогрессивной системы внутриконтурного заводнения на девонской залежи супергигантского Ромашкинского нефтяного месторождения. По применению системы заводнения было много как положительных, так и отрицательных отзывов.

В результате можно сказать на сегодняшний день об основных преимуществах и недостатках заводнения, выявленных в процессе разработки многих месторождений:

· При разработке неоднородных расчлененных объектов не обеспечивается полнота охвата пластов заводнением, в результате в разработку не вовлекаются значительные трудноизвлекаемые запасы нефти. Происходит разноскоростная выработка пластов, приводящая к преждевременному обводнению высокопроницаемых пластов;

· Выработка оставшихся заводненных пластов осложняется тем, что остаточная нефть «запечатывается» закачанной водой, а в призабойной и близлежащих зонах пласта выпадают АСПО;

· Ухудшаются свойства остаточной нефти, в пласте образуется окисленная, осерненная, малоподвижная и неподвижная биодеградированная нефть;

· Создаются проблемы добычи оставшихся извлекаемых запасов из невырабатываемых или слабовырабатываемых, менее проницаемых, смежных с заводняемыми пластов, вследствие выпадения парафина из-за снижения температуры (переохлаждения) пласта в результате закачки холодных вод и ухудшением свойств нефти (повышение вязкости, утяжеления, осернения);

· В процессе длительной разработки снижается проницаемость коллекторов, как по вышеуказанным причинам, так и из-за развивающихся в пластах деформационных процессов вследствие снижения давления при разработке (изменение степени раскрытости трещин, деформации и перемещения глинистого материала скелета породы);

Несмотря на недостатки, как отмечают ученые, можно с уверенностью сказать, что освоение системы внутриконтурного заводнения на Ромашкинском месторождении явилось большим успехом в создании научных основ разработки нефтяных месторождений. Оно позволил коренным образом изменить систему разработки, значительно повысить технико-экономические показатели и с минимальными затратами увеличить топливный баланс страны.

Однако недостатки метода надо знать, чтобы учитывать при совершенствовании системы разработки.

На сегодняшний день известны три системы разработки нефтяных месторождений заводнением:

· законтурное (которое сегодня практически не применяется);

· приконтурное (применяется редко, чаще всего с внутриконтурным);

· внутриконтурное.

Законтурная система заводнения применятся для разработки залежи с небольшими запасами нефти, скважины располагают в законтурной водоносной части пласта по периметру залежи на расстоянии от 300 до 800м.

Контуры нефтеносности: 1 - Внешний; 2 – Внутренний.

Скважины: 3 – Нагнетательные; 4 – Добывающие.

Применение законтурной системы разработки возможно тогда, когда ВНК при достижимых перепадах давления может перемещаться.

Проектирование и реализация этой системы требует детального изучения законтурной части пласта. Надо учитывать, что характеристики законтурной части пласта по пористости, проницаемости, песчанистости существенно отличаются от характеристики центральной части пласта. Эта система заводнения применяется при высоких фильтрационных характеристиках пласта, относительно однородном строении и при маловязких нефтях.

Законтурная система заводнения применяется тогда, когда затруднена гидродинамическая связь нефтяной зоны пласта с законтурной областью. Ряд нагнетательных скважин в этом случае размещается в водонефтяной зоне или у внутреннего контура ВНК.

Внутриконтурное заводнение применяют в основном при разработке нефтяной залежи с большими площадями.

Внутриконтурное заводнение не отрицает приконтурного и может сочетаться.

Разновидностями внутриконтурного являются:

· блоковое,

· очаговое,

· избирательное,

· барьерное,

· площадное

· и др.

· Блоковые системы находят применение на месторождениях вытянутой формы с расположением рядов нагнетательных скважин чаще в поперечном направлении.

Контуры нефтеносности: 1 - Внешний; 2 – Внутренний.

Скважины: 3 – Нагнетательные; 4 – Добывающие.

Принципиальное отличие блоковых систем от систем внутриконтурного заводнения состоит в том, что блоковые системы предполагают отказ от законтурного заводнения.

