Становление, освоение и динамика развития нефтегазового комплекса Западной Сибири
В последние годы все большую долю сырья в нефтехимической
промышленности занимают попутные газы нефтяных месторождений. В этом плане
наибольший интерес по своему химическому составу и свойствам представляют
попутные нефтяные газы (ПНГ) Западно-Сибирских нефтяных месторождений. Поэтому
тщательное изучение нефтяных месторождений Западно-Сибирского региона является
важной и актуальной задачей для развития всей нефтехимической отрасли страны.
Общеизвестно, что добыча и использование нефти и газа в
России имеет многовековую историю. Однако технический уровень промыслового
газового хозяйства до XX века был исключительно примитивным.
Выделение газовой промышленности в 1946 г. в самостоятельную
отрасль позволило революционно изменить ситуацию и резко увеличить как объём
добычи газа в абсолютном значении, так и его удельный вес в топливном балансе
страны. Быстрые темпы роста добычи газа стали возможны благодаря коренному
усилению работ по строительству магистральных газопроводов, соединивших
основные газодобывающие районы с потребителями газа – крупными промышленными
центрами и химическими заводами.
Целью работы является: исследование исторических аспектов
возникновения, становления и освоения нефтегазового комплекса Западной Сибири.
Задачами работы являются:
·
изучение структуры ресурсов нефти Западной Сибири,
·
текущая характеристика качества запасов и ресурсов нефти,
·
рассмотрение зарождения и освоение газового комплекса Западной
Сибири,
·
рассмотрение динамики развития нефтегазоперерабатывающей
промышленности Западной Сибири.
1. СТРУКТУРА
И КАЧЕСТВЕННАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЕГАЗОВЫХ РЕСУРСОВ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
1.1 Структура
ресурсов нефти Западной Сибири
Западная Сибирь - крупнейшая нефтегазоносная провинция,
начальные суммарные ресурсы (НСР) которой составляют 60% НСР России. Здесь
открыто около 500 нефтяных, газонефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений,
содержащих 73% текущих разведанных запасов нефти России. Благодаря открытию
уникальных и крупных месторождений в Западной Сибири и их интенсивному освоению
удалось значительно нарастить добычу нефти в стране и выйти на первое место в
мире. За неполных три десятилетия в Западной Сибири добыто почти 6 млрд. т
нефти, что составляет 45% накопленной добычи России.
Рост добычи нефти в Западной Сибири продолжался с 1964 по
1988 г., когда ее уровень достиг 415 млн. т (включая конденсат). Динамика роста
добычи нефти была неравномерной. Так, с 1964 по 1975 г. добыча увеличилась до
148 млн. т, далее за пятилетие она удвоилась. В дальнейшем темп роста уровня
добычи замедлился, а в 1985 г. произошло его временное снижение. В последующие
три года вновь удалось нарастить добычу нефти, но с 1989 г. началось ускоренное
падение объема добычи и за 1989-1992 гг. уровень добычи снизился более чем на
150 млн. т. Однако и в этих условиях регион занимает ведущее место в России по
объему годовой добычи нефти (70%).
Причинами замедления роста и снижения уровня добычи нефти в
Западной Сибири явились как общий кризис народного хозяйства страны, в том
числе и нефтедобывающей промышленности, так и негативные изменения структуры
сырьевой базы нефтедобычи в сторону ее ухудшения. Рассмотрим геологические
аспекты этой проблемы.
Состояние разведанных запасов нефти. Обобщенными
показателями состояния базы нефтедобычи являются динамика величины текущих
запасов промышленных категорий и изменение кратности запасов добыче. Для
Западной Сибири характерно последовательное увеличение текущих запасов, что
определялось постоянным превышением прироста запасов над добычей нефти. В
последние годы темп роста запасов промышленных категорий резко снизился за счет
списания неподтвердившихся запасов нефти, приращенных ранее. Следует обратить
внимание, что в отличие от Западной Сибири падение добычи в Волго-Урале и на
Северном Кавказе сопровождалось снижением объема текущих запасов нефти,
обусловленным превышением добычи нефти над приростом запасов. [4, c. 150]
Замедление роста добычи нефти в Западной Сибири и его
падение в условиях растущих или стабилизировавшихся по объему текущих
разведанных запасов региона привели к росту кратности, что присуще
нефтедобывающим регионам после достижения пика нефтедобычи [З]. Однако в
Западной Сибири минимум кратности в 1,5-2 раза превышал минимальную кратность в
Волго-Урале и на Северном Кавказе, что связано, в частности, и с наличием в
Западной Сибири значительных запасов, не введенных в разработку.
