Уникальность Фёдоровского месторождения нефти
Будучи самыми масштабными в стране, нефтяные месторождения Югры дали начало новой жизни многим городам края.
С тех пор как в 1953 году в воздух забил первый нефтегазовый фонтан нового месторождения, нефть из этого региона неиссякаемым потоком идет потребителям.
На открытии одного месторождения геологи не остановились, и в течение десятилетия ландшафт Ханты-Мансийского национального округа (официальное именование края на тот момент) украсился новыми нефтяными вышками. Но начиналось все не так радужно.
Поиски нефтяных месторождений в Югорском крае (территория современного Ханты-Мансийского АО) начались в 40-х годах прошлого века. Место было выбрано неспроста, поскольку геофизические расчеты специалистов недвусмысленно указывали на вероятные огромные залежи нефти.
Неутешительные отчеты, уходившие в Министерство нефтяной промышленности СССР, ставили крест на дальнейших поисках или, по крайней мере, сильно их тормозили. С переменным успехом работы велись до 1960 года, пока ситуация в корне не изменилась.
В январе на пост главного геофизика Сургутской нефтеразведочной экспедиции был назначен Виктор Петрович Фёдоров.
Обладая громадным опытом и практическими достижениями (чего стоит одно только открытие Ставропольского газового месторождения в 1949-м), он принялся за работу.
Спустя пять лет непрекращающихся поисков и анализов полученных данных, Фёдоров определил направление конкретных поисков, и дело сдвинулось с мертвой точки.
Место расположения Фёдоровского месторождения
Применяя тактику глубокого бурения, одно за другим были открыты Мегионское, Сургутское, Партсъездовское месторождения (всего 25 в крае).
Месторождение, получившее имя гениального ученого-инженера, было открыто через шесть лет после его кончины – в 1971 году. Оно находится в 75 км к северу от Сургута (ХМАО) на глубине 1,9 – 3,1 км.
Сухой канцелярский язык сообщает, что местность является центральной частью Сургутского нефтегазового района Среднеобской нефтегазоносной области.
Геологическая терминология дополняет, что месторождение расположено на Фёдоровском куполовидном поднятии Сургутского свода и являет собой «брахиантиклинальную складку с сильно изрезанными очертаниями, линейно-вытянутой формы в меридиональном направлении».
Площадь всего поднятия равна 850 кв. км, с амплитудой до 37 м.
Технические характеристики Фёдоровского месторождения
Площадь месторождения составляет около 1900 км2, плотность нефти – 0,85–0,9 г/см3. После Самотлорского это месторождение является вторым по объему залежей и находится в списке десяти крупнейших в мире, поскольку относится к гигантским (разновидность классификации) и разрабатываемым (характер промышленного освоения).
Начало освоения Фёдоровского месторождения
Итак, открытое в 1971 г. месторождение в 1973 г. было введено в эксплуатацию. Первые же годы показали, что определять объемы добычи нефти будет не само месторождение, а инфраструктура вокруг него.
Максимальный эффект достижим только при доставке бурильного оборудования и наладки его в сжатые сроки, а также возможности ремонта и технического обслуживания механизмов на месте.
Расширение ремонтной материальной базы стало в начале пути основным вопросом развития.
С увеличением сети дорог (что в для тех природных условий было нелегкой задачей) возрос и объем добычи. Стремительный рост производства обуславливается именно этим фактором. Строительство нефтепроводов довершило картину торжества технического прогресса, призванного на помощь нефтяникам.
Развитие месторождения и оценка количества ресурсных запасов
Через полтора года (октябрь 1974-го) месторождение рапортовало о выдаче на-гора первого миллиона тонн нефти. За все времяэксплуатации месторождения из его недр было выкачано более 500 миллионов тонн (этот показатель был достигнут в 2004 г.) нефти. Основного пика производство достигло в 1983 году, когда страна получила 36 млн тонн.
По самым скромным расчетам, извлекаемые остатки нефти составляют не менее 1,5 млрд тонн. Путем несложных вычислений достигается вывод о том, что ориентировочное время разработки месторождения составит еще 110–120 лет.
Особенности добычи нефти на Фёдоровском месторождении
Вслед за подъемом последовал ожидаемый спад производства.
Согласно особенностям нефтедобычи в данном районе, нефть залегает пластами с расположением их между шапкой, состоящей из газа, и подошвенной оторочкой из воды.
Отсутствие глинистого почвенного барьера приводит к скорому проникновению воды в шахты. В связи с этим шахтам грозит быстрое обводнение, которое является главным бичом месторождения.