1. Отказ от расположения нагнетательных скважин в законтурной зоне исключает риск бурения скважин в слабоизученной на стадии разведки месторождения части пласта.

· Более полно используется проявление естественных сил в гидродинамической области законтурной части пласта.

· Существенно сокращается площадь подлежащая обустройству объектов ППД.

· Упрощается обслуживание системы ППД.

· Компактное расположение добывающих и нагнетательных скважин позволяет оперативно решать вопросы регулирования разработки перераспределением закачки воды по рядам и скважинам и отбора жидкости в добывающих скважинах.

Широкое распространение блоковое заводнение получило на месторождениях Куйбышевской области и Западной Сибири.

Блоковые системы разработки предполагают расположение нагнетательных скважин в направлении перпендикулярном к линии простирания складки. Вместе с тем для спокойных полого залегающих антиклинальных складок целесообразно расположение нагнетательных скважин по оси складки. В этом случае предоставляется возможность вместо нескольких линий нагнетания иметь одну.

Заводнение пластов при расположении нагнетательных скважин у оси складки получило наименование осевое заводнение.

Площадное заводнение применяется при разработке пластов с невысокими фильтрационными свойствами. При этой системе добывающие и нагнетательные скважины размещаются по правильным 5,7,9-точечным схемам. При 5-точечной системе соотношение добывающих к нагнетательным: 1: 1; при 7-точечной – 1: 2; при 9-точечной – 1: 3.

Таким образом, наиболее интенсивными являются 7 и 9-точечные. Большое влияние на эффективность площадного заводнения оказывает неоднородность пласта и величина запасов нефти, приходящихся на 1 скважину.

В условиях неоднородного пласта как по разрезу, так и по площади происходят преждевременные прорывы воды к добывающим скважинам по более проницаемой части пласта, что сильно снижает добычу нефти за безводный период и повышает водонефтяной фактор. Поэтому площадное заводнение желательно применять при разработке более однородных пластов.

Форма сетки скважин: пятиточечная	Форма сетки скважин: семиточечная обращенная
Контуры нефтеносности: 1 – Внешний; 2 – Внутренний. Скважины: 3 – Нагнетательные; 4 – Добывающие.	Скважины: 1 – Нагнетательные; 2 – Добывающие.
Форма сетки скважин: девятиточечная обращенная	Равномерная сетка скважин Площадное заводнение
Скважины: 1 – Нагнетательные; 2 – Добывающие	Скважины: 1 – Нагнетательные; 2 – Добывающие
Квадратная сетка скважин при площадном заводнении	Треугольная сетка скважин при площадном заводнении
Скважины: 1 – Добывающие; 2 – Нагнетательные	Скважины: 1 – Добывающие; 2 – Нагнетательные

Очаговое заводнение – это дополнение к уже осуществленной системе законтурного и внутриконтурного заводнения. При этой системе заводнения группы нагнетательных скважин размещаются на участках пласта отстающих по интенсивности использования запасов нефти. В отдельных случаях при хорошем геологическом строении пласта, очаговое заводнение можно применять как самостоятельную систему разработки месторождения.

Избирательная система заводнения является разновидностью площадного заводнения и применяется на залежах нефти со незначительной неоднородностью нефти. Залежь при этом разбуривается по равномерной 3-4-7-точечной сетке, а затем все скважины вводят в эксплуатацию как добывающие. Конструкция скважин подбирается таким образом, чтобы любая из них отвечала требованиям, предъявляемым к добывающим и нагнетательным скважинам.

Площадь залежи нефти обустраивают объектами сбора нефти и газа и объектами ППД так, чтобы можно было бы освоить любую скважину не только как добывающую, но и как нагнетательную.

Детальным изучением разреза скважин по данным каротажа, проведением в скважинах гидропрослушивания, из числа нефтедобывающих скважин выбирают скважины под нагнетание воды. Такими скважинами должны быть скважины, в которых нефтепродуктивный разрез вскрывается наиболее полно, прослеживается гидродинамическая связь выбранной скважины с соседними.