С геологических позиций динамика добычи нефти определяется
объемом запасов и характеристикой их качества. Опыт освоения нефтегазовых недр
Западной Сибири показал, что ресурсная база нефтедобычи существенно
дифференцирована по качеству.
В первую очередь дифференциация ресурсов определяется
распределением НСР по нефтегазоносным комплексам (НГК), продуктивность которых
существенно различна. Так, около половины НСР нефти приходится на неокомский
НГК, в котором преобладают нефтяные залежи с дебитами скважин более 20 т/сут и
максимальными начальными дебитами сотни тонн в сутки. Васюганский НСГ (верхняя
юра) также характеризуется в основном высокодебитными залежами нефти. В других
НГК Западной Сибири - тюменском, баженовском, ачимовском, апт-альбском,
сеноманском - встречаются высокопродуктивные, но доминируют низкопродуктивные
залежи нефти (с начальными дебитами менее 10 т/сут) [1, c.
70].
На рис. 1 приведена текущая структура НСР нефти Западной
Сибири, которая определяется как начальным распределением ресурсов НГК, так и
различиями в темпах освоения различных по качеству запасов и ресурсов нефти.
Запасы и ресурсы нефти: 1 - в нефтегазовых залежах (процент
от ресурсов соответствующей категории данного комплекса); 2 - без имеющихся
способов разработки; 3 -со средними начальными дебитами менее 10 т/сут, %
Рис. 1. Структура начальных суммарных ресурсов
нефти Западной Сибири.
Рассмотрим текущую характеристику качества запасов и
ресурсов нефти. Прежде всего, обращает на себя внимание снижение роли
высокопродуктивных ресурсов неокомского НГК в текущих запасах промышленных
категорий по сравнению с накопленной добычей. В накопленной добыче нефти 86%
принадлежит неокомскому комплексу, причем большую часть здесь составляют
реализованные запасы нефтяных высокопродуктивных залежей и лишь небольшую долю
- запасы подгазовых и относительно малодебитных залежей. На все остальные НГК в
накопленной добыче приходится 14%, из которых третья часть принадлежит
реализованным запасам наиболее продуктивного среди них васюганского НГК. В
текущих запасах ABC1 неокомскому НГК принадлежит 55%, причем в этих запасах
существенную роль играют запасы в подгазовых залежах и относительно низкодебитных
залежах, которые осваивались менее интенсивно или не были введены в разработку
вообще.
В Западной Сибири не введено в разработку около 35% запасов
нефти. Среди них есть запасы месторождений и залежей, находящихся в разведке, а
также запасы, подготовленные ранее, но не вводимые до сих пор по
технико-экономическим соображениям.
В практику анализа сырьевой базы нефтедобычи внедрилось в
последнее время понятие о трудноизвлекаемых запасах (ТИЗ), к которым относят
следующие запасы нефти: в подгазовых залежах; с вязкостью более 30 Па-с; в
коллекторах с проницаемостью менее 0,05 мкм2; в пластах толщиной
менее 2м [5].
Запасы этой категории в значительном объеме присутствуют в
Западной Сибири. Частично они вовлечены в разработку, частично - остаются неосвоенными.
Основную нагрузку в добыче нефти в течение длительного
периода несли и по-прежнему несут высокопродуктивные залежи неокома, что ведет
к их опережающему истощению. Основными показателями динамики качества
разрабатываемых запасов нефти являются степень выработки запасов и связанные с
ней обводненность добываемой нефти и дебиты скважин, а также динамика темпов
отборов запасов.
Выработанность запасов, введенных в разработку, в целом
составляет около 40% и сильно дифференцирована для разных месторождений и
залежей. По трем уникальным месторождениям, обеспечивающим 26% текущей добычи
нефти, выработка составила 63%. При этом такие самые лучшие по своим
характеристикам залежи, как залежь БВ8 месторождения Самотлор, выработаны на
80-90%. [10, c. 25]
Неравномерность отбора запасов из залежей с разной
продуктивностью можно проиллюстрировать на примере месторождения Самотлор, где
общая выработанность начальных запасов на 1.1.1992 г. превысила 60% .
В связи с высокой степенью выработки к 1991 г. в Западной
Сибири значительно возросла доля запасов месторождений с падающей добычей
(53,9%). Растущую добычу обеспечивают 34,6% запасов, стабильную - 11,5%.
Среднесуточные дебиты нефтяных скважин снизились по основным
разрабатываемым месторождениям со 150 т в 1970 г. до 43 т в 1985 г. и до 10 т в
1990 г.
Возросла обводненность добываемой нефти с 56% (1985 г.) до
72% (1990 г.). По степени обводненности продукции разрабатываемые запасы нефти
в Западной Сибири стали сопоставимы с ресурсами старых районов - Волго-Урала и
Северного Кавказа. Все это привело к снижению темпов отбора запасов. Только за
последние пять лет средние годовые темпы отбора запасов снизились с 3,9 до
2,9%. Снижение темпов отбора типично для подавляющей части разрабатываемых
месторождений и лишь два крупных месторождения - Усть-Балыкское и Покачевское -
характеризовались в 1985-1990 гг. ростом темпа отбора текущих запасов нефти.
Форсированный отбор запасов из наиболее высокопродуктивных
залежей (из залежи пласта БВ8 месторождение Самотлор годовой отбор на пике
добычи составлял, например 20%) привел к последовательному накоплению на
балансе трудноизвлекаемых запасов. Доля ТИЗ в общем балансе разведанных запасов
нефти в Западной Сибири от первых процентов в начале разработки возрастала и
составила в середине 70-х годов более 10%, а ныне более - 50%. Этот показатель
следует учитывать, так как темп отбора ТИЗ на одинаковых стадиях разработки в
4-5 раз ниже, чем для запасов, которые стали в противоположность
трудноизвлекаемым называть "активными" [5].
Таковы качественные характеристики запасов нефти
промышленных категорий в Западной Сибири и тенденции их динамики. Ближайшим
резервом наращивания запасов категорий ABC1 являются предварительно оцененные
запасы (С2).
На запасы нефти категории С2 Западной Сибири приходится
значительная часть нефтяного потенциала месторождений и они связаны в основном
(81%) с разведуемыми и подготовленными к разработке месторождениями. На
разрабатываемых месторождениях концентрация запасов нефти категории С2 невысока
и составляет в среднем 3-6 млн. т на объект. Выполненная дифференциация запасов
нефти категории С2 показала, что 51% их объема сосредоточен в отложениях
шельфового неокома и васюганского комплекса, которые имеют в целом лучшие
фильтрационно-емкостные свойства. Остальная часть относится к менее
продуктивным горизонтам тюменской и баженовской свит, ачимовской толще, которые
характеризуются коллекторами с низкими фильтрационно-емкостными свойствами и
высокой долей трудноизвлекаемых запасов с низкой продуктивностью скважин. Однако
и в неокомских отложениях в северной части провинции, в Надым-Пурской и
Пур-Тазовской нефтегазоносных областях, значительная часть запасов нефти
категории С2 относится к ТИЗ (Восточно-Мессояхское, Салекоптское, Ен-Яхинское,
Уренгойское и другие месторождения. Более 50% запасов нефти категории С2
оценены на залежах с дебитом скважин менее 5-10 м/сут.
По данным ИГиРГИ и СибНИИНП подтверждаемость запасов нефти
категории С2 при переводе в разведанные запасы в регионе широко изменяется и в
среднем равна 0,6. [3, c. 70]
Таким образом, запасы нефти категории С2 Западной Сибири при
их большой количественной оценке по качественным характеристикам уступают не
только уже реализованным запасам, но и текущим запасам категории АВС1.
Неразведанные ресурсы нефти. Количественная оценка
неразведанных ресурсов нефти Западной Сибири на протяжении многих лет является
предметом острых дискуссий. При принятой официальной оценке неразведанные
ресурсы (С3+ Д1 + Д2) составляют около 60% НСР Западной Сибири и количественно
представляют огромный резерв для подготовки запасов промышленных категорий.
Опустив в данном случае споры о количестве, как не имеющие отношение к
рассматриваемой теме, дадим оценку их качественным особенностям.
Перспективные ресурсы (категория С3) размещены в основном в
северных нефтегазоносных областях: 80% их сосредоточено в Надым-Пурской,
Среднеобской, Пур-Тазовской и Фроловской НГО. Стратиграфически наибольшие
объемы перспективных ресурсов нефти связаны с неокомским (35%), тюменским
(31%), ачимовским (19%) и васюганским (15%) комплексами, причем более активная
и достоверная часть приурочена к неокомскому и васюганскому комплексам.
Отличительной особенностью ресурсов нефти категории С3 является их низкая
концентрация на многих структурах. Поэтому открытия месторождений на
структурах, оцененных по категории С3, будут в основном мелкими по запасам,
главным образом 3-10 млн. т.
Перспективные ресурсы нефти из-за приуроченности их
значительной части к низкопродуктивным коллекторам имеют неблагоприятную
характеристику по продуктивности. Так, ресурсы с дебитом скважин менее 10 т/сут
составляют 50%.
На состояние ресурсов нефти категории С3 негативное влияние
оказывает их низкая подтверждаемость при переводе в разведанные и
предварительно оцененные запасы. Коэффициент достоверности перспективных
ресурсов широко изменяется во времени и по отдельным нефтедобывающим районам.
По данным ИГиРГИ и СибНИИНП его величина в последнее десятилетие составила 0.4.
Приведенные данные свидетельствуют о напряженном положении в
регионе с выбором наиболее перспективных структур для ввода их в глубокое
бурение.
Подавляющая часть неразведанных ресурсов нефти (около 80%) в
Западной Сибири приходится на прогнозные ресурсы. При этом в связи с высокой
степенью изученности нефтеносности провинции на региональном уровне практически
все ресурсы отнесены к категории Д1. Около 30% прогнозных ресурсов нефти
оценены в труднодоступных северных районах Западной Сибири - Надым-Пурской,
Пур-Тазовской, Ямальской и Гыданской НГО.
Для прогнозных ресурсов нефти характерно значительное
сокращение (по сравнению с накопленной добычей и разведанными запасами нефти)
их доли в высокопродуктивном неокомском комплексе пород (рис.1). Если из
отложений неокомского комплекса добыто 86% нефти, а доля разведанных запасов в
этих отложениях составляет около 55%, то удельный вес неразведанных ресурсов
нефти (категории Д1+ Д2 + С3) составляет в них лишь 39%. Возрастает доля
ресурсов в глинистых полимиктовых коллекторах тюменской свиты (24,0%), имеющих
в основном низкие фильтрационно-емкостные свойства. Ресурсы нефти, связанные с
ними, относятся в значительной мере к трудноизвлекаемым. Велика доля
трудноизвлекаемых ресурсов в отложениях ачимовского и даже неокомского
комплексов. В последнем почти одна треть ресурсов нефти связана с нефтегазовыми
залежами. [7, c. 45]
Опыт геологоразведочных работ последних лет в Западной
Сибири свидетельствует о постепенном увеличении количества несводовых ловушек,
вовлекаемых в разведку. Поэтому значительная часть прогнозных ресурсов нефти
связана с залежами более сложного геологического строения, чем разведанные
запасы. Если последние в основном приурочены к сравнительно простым, уверенно
обнаруживаемым геофизическими методами антиклинальным поднятиям, то для
прогнозных ресурсов ожидается существенное увеличение доли ловушек различных
неантиклинальных типов. Согласно последней прогнозной оценке доля ресурсов
нефти в неантиклинальных ловушках составляет в Западной Сибири 67%. Выявление и
подготовка к бурению подобных ловушек требуют более совершенных методов
геолого-поисковых работ, прежде всего, сейсморазведки, а подготовка запасов на
них - большего объема глубокого бурения.