Чем больше воды выкачивается из шахты, тем больше времени тратится на работу шахты вхолостую. Падает эффективность производства, работу шахт приходится приостанавливать для проведения внеплановых ремонтных работ. Соответственно, происходит общее снижение объемов добычи нефти. Шахты вертикального бурения в данном случае становятся нерентабельными.
Для нормального процесса добычи нефти такие условия являются неблагоприятными, в связи с чем в 90-е годы прошлого столетия были предприняты первые шаги по внедрению новой технологии бурения – горизонтальной.
Технология горизонтального бурения не является прорывом в нефтедобывающей отрасли, так как этот метод был известен еще с 1846 года.
30-е годы следующего века скорректировали технические условия для осуществления бурения данным способом.
В начале 1950 г. началось повсеместное использование наклонно-направленных скважин. Стволы в данном случае отклоняется от вертикали, сама буровая вышка находится в отдалении от месторождения.
Основные зоны применения этого метода – морские участки месторождений или побережье.
Принцип наклонного и горизонтального бурения подтолкнул нефтяников к разработке технологии бурения кустовым методом, когда одна площадка (куст) могла включать в себя 10–12 скважин, расходящихся от нее наподобие веток (отсюда название).
Перспективы разработки Фёдоровского месторождения
Итак, в начале 1990-х эксперимент по внедрению метода горизонтального бурения на Фёдоровском месторождении увенчался успехом.
Были возвращены на баланс уже казавшиеся потерянными около 150 млн тонн нефти, списанные из-за низкой рентабельности добычи.
Горизонтальным способом в настоящее время на этом месторождении добывается до 30% всего объема нефти, и этот метод эксплуатации возможно применять и далее в течение длительного срока.
По причине появления все больших остатков трудноизвлекаемых запасов (для которых рентабельность колеблется в районе нуля) в планах разработчика месторождения расширение добычи именно горизонтальным бурением.
Финансовые аналитики дают положительный экономический прогноз результатов подобных действий. Как дополнительный плюс становится возможной утилизация попутного природного газа до 99% его объема.
Такой подход благоприятно сказывается на экологическом состоянии края (вопросы экологии чуть ниже).
Компания-разработчик Фёдоровского месторождения
Разработчиком данного месторождения является ОАО «Сургутнефтегаз». Компания является одним из лидеров данной отрасли. По данным за 2014 год, количество сотрудников компании превысило 1000 тысяч человек, 90% которых работает именно в ХМАО.
Влияние Фёдоровского месторождения на экологию региона
Как любое производство нефтехимической отрасли, оно оставило неизгладимый след на природе края.
Но в сравнении с бездумным и расточительным отношением к природе в прошлом веке современный подход к охране окружающей среды дает более позитивные результаты.
В соответствии с принятыми законами экологические требования к предприятиям многократно ужесточены. За их выполнением производится постоянный надзор, вследствие чего во взаимоотношениях человека с природой наметился положительный баланс.
Случаются и аварии, как та, что произошла в 2011 г. вследствие разгерметизации одной из шахт.
Однако именно в силу ужесточения требований к оборудованию и экологическим нормам безопасности общее число аварий на шахте незначительно, равно как и ущерб природе края.
Современный ХМАО вообще и легендарную Фёдоровку в частности можно смело назвать нефтепромыслом XXI века.
Невообразимый прыжок, совершенный разработчиками месторождения за почти 45-летнюю историю его эксплуатации, позволяет употребить это словосочетание без излишней скромности.
Если бы в нашей стране было принято называть геройскими не только города, но и месторождения, то Фёдоровское месторождение получило бы это звание одним их первых.
Источник: http://greenologia.ru/eko-problemy/proizvodstvo-neft/fyodorovskoe-neftyanoe-mestorozhdenie.html
Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Cтраница 1
Федоровское месторождение, открытое в 1971 г., находится в пределах юго-восточной части крупного Чернореченского куполовидного поднятия, приуроченного к центральной части Сургутского свода. Некоторые из этих поднятий осложнены куполами. В пределах Мохового поднятия имеются три купола. [1]
| Эффективность программы повышения нефтеотдачи. [2] |
Федоровское месторождение представляет собой уникальный полигон, на котором впервые в отечественной нефтяной промышленности прошли промышленную апробацию и получили широкое распространение многие новые технологии и методы, позволяющие существенно интенсифицировать работу отдельных скважин, осуществить рациональные режимы воздействия на продуктивные пласты и залежи, продлить жизнь месторождения и повысить конечный коэффициент нефтеизвлечения. [3]
Федоровское месторождение в этом отношении, пожалуй, не имеет аналогов в отечественной нефтедобыче.
Последовательное осуществление проектов горизонтального бурения, ГРП, физико-химических методов обработки призабойной зоны, а также использование мероприятий по выравниванию профиля приемистости и фронта вытеснения с целью увеличения нефтеотдачи представляют собой мощный арсенал средств, обеспечивающих рентабельную доразработку месторождения.