Зоны пласта с проницаемостью: 1 – Высокая; 2 – Низкая

Барьерное заводнение применяется при разработке газонефтяных месторождений с большим объёмом газа в газовой шапке. При этом может ставиться задача одновременного отбора нефти из нефтяной оторочки и газа из газовой шапки.

В связи с тем, что регулирование отбора нефти и газа, а также пластового давления при раздельном отборе нефти и газа не приводящем к взаимному перетоку нефти в газоносную часть весьма затрудненно, то прибегают к разрушению единой залежи на самостоятельные участки. Нагнетательные скважины при этом располагают в зоне ГНК, а закачку воды и отбор газа и нефти регулируют таким образом, чтобы происходило вытеснение нефти и газа водой при исключении взаимных перетоков нефти в газовую часть залежи, а газа – в нефтяную.

Впервые барьерное заводнение на газонефтяном месторождении было применено на месторождении Карадаг (Азербайджан).

Контроль за разработкой нефтяных залежей осуществляется в целях:

а) оценки эффективности применяемой системы разработки залежи в целом и отдельных технологических мероприятий по их осуществлению.

б) получения информации, необходимой для регулирования процесса разработки, и проектирования мероприятий по его совершенствованию.

В процессе контроля изучаются:

· Динамика изменения текущей и накопленной добычи нефти, попутной воды и газа, а также рабочих агентов по месторождению в целом, отдельным участкам и скважинам.

· Охват запасов разработкой, характер внедрения вытесняющего агента по отдельным пластам, пропласткам, участкам залежи с оценкой степени охвата пласта заводнением.

· Энергетическое состояние залежи, динамика изменений пластового и забойного давлений в зонах отбора и закачки.

· Изменение коэффициента продуктивности, приёмистости скважин.

· Состояние герметичности эксплуатационных колонн, взаимодействие продуктивного горизонта с соседними по разрезу горизонтами и наличие перетоков жидкости и газа между пластами разрабатываемого объекта и соседними.

· Изменение физико-химических свойств добываемой жидкости и газа в пластовых и поверхностных условиях в процессе разработки

· Динамика зависимости текущего КИН из пласта, от текущей обводненности продукции.

Обязательный комплекс исследований и работ должен содержать следующие виды:

· Замеры пластового давления по контрольным и пьезометрическим скважинам.

· Замеры пластового и забойного давления, дебитов скважин по жидкости, газовых факторов и обводненности продукции по добывающим скважинам.

· Замеры устьевого давления нагнетания и объемов закачки по нагнетательным скважинам.

· Гидродинамические исследования добывающих и нагнетательных скважин на стационарных и нестационарных режимах.

· Исследования по контролю ВНК, ГНК, нефтенасыщенности.

· Отбор и исследования глубинных проб нефти, поверхностных проб продукции скважин.

Под регулированием процесса разработки нефтяных залежей следует понимать целенаправленное поддержание и изменение условий разработки продуктивных пластов в рамках принятых технологических решений.

К основным методам и мероприятиям по регулированию относятся:

· Изменение режима работы добывающих скважин (увеличение или ограничение отборов жидкости, отключение высокообводненных скважин, форсированный отбор, периодическое изменение отборов)

· Изменение режима работы нагнетательных скважин (увеличение или ограничение закачки рабочего агента, перераспределение закачки по скважинам, циклическая закачка, применение повышенного давления нагнетания)

· Увеличение гидродинамического совершенствова скважины (доп.перфорация и различные методы воздействия на ПЗП)

· Изоляция или ограничение притока попутной воды в скважину (различные способы цементных заливок, создание различных экранов, применение хим.реагентов)

· Выравнивание профиля притока жидкости или расхода воды (селективная закупорка, закачка инертных газов, загущенной воды)

· Изменение направления фильтрационных потоков

· Очаговое заводнение

· Перенос фронта нагнетания

· Бурение дополнительных добывающих и нагнетательных скважин.