К важнейшей характеристике качества запасов и неразведанных
ресурсов нефти относится крупность запасов месторождений. Анализ ретроспективы
открытий и экстраполяция складывающихся соотношений на перспективу показали,
что самые значительные средних размеров запасы были открыты в 1965-1971 гг.
(более 300 млн. т). К настоящему времени средний размер запасов открываемых
нефтяных месторождений уменьшился до 20 млн. т. В перспективе будет происходить
дальнейшее снижение средних размеров запасов и размеров наиболее крупных
месторождений (рис. 3).
Рисунок 2. Динамика средней величины запасов нефти открытых
месторождений
Среди открытых в Западной Сибири нефтяных и нефтегазовых
месторождений 50% относятся к категории мелких с максимумом в интервале запасов
3-10 млн. т. Однако 37% начальных разведанных запасов приходится на семь уникальных
месторождений.
График распределения открытых месторождений по классам
крупности имеет симметричный вид, где число месторождений снижается для
наиболее крупных и мелких месторождений. Оценка структуры неразведанных
ресурсов на основе математического распределения Парето [2,4] показала
существенное отличие прогнозируемого распределения от фактического в области
мелких и средних по размерам запасов месторождений. В целом, чем меньше запасы
месторождений, тем больше их число. Прогнозируется, что большая часть
неразведанных ресурсов нефти представлена несколькими тысячами мелких (менее 10
млн. т) и 250-300 средних по запасам месторождений. Среди крупных будут
преобладать нефтяные месторождения с запасами 30-100 млн. т. Прогнозируются к
открытию несколько крупных месторождений с запасами 100-200 млн. т. Особым
вопросом является оценка вероятности открытия уникальных по запасам нефти
месторождений. В Западной Сибири в соответствии с количественной оценкой
прогнозных ресурсов нефти и используемым законом распределения возможно
открытие одного-двух уникальных месторождений. Однако сопоставление площадных
размеров уникальных месторождений (300 км2 и более) свидетельствует о невысокой
вероятности открытия в Западной Сибири месторождений, уникальных по размерам запасов
нефти. Кстати, уникальные по запасам месторождения не были открыты в Западной
Сибири с 1983 г.
Итак, для Западно-Сибирской провинции, крупнейшей по объему
ресурсов нефти всех категорий, характерен в последние годы серьезный спад
добычи, важнейшей геологической причиной чего служит ухудшение качества
запасов, в том числе высокая степень выработанности разрабатываемых
месторождений и последовательное накопление на балансе запасов более низкого
качества, в том числе трудноизвлекаемых, доля которых в общем объеме текущих
разведанных запасов превысила половину. Крупные по объему неразведанные ресурсы
нефти Западной Сибири качественно уступают запасам промышленных категорий как
по степени концентрации (запасам месторождений), так и продуктивности.
Впервые в Западной Сибири на окраине посёлка Берёзово 21
сентября 1953 года одна из разведочных скважин дала мощный фонтан газа. Это
открытие дало стимул для дальнейшего развёртывания геолого-разведочных работ.
Вскоре начался период целого ряда открытий нефтяных и газовых месторождений
Западной Сибири. 21 июня 1960 года было открыто первое в Западной Сибири
Трёхозёрное, 24 марта 1961 года – Мегионское, 15 октября 1961 года - Усть–Балыкское,
в агусте 1962 года – Советское, 15 ноября 1962 года – Западно–Сургутское, 1
декабря 1964 года – Правдинское, 3 апреля 1965 года – Мамонтовское, 29 мая 1965
года – Самотлорское нефтяные месторождения.