На основе проведенных мероприятий и исследований удалось существенно скорректировать систему методов воздействия на продуктивные пласты и обеспечить продолжительный период устойчивой добычи, сменяющийся пологой траекторией ее снижения, что резко контрастирует с пико-образной динамикой добычи на многих крупнейших месторождениях России. [4]
Федоровское месторождение расположено в пределах Сургутского свода, к юго-восточной части Чернореченского куполовидного поднятия. Разрез месторождения представлен породами складчатого палеозойского фундамента, юрской, меловой, палеогеновой и четвертичной систем.
Структура представляет собой бра-хиантиклинальную складку субмеридионального простирания. В разрезе месторождения выделены продуктивные пласты AG4, ACs – e, БСь БСю, сложенные песчано-алевритовыми породами.
В пластах АС4, ACs – e зафиксированы газовые залежи с небольшими нефтяными оторочками, в пластах БСЬ БСю – нефтяные залежи. [5]
Федоровского месторождения горизонтальными скважинами, закончен проект строительства скважин. Оригинальность данного проекта в том, что горизонтальные скважины имеют пространственный тип профиля. [6]
СкважиныФедоровского месторождения проектируются и проводятся по большому радиусу искривления: 382 м – 71 м ( интенсивность искривления от 1 5 град. [7]
НаФедоровском месторождении была реализована описанная в данной работе последовательность применения различных направлений повышения степени извлечения нефти из пласта – использование МУНов и постепенный переход к новой технологии разработки, основанной на широком использовании горизонтальных скважин. [8]
В пределахФедоровского месторождения сейсморазведоч-ными работами выявлены следующие структуры III порядка: Федоровская, Моховая, Вершинная, Яун-Лорская, Варенская, Той-Лорская, Северо-Сургутский купол. Наиболее разведанной является Моховая площадь. [9]
В разработку введеноФедоровское месторождение. [10]
Основной продуктивный горизонтФедоровского месторождения ( пласт БС10 11) имеет неоднородное строение и сильно расчленен. [11]
| Зависимость критерия ран гов R и пластового давления рая. от. [12] |
Так, поФедоровскому месторождению в течение второго и третьего годов разработки наблюдалось уменьшение R, что говорит о режиме растворенного газа. [13]
Так, наФедоровском месторождении применение МУНов осуществлялось параллельно с изменением технологии разработки месторождения в целом. Изначально здесь была применена газ-лифтная система разработки.
Но данная система хороша тогда, когда имеются значительные запасы нефти.
На более поздней стадии разработки гораздо лучше применять электроцентробежные насосы ( ЭЦН), так как они лучше подстраиваются в условиям конкретной скважины. [14]
По предварительным данным, Федоровское месторождение является одним из крупных, открытых на территории Сургутского района. В 1973 году оно введено в промышленную разработку, и Главтюменгеология в настоящее время продолжает вести его интенсивную разведку. [15]
Страницы: 1 2 3 4
Источник: http://www.ngpedia.ru/id144144p1.html
ПОИСК
Федоровское месторождение. Нефти отличаются в зависимости от пласта. Нефть пласта БС1 — вязкая, тяжелая, смолистая, сернистая (класс II). Нефть пласта БСю — легкая, малосмолистая. Все нефти парафиновые (вид П2). [c.
244]
Отличительной особенностью нефтегазоконденсатных залежей пластов АС4-9 Федоровского месторождения, предельно осложняющей подсчет запасов и принятие технологических решений по его разработке, является доказанное различными способами наличие в газовых зонах значительного количества остаточной (погребенной) нефти.
Наоборот, насыщение нефтью нефтяных оторочек нельзя признать высоким. [c.180]
Для иллюстрации возможности применения предлагаемого способа разработана методика оценки процесса смещения оторочки, которая применена для расчета технологических показателей на одном из участков Федоровского месторождения. Расчеты показали, что при реализации указанного способа на опытном участке нефтеотдача составит 70 % от запасов в оторочке и 53 % от суммарных запасов жидких углеводородов во всем объеме продуктивного пласта. [c.181]
Обнаруженные при разведке осложняющие физико-геологические особенности явно продуктивных нефтегазовых пластов Федоровского месторождения не позволили на данном этапе однозначно решить главный вопрос при подсчете запасов — возможность рентабельной добычи нефти из них. [c.179]
Для осуществления опытно-промыщленных работ на Федоровском месторождении была составлена схема с расчетом техноло ГИИ процесса на одном из участков.
Ниже излагается разработанная для гидродинамических расчетов теоретическая схема, которая была применена при определении показателей процесса в неоднородном пласте.
Моделирование процесса смещения нефтяной оторочки в слоистом одномерном пласте с набором п изолированных друг от друга пропластков различной проницаемости, в поршневой схеме, представляется системой уравнений [c.187]
Такие исследования были выполнены авторами на моделях слоистых пластов с нулевой и совершенной связностью, а также на модели с прерывистой слоистостью. Для иллюстрации ниже излагается расчет показателей для одного из участков Федоровского месторождения. [c.191]
Реагент ИПС-1 к (кубовые остатки производства бутиловых спиртов, РПС-67) применяли на Мамонтовском и Федоровском месторождениях, ИПС-2 — на Южно-Сургутском, Правдинском, Самотлорском месторождениях. [c.197]
В работе [29] приводится пример повышения производительности СКВ. 64, вскрывшей продуктивный горизонт АС Федоровского месторождения на пресном буровом растворе. Горизонт сложен мелкозернистыми песчаниками с каолинитовым цементом. Коэффициент продуктивности СКВ. 64 после вскрытия оказался равным 0,4 м /(сут-МПа). [c.100]
Результаты разгазирования нефти Федоровского месторождения [c.54]
Пластовая температура и состав вод в пределах залежи изменяют-сг. мало, в то же время коллекторские свойства пласта часто в различных участках залежи крайне неодинаковы. Поскольку размеры микроорганизмов (0,2-2 мкм) соизмеримы с размерами пор коллектора, очевидно, что наилучшие условия для развития микроорганизмов существуют в той части пласта, где размеры пор намного превышают размеры бактерий. И наоборот, на участках залежи с плохими коллекторскими свойствами бактерии находятся в стесненном положении, и поэтому процесс идет медленно. Возможно, именно этим обстоятельством объясняется наличие в пределах пластов АС Федоровского месторождения нефтей типа и А . [c.19]
Анализ распределения нормальных кислот и н-алканов из нефти Федоровского месторождения (см. рис. 3) показывает прежде всего несовпадение характера молекулярно-массового распределения кислот и алканов.
Если бы кислоты действительно были предшественниками алканов, то кривые их молекулярно-массового распределения должны быть одинаковыми со сдвигом на один атом углерода. Кроме того, четность среди кислот выражена гораздо ярче, чем нечетность среди алканов. Все это указывает на независимость происхождения нормальных кислот и н-алканов нефтей.
Дополнительным тому подтверждением служит обнаруженное нами значительное обогащение кислот изотопом С (см. табл. 15). [c.83]
Федоровское месторождение, открытое в 1971 г., находится в пределах юго-восточной части крупного Чернореченского куполовидного поднятия, приуроченного к центральной части Сургутского свода.
Месторождение приурочено к антиклинальной складке, осложненной рядом поднятий (с юга на север) Северо-Сургутским, Федоровским, Оленьим, Моховым (северо-восточная часть месторождения). Некоторые из этих поднятий осложнены куполами.
В пределах Мохового поднятия имеются три купола. [c.543]
Аксенова 3. И. и др. Нефть Федоровского месторождения. Труды Тюменского индустриального институт та Нефтепереработка и нефтехимия, Тюмень, 1973. [c.65]
Федоровского месторождения (тип аварий – скручивание, сдвиг) и аварий на продуктопроводах Самотлорского месторождения во времени [c.325]
Таким образом, в нефтегазоконденсатных пластах АС4 э Федоровского месторождения наблюдается такая сложная картина распределения насыщенностей углеводородами (разных фаз) и водой, которая в сочетании с неоднородным строением коллектора представляет весьма осложняющую физико-геологическую обстановку для подсчета запасов нефти и решений технологических вопросов разработки. [c.180]
Савуйское месторождение представляет собой антиклинальную -складку северо-западного простирания, входящую в площадь Федоровского месторождения в северной его части, но имеющую самостоятельную залежь в горизонте БСю валанжинского яруса нижнего мела на глубинах 2300—2360 м. [c.545]
| Рис. 57. Кривые титрования смеси смолистых всщсств пз нефти Федоровского месторождения с модельпыми соединениями. |
Известно, что увеличение числа ступеней сепарации позволяет увеличить выход объема товарной нефти. Это происходит в основном за счет сохранения в ней пропан-бутановой фракции. Тем не М0нее даже при многоступенчатой сепарации в газовую фазу переходит значительное количество углеводородов Сз+в. Так для Федоровского месторождения при четырехступенчатой сепарации из каждой тонны пластовой нефти с газом уходит 24,5 кг ценных углеводородов (см. табл. 13). И если нефтяной газ сжигается, то эти углеводороды безвозмездно теряются. [c.54]
Для проверки этого предположения нами были выполнены специальные эксперименты. С этой целью из нефти Федоровского месторождения (скв.
123, глубина 1872-1876 м, пласт АС ), не содержащей н-алка-нов, были удалены смолы и асфальтены, а оставшиеся УВ подверглись нагреву при разной температуре. Опыты показали, что в ходе нагрева закономерного изменения отношения п/ф не наблюдалось.
По законам термодинамики с ужесточением условий происходит смещение максимума на хроматограмме в низкомолекулярную область. При самых жестких режимах (температура свыше 450 °С) фитан и пристан полностью разрушаются с образованием газа и легких бензиновых УВ.
Следовательно, разница в термической устойчивости фитана и пристана, а также их новобразование из высокомолекулярных УВ также не приводят к существенному изменению величины п/ф. [c.14]
Использование С ЯМР-спектроскопии при исследованип нефти Федоровского месторождения [21] не дало ожидаемых результатов, так как не учитывался ряд методических особенно-сте11 записи спектров.
Была поставлена задача на основании литературных и своих экспериментальных данных проследить возможности С ЯМР для анализа такого сложного объекта, каким является нефть, выбрать оптимальные условия записи спектров таких систем и лучшую аналитическую методику проведения структурно-группового анализа. Типичный спектр С ЯМР (рис.
2) нефтяных компонентов содержит две основные полосы поглощения атомов углерода — в насыщенных (0—70 м. д. от ТМС) и ароматических (100—170 м. д.) структурах.
Зная интегральные интенсивности наблюдаемых областей сигналов, мы можем легко найти фактор ароматичности исследуемого продукта /а =/а/(/а +/пас), Я имея другие предварительньш сведения об объекте исследования (м. м., элементный и функциональный состав, спектр И ЯМР), можем найти и другие параметры, на- [c.56]
Лукошкинского месторождения 57 5116 — Кудиновского месторождения 57 5117 — Вороновского месторождения 57 5118 — Федоровского месторождения 57 5119 — прочих месторождений 57 5120 Глины / бентонитовые для тонкой керамики 57 5121 — Огланлинского месторождения 57 5122 — Асканского месторождения [c.495]
Разнонаправленные тенденции в изменении свойств нефти между залел ами Савуйского и Федоровского месторождений, с одной стороны, и различными частями залежи Федоровской площади (западный купол, с плотностью нефти от 0,840 до 0,850 г/см , восточный купол с Восточно-Моховым поднятием, имеющие плотность нефти от 0,852 до 0,867 г/см ) — с другой, сохраняются и при рассмотрении других показателей. Однако следует отметить, что в изменении калсдого параметра имеются свои особенности. [c.87]
Kon площади и составляют более 122 ат. Для западного купола Федоровской площади характерна значительная разница между пластовыми давлениями и давлениями насыщения (85,5—108,1 ат).
Резко снижается величина разностей давлений (до 3,5 ат) в районе восточного купола Федоровской структуры и несколько выще значения в пределах Восточно-Мохового поднятия (24,7 ат).
Следует отметить, что при разведке Федоровского месторождения на [c.89]
Исследования связи между показателями, характеризующими газовую и жидкую фазы в пределах Федоровского месторождения, свидетельствуют о наличии аномалий. Так, на западном куполе (скв.
64 и 75) между плотностью нефти и газосодержанием, давлениями насыщения, объемным коэффициентом намечяется ппя тая линейная связь, а на восточном куполе и в пределах Восточно-Мохового поднятия, скорее всего, существуют обратные линейные зависимости.
Противоположные тенденции в пределах рассматриваемых участков сохраняются в соотношениях между плотностью нефти и плотностью попутного газа, а также коэффициента сухости газа. [c.89]
Как отмечалось ранее, на основании данных по групповому углеводородному составу нефтей Федоровского и Савуйского месторождений (табл.
2) можно предполагать их генетическое едгпгст-во, во всяком случае, видна принадлежность к одному типу нефтей с метано-нафтеновым основанием.
Однако для Федоровского месторождения характерна более высокая доля углеводородных соединений, чем для Савуйской площади. В последнем случае заметно ниже содержание ароматических углеводородов. [c.89]
Под управлением ЗАО Искра-Энергетика консорциум пермских машиностроительных предприятий осуществит уникальную реконструкцию газокомпрессорной станции на Федоровском месторождении ОАО Сургутнефтегаз .
Проектом реконстркции предусмотрена замена трех электроприводов компрессоров французского производства (фирма Крезо Луар ) на отечественные газовые турбины пермского производства мощностью 12 МВт каждая. [c.