Около 30 лет назад Западно-Сибирский нефтегазовый регион
вышел на первое место по объёму добычи нефти и газа в нашей стране. В настоящее
время здесь добывается 66% российской нефти и газового конденсата, 92%
природного газа. Ежегодное потребление в мире топливно-энергетических ресурсов
составляет более 14 млрд. т условного топлива, из них 35% приходится на долю
нефти и свыше 25% на долю природного газа. Суммарные запасы нефти и газа на
севере Западной Сибири составляют более четверти мировых запасов этих видов
топливно-энергетических ресурсов и позволят Западносибирской нефтегазовой
провинции ещё несколько десятков лет оставаться не только ведущим регионом в
российской нефтегазодобывающей отрасли, но и в целом экономике всей страны. В
доходную базу федерального бюджета России от топливно-энергетического комплекса
Западной Сибири поступает более 40% налоговых платежей. [7, c.
110]
Самое крупное нефтяное месторождение в нашей стране –
Самотлорское нефтегазоконденсатное – начальные извлекаемые запасы 3,3 млрд. т.
Из недр этого месторождения уже добыто 2,2 млрд. т. Далее идут Приобское
нефтяное месторождение с начальными извлекаемыми запасами свыше 0,7 млрд. т,
Фёдоровское нефтегазоконденсатное – 0,7 млрд. т, Мамонтовское нефтяное – 0,6
млрд. т, Русское газо–нефтяное – 0,4 млрд. т и т.д. Крупнейшие месторождения
природного газа с начальными извлекаемыми запасами газа соответственно:
Уренгойское – 10,2 трлн. м3, Ямбургское – 6,1 трлн. м3, Бованенковское – 4,4
трлн. м3, Заполярное – 3,5 трлн. м3, Медвежье – 2,3 трлн. м3.
Нефтегазодобывающий комплекс Западной Сибири обеспечен
ресурсами на многие десятки лет. Развитие нефтяной промышленности, согласно
энергетической стратегии Российской Федерации, должно быть обеспечено за счёт
увеличения добычи нефти в Западной Сибири до 255 – 270 млн. т, в том числе в
Ханты–Мансийском автономном округе – до 200–220 млн. т, в Ямало-Ненецком
автономном округе до 40–50 млн. т, на юге Тюменской области до 1,5–2,0 млн. т и
т.д. Добыча нефти и конденсата в Ханты–Мансийском автономном округе может быть
доведена в 2010 г. до 235 млн. т, с последующим сохранением достигнутого уровня
за счёт ввода в действие новых месторождений.
Создание нефтяной и газовой промышленности в Западной Сибири
занимает особое место в развитии нефтегазовой отрасли и всей экономики страны.
В силу специфики природных и климатических условий региона
была принята упрощённая схема переработки нефтяного газа с минимальным
ассортиментом продукции: сухой газ, стабильный бензин и широкая фракция лёгких
углеводородов, перерабатываемых на газоперерабатывающих комплексах Западно-Сибирского
региона.
В Западной Сибири для переработки нефтяного газа построено 8
газоперерабатывающих заводов (ГПЗ) с объёмом переработки 26,2 млрд. м3 в год,
12 компрессорных станций суммарной производительностью 12 млрд. м3 в год и вся
необходимая инфраструктура (товарные парки, наливные железнодорожные эстакады и
т.д.).
Газоперерабатывающие предприятия, наряду с
производственными, выполняют природоохранные функции, направленные на
недопущение сжигания газа на факелах при добыче нефти, следовательно, на
исключение выбросов вредных веществ в окружающую среду.
Состоит из четырёх заводов, размещённых на одной площадке.
Переработка газа на ГПЗ №1, 2, 3 предусмотрена по схеме низкотемпературной
абсорбции на отечественном оборудовании. Переработка газа на ГПЗ № 4
предусмотрена по схеме низкотемпературной конденсации с турбодетандером на комплектном
импортном оборудовании (рис.2).
Проектные мощности всех четырёх заводов составляют по 2
млрд. м3 в год по сырому газу. Заводы были введены в эксплуатацию в 1974–1978
гг.
На заводе перерабатываются нефтяные газы восточной части
Среднего Приобья, Самотлорского, Варьёганского, Советского, Аганского и других
месторождений Западной Сибири.
Поставщики сырья на ГПЗ – нефтяные компании ТНК, СИДАНКО –
Варьёганнефть, ВНК – Томскнефть и др. [1]
Товарной продукцией завода являются: сухой газ, широкая
фракция лёгких углеводородов, стабильный бензин.
Рисунок 2. Принципиальная схема переработки газа на
Нижневартовском ГПЗ.
Введён в эксплуатацию в 1976 году. Переработка газа
предусмотрена по схемам:
• низкотемпературной абсорбции (проектная мощность 0,4 млрд.
м3 в год).
• низкотемпературной конденсации (проектная мощность 0,6
млрд. м3 в год).
• низкотемпературной конденсации с турбодетандером
(проектная мощность 1,0 млрд. м3 в год).
Общая проектная мощность по сырому газу составляет 2,0 млрд.
м3 в год, в том числе по компремированию сырого газа 1,5 млрд. м3 в год. На
завод поступают нефтяные газы Мамонтовского, Южно–Балыкского, Тепловского и
других месторождений Западной Сибири. Поставщиком газа на завод является
нефтяная компания ЮКОС (Юганнефтегаз). Основными товарными продуктами
предприятия являются сухой газ и ШФЛУ
Тип перерабатываемого сырья – нефтяные газы 1, 2 и 3
ступеней сепарации нефти северной части Самотлорского, Варьёганского и
Северо–Варьёганского нефтяных месторождений Западной Сибири.
Поставщики сырья на ГПЗ – нефтегазодобывающие предприятия
нефтяных компаний ТНК и СИДАНКО.
Товарной продукцией завода являются: сухой газ, подаваемый в
магистральный газопровод РАО Газпром и частично местным газопроводам, широкая
фракция лёгких углеводородов по продуктопроводу на эстакаду Южного Балыка и на
Тобольский НХК, стабильный бензин по продуктопроводу, а также автотранспортом
2.4 Губкинский
ГПК
В 1988 году были построены и введены в эксплуатацию две
очереди по приёму, компримированию и осушке попутного нефтяного газа. Переработка
газа предусмотрена по схеме низкотемпературной конденсации с турбодетандером
четырьмя технологическими линиями. Мощность завода составляет 2,0 млрд м3 газа
в год.
Тип перерабатываемого сырья – нефтяные газы Тарасовского,
Барсуковского и других нефтяных месторождений Западной Сибири
Технологический процесс ограничивается осушкой ПНГ от влаги
и незначительной выработкой тяжёлых углеводородов, по этой причине извлечение
целевых компонентов составляет не более 5%.
Товарной продукцией является сухой газ. Для того, чтобы
довести отбор целевых компонентов С3+в до 93%, планируется ввод в эксплуатацию
установки низкотемпературной конденсации (НТК-1). При имеющейся загрузке завода
выработка ценнейшего для нефтехимии сырья – ШФЛУ составит свыше 200 тыс. т в
год.
Спроектирован и построен для переработка ПНГ по схеме
низкотемпературной конденсации с производством ШФЛУ. Первая технологическая
линия введена в эксплуатацию в 1988 году, затем в 1989 году вторая линия.
Проектная мощность по сырому газу – 3219 млн м3 в год.
Глубина извлечения пропана и более тяжёлых углеводородов обеспечивалась
проектными решениями на уровне 85–96 % от потенциального содержания С3+в в
нефтяном газе.
В настоящее время завод работает как компрессорная станция с
глубокой осушкой от влаги попутного нефтяного газа и получением сухого
отбензиненного газа и стабильного газового бензина, а также небольших объёмов
технического пропана и пропан-бутановой смеси для коммунальных нужд.
Производство ШФЛУ сдерживается отсутствием мощностей по его
отгрузке. На заводе перерабатывается ПНГ Талинского, Урайского, Песчанного,
Ловинского и других месторождений. Товарной продукцией завода являются:
компремированный газ, подаваемый по местным газопроводам, стабильный газовый
бензин и сжиженный газ.