33]
Источник: https://www.chem21.info/info/1528814/
Нефтяные месторождения России
Россия является, пожалуй, самым главным мировым экспортёром нефти. Каждый год в государстве предприятия добывают примерно 505 000 000 тонн «чёрного золота». Сегодня разработка, проводимая в самых крупных месторождениях, по объёмам известных природных запасов нефти вывели страну на 7-ю строчку в мире. В этой статье мы рассмотрим самые крупные нефтяные месторождения России.
Российские нефтяные месторождения
Составленная экспертами карта нефтяных месторождений России демонстрирует практически все главные месторождения. Самыми крупными являются:
- Самотлорское
- Ромашкинское
- Приобское
- Лянторское
- Фёдоровское.
| Самотлорское | 1965 | 7100 | 422 (1980)67 (2011) | Роснефть |
| Ромашкинское | 1948 | 5000 | 15,2 (2008) | Татнефть |
| Приобское | 1982 | 5000 | 110 (2011) | Роснефть,;Газпром нефть |
| Лянторское | 1965 | 2000 | 26 (2004) | Сургутнефтегаз |
| Фёдоровское | 1971 | 1800 | 23 (2011) | Сургутнефтегаз |
| Салымская группа | 1800 | 24,7 ((1).2007) | Роснефть,;Салым Петролеум Девелопмент;(Shell/Sibir Energy) | |
| Уренгойское газонефтеконденсатное | 1966 | 1500 | 27 (2007) | Газпром |
| Мамонтовское | 1965 | 1400 | 96 (1986)20 (2007) | Роснефть |
| Красноленинская группа | 1200 | ТНК-BP/Лукойл/Газпром | ||
| проект Сахалин-5 | 1500 | 0 (2008) | Роснефть/ТНК-BP | |
| Курмангазы (с Казахстаном) | 1100 | Роснефть/КазМунайГаз | ||
| Ново-Елховское | 1000 | Татнефть | ||
| Повховское | 800 | 16 (2005) | Лукойл | |
| проект Сахалин-3 | 700 | 0 (2008) | распределено частично,;Роснефть;(2007) | |
| Приразломное (ХМАО) | 658 | Роснефть | ||
| Великое | 2014 | 500 | Газпром Нефть | |
| Южное Хыльчую | 490 | Лукойл | ||
| Туймазинское | 1937 | 480 | 2,5 (2004) | Башнефть |
| Северо-Рогожниковское | 430 | Сургутнефтегаз | ||
| Бавлинское | Татнефть | |||
| Русское газонефтяное | 400 | Газпром | ||
| Арланское | 400 | Башнефть | ||
| Астраханское газоконденсатное | 400 | Газпром | ||
| Северо-Долгинское | 350 | не распределено (2007) | ||
| Вать-Еганское | 325 | 22,5 (2005) | Лукойл | |
| проект Сахалин-1 | 307 | ExxonMobil/Роснефть/ONGC/SODECO | ||
| Нижнечутинское | 273 | Timan Oil & Gas | ||
| Ванкорское | 260 | Роснефть | ||
| Южно-Долгинское | 260 | Лукойл | ||
| Тевлинско-Русскинское | 250 | 31 (2005) | Лукойл | |
| Юрубчено-Тохомское | 240 | Роснефть | ||
| Усинское | 236 | 5,8 (2005) | Лукойл | |
| Южно-Ягунское | 222 | 12 (2005) | Лукойл | |
| Имени Владимира Филановского | 220 | 0 (2009) | Лукойл | |
| Верхнечонское | 202 | 22,5 (2014) | ТНК-BP/Роснефть | |
| Имилорское | 1981 | Лукойл | ||
| Покачёвское | 185 | 9,3 (2005) | Лукойл | |
| проект Сахалин-2 | 182 | 10 (2008) | Газпром/Shell/Mitsui/Mitsubishi | |
| Западно-Матвеевское | 180 | Лукойл | ||
| Савостьяновское | 160 | Роснефть | ||
| Харьягинское | 160 | 7,5 (2005) | Лукойл | |
| Спорышевское | 151 | Газпромнефть | ||
| Малобалыкское | 150 | 30 (2011) | Роснефть | |
| Лодочное | 1985 | 130 | Самотлорнефтегаз | |
| Ярегское вязконефтяное | 130 | 1,3 (2001) | Лукойл | |
| Возейское | 127 | 2,9 (2005) | Лукойл | |
| Урьевское | 119 | 5,3 (2005) | Лукойл | |
| Ковыктинское | 115 | Газпром | ||
| Талаканское нефтегазовое | 105 | 4 (2008) | Сургутнефтегаз | |
| Ишимбайское | 100 | Башнефть | ||
| Усть-Балыкское | 100 | Роснефть | ||
| Южно-Сургутское | 100 | Сургутнефтегаз | ||
| Западно-Сургутское | 100 | Сургутнефтегаз | ||
| Грозненские | 100 | Роснефть | ||
| Комсомольское нефтегазоконденсатное | 81 | 5,4 (2007) | Роснефть | |
| Имени Юрий Корчагина | 80 | 0 (2008) | Лукойл | |
| Северо-Покачёвское | 76 | 2,4 (2009) | Лукойл | |
| Холмогорское | 70 | Газпром нефть | ||
| Чаяндинское нефтегазоконденсатное | 68 | Газпром | ||
| Дружное | 63 | 3,8 (2005) | Лукойл | |
| Ангаро-Ленское газовоконденсатное | 62 | Газпром | ||
| Нивагальское | 61 | 3,5 (2005) | Лукойл | |
| Нонг-Еганское | 57 | 4,2 (2005) | Лукойл | |
| Хвалынское нефтегазоконденсатное | 53 | 0 (2009) | Лукойл | |
| Когалымское | 53 | 6,7 (2005) | Лукойл | |
| Памятно-Сасовское | 52 | 6,9 (2005) | Лукойл | |
| Южно-Тамбейское газоконденсатное | 50 | 0 (2008) | Ямал СПГ | |
| Сарматское нефтегазоконденсатное | 50 | 0 (2009) | Лукойл | |
| Приразломное | 70 | Газпром нефть | ||
| Уньвинское | 43 | 3,2 (2005) | Лукойл | |
| Еты-Пуровское | 40 | Газпром нефть | ||
| Тазовское | 40 | Газпром | ||
| Юрчукское | 37 | 0,9 | Лукойл | |
| Ключевое | 36 | 4 (2005) | Лукойл | |
| Западно-Малобалыкское | 35 | 4,1 (2009) | РуссНефть | |
| Утреннее (Салмановское) газоконденсатнонефтяное | 34 | 0 (2008) | не распределено (2008) | |
| Верх-Тарское | 32 | 3,7 (2005) | ТНК-BP | |
| Штокмановское газовое | 31 | Газпром | ||
| Ямбургское | 30 | Газпром | ||
| Лугинецкое | 27 | Роснефть | ||
| Южно-Шапкинское | 23 | 4,1 (2005) | Лукойл | |
| Кравцовское | 21 | 1,5 (2005) | Лукойл | |
| Марковское | 20 | Иркутская НК | ||
| Тэдинское | 16 | 2,4 (2005) | Лукойл | |
| Ярактинское | 15 | УстьКутНефтегаз | ||
| Кочевское | 14 | 2,9 (2005) | Лукойл | |
| Средне-Хулымское | 13 | 3,0 (2005) | Лукойл | |
| Бованенковское | 10 | Газпром | ||
| Лонг-Юганское | 10 | Лукойл | ||
| Пашшорское | 1975 | 10 | 2,0 (2010) | Лукойл |
| Южно-Русское | 6 | Газпром/BASF | ||
| Южно-Ляминское | 2009 | Сургутнефтегаз | ||
| Варьеганское газонефтяное месторождение | ||||
| Верхне-Шапшинское нефтяное месторождение | ||||
| Вынгапуровское нефтегазоконденсатное месторождение | ||||
| Вынгаяхинское газонефтяное месторождение | ||||
| Жирновское нефтегазовое месторождение | ||||
| Западно-Мессояхское нефтегазовое месторождение | ТНК-ВР,;Газпромнефть | |||
| Западно-Ракушечное нефтяное месторождение | 2008 | Каспийская нефтяная компания (Роснефть,;Лукойл,;Газпром) | ||
| Западно-Тэбукское нефтяное месторождение | ||||
| Заполярное нефтегазоконденсатное месторождение | 1965 | Газпром добыча Ямбург | ||
| Карпёнское нефтегазоконденсатное месторождение | ||||
| Коробковское нефтегазовое месторождение | ||||
| Крайнее нефтяное месторождение | ||||
| Куюмбинское нефтяное месторождение | ТНК-ВР,;Газпромнефть | |||
| Лаявожское нефтегазоконденсатное месторождение | ||||
| Луцеяхское | 2011 | |||
| Лыдушорское | 1990 | ООО «НК Северное сияние» | ||
| Мангазейское нефтяное месторождение | ||||
| Мегионское нефтяное месторождение | ||||
| Муравленковское нефтяное месторождение | ||||
| Мухановское нефтяное месторождение | ||||
| Назымское нефтяное месторождение | ||||
| Нижне-Шапшинское нефтяное месторождение | ||||
| Новогоднее нефтяное месторождение | ||||
| Новоелховское нефтяное месторождение | ||||
| Пальниковское нефтяное месторождение | ||||
| Пограничное нефтяное месторождение | ||||
| Покровское нефтяное месторождение | ||||
| Русско-Реченское нефтеконденсатное месторождение | ||||
| Соболевское нефтяное месторождение | ||||
| Средне-Шапшинское нефтяное месторождение | ||||
| Сугмутское нефтяное месторождение | ||||
| Сузунское нефтегазовое месторождение | ||||
| Суторминское нефтяное месторождение | ||||
| Тагульское нефтегазоконденсатное месторождение | ||||
| Тямкинское нефтяное месторождение | ТНК-ВР | |||
| Урненское нефтяное месторождение | ТНК-ВР | |||
| Усть-Тегусское нефтяное месторождение | ТНК-ВР | |||
| Харасавэйское нефтегазоконденсатное месторождение | Газпром добыча Надым | |||
| Центральное нефтегазоконденсатное месторождение | 2008 | СП ЦентрКаспнефтегаз (Лукойл,;Газпром,;Казмунайгаз) | ||
| Чекмагушское нефтяное месторождение | ||||