Крупнейшим центром сосредоточения ресурсов газа является
север Западной Сибири - Ямало-Ненецкий автономный округ и южная часть Карского
моря. Здесь сосредоточено около 120 трлн. м3 газа, открыты такие
уникальные газовые месторождения как Уренгойское, Ямбургское, Заполярное,
Медвежье, Бованенковское и др. На шельфе Карского моря пробурено несколько
скважин и уже сделаны два выдающихся открытия - выявлены новые гигантские
газовые месторождения - Русановское и Ленинградское. В Ямало-Ненецком
автономном округе добывается свыше 95% российского газа и каждый третий
кубометр газа, добываемый в мире! Ямало-Ненецкий округ богат также нефтью и
уступает в России по ее запасам и добыче только другому северному региону -
Ханты-Мансийскому автономному округу. Он является сегодня и останется на
несколько десятилетий главной нефтяной базой России.
По оценкам ученых Сибирского отделения Российской Академии
наук добыча нефти в северных районах Западной Сибири может быть доведена к 2030
г. до 250-270 млн. т. Добыча газа составит в 2000 г. 540-550 млрд. м3 и может
быть доведена к 2030 г. до 630-640 млрд.м3.
Богатства российского Севера не ограничиваются Западной
Сибирью. Значительные ресурсы нефти и газа выявлены на европейском севере
России, в Республике Коми и в Архангельской области. Однако главное открытие
сделано не на суше, а в Баренцевом море, где открыто уникальное Штокмановское
месторождение газа. Добыча газа на нем может быть доведена до 80-100 млрд. м3.
Богаты нефтью и газом и восточные районы России -
Красноярский край, Иркутская область и Республика Саха (Якутия). Добыча газа в
этих районах может не только удовлетворить потребности в газе и нефти восточных
районов России, но и обеспечить значительные объемы их экспорта на
Азиатско-Тихоокеанский энергетический рынок. В первые десятилетия XXI века
должны быть сформированы три новые транспортные артерии для поставок нефти и
газа: из Восточной Сибири через Забайкалье в северо-восточный и восточный
Китай; с севера Западной Сибири через Томскую и Новосибирскую области,
Алтайский край, Республику Алтай, северо-запад Китая на юго-восток Китая
(Шанхай); Северным морским путем. По этой артерии на Азиатско-Тихоокеанский
энергетический рынок могут быть направлены нефть и сжиженный природный газ.
Заводы по сжижению газа целесообразно построить в Харасавэе, Ямбурге, Дудинке.
За счет западно-сибирского и восточно-сибирского газа
необходимо развить газоперерабатывающую промышленность в Тобольске, Томске,
Ангарске, необходимо углубить переработку нефти в Омске, Ачинске, Ангарске, что
позволит обеспечить потребности в моторном топливе при меньших количествах
потребляемой нефти.
Важно иметь ввиду, что природный газ восточно-сибирских и
якутских месторождений богат гелием. Это - незаменимый продукт для
космонавтики, атомной энергетики, медицины, новых высоких энергосберегающих
технологий. В настоящее время главным поставщиком гелия на мировой рынок
являются США, но в ближайшие 10-15 лет согласно американских прогнозов
потребность в гелии в мире будет быстро расти, а добыча гелия в этой стране
будет падать. В первые десятилетия XXI века Россия может сформировать в
Восточной Сибири самый крупный центр по добыче и переработке гелия и стать
крупнейшим производителем и экспортером гелия. Он будет необходим и для
возрождающихся и реформируемых экономики и энергетики России.
К сожалению, трагические ошибки последнего десятилетия
привели к практически полному разрушению геологоразведочных предприятий на
севере России. Медленно осваиваются новые месторождения, в частности,
месторождения газа в Ямало-Ненецком автономном округе. При сказочных богатствах
это может привести к значительному падению добычи газа. Нельзя не иметь ввиду,
что такого дешевого газа, который Россия добывала в последние 10 лет, больше не
будет. Для развития новых центров нефте- и газодобычи необходимы серьезные
инвестиции. Многие аналитики считают, что нефтегазовый комплекс может и должен
инвестировать себя сам. Для этого, однако, нужна коренная реформа налогового
законодательства и изменение ценовой политики в топливно-энергетическом
комплексе, необходима специальная федеральная программа освоения и развития
северных территорий и акваторий. Сибирское отделение