| Чкаловское (Томская область) | 1977 | Томскнефть | ||
| Шаимское нефтяное месторождение | ||||
| Шкаповское нефтяное месторождение | 1953 | |||
| Южно-Балыкское нефтяное месторождение | ||||
| Юрхаровское нефтеконденсатное месторождение | ||||
| Юрьевское нефтяное месторождение | ||||
| Яро-Яхинское нефтеконденсатное месторождение |
Крупнейшее российское месторождение нефти – Самотлорское, занимает шестое место в мировом списке. На протяжении многих лет его расположение являлось государственной тайной. Разработки в нём проводятся свыше 45 лет, его планируется использовать до конца ХХI века. Находится оно в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа.
Первая эксплуатационная скважина была пробурена на Самотлоре зимой 1968 года. Промышленных масштабов добычи геологи достигли в 1969 году. В 1981 году специалисты отчитались о миллиардной тонне нефти. Специально для нефтяников Самотлора власти округа построили город Нижневартовск. Ромашкинское месторождение находится на расстоянии 70 км в западном направлении от г.
Альметьевск Республики Татарстан. Это самое крупное месторождение на территории Волго-Уральской провинции. Его обнаружили в 1948 году. Спустя 4 года началась промышленная разработка. Нефть из этого месторождения добывается методом внутриконтурного заводнения, осуществляется бурение турбобуром на воде. Из него уже добыто свыше 2 200 000 000 тонн нефти. Разработкой занимается компания «Татнефть».
Приобское месторождение открыто недалеко от Ханты-Мансийска. Его нашли в 1982 году участники Правдинской нефтеразведочной экспедиции. Река Обь разделяет месторождение на две половины — лево- и правобережную. Объем начальных извлекаемых запасов нефти на месторождении достигает 1,7 млрд тонн.
Это месторождение отличается внушительным потенциалом, однако для его реализации необходимы существенные финансовые инвестиции. Разработка осложнена заболоченными территориями, частой затопляемостью, а также близким расположением мест нереста рыб.Лянторское месторождение специалисты называют одним из наиболее трудных для разработки. Находится оно также около Ханты-Мансийска.
Его открыли в 1965 году представители Усть-Балыкской нефтеразведочной экспедиции. Промышленная добыча была начата в 1978 году. Объем начальных извлекаемых запасов нефти на месторождении достигает 2 млрд тонн.
Фёдоровское месторождение находится на территории Сургутского свода. Принадлежит к классу гигантских месторождений. Открыто месторождение в 1971 году. Тогда же началась и добыча нефти.
Сегодня добыча ведется при помощи горизонтального бурения, ГРП, физико-химического метода обработки призабойной зоны. Это месторождение представляет собой основу ресурсной базы «Сургутнефтегаза».
Назвали месторождение в честь известного в Тюменском регионе геофизика Виктора Федорова.
Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция находится на территории Западно-Сибирской равнины. С восточной стороны провинцию ограничивает река Енисей, с западной — Уральские горы, с южной — граница с Казахстаном и Алтайские горы, а с северной — Карское море.
Больше всего месторождений находятся в Тюменском регионе, а именно в Ханты-Мансийском и Ямало-Ненецком автономных округах. Кроме этого присутствуют месторождения в Томском регионе, Омском регионе, Свердловском регионе, Новосибирском регионе и Красноярском крае.
Западно-Сибирская провинция насчитывает 15 нефтегазоносных областей.
Нефть и газ в отложениях фиксируются в обширном стратиграфическом поясе, от слоев палеозойского фундамента до апт-сеноманских отложений верхнего меловго периода. В общей сложности на территории Западной Сибири известно примерно 500 нефтяных и газовых месторождений.
Источник: http://mining-prom.ru/toplivodob/neft/neftyanye-mestorozhdeniya-rossii/
Загрузка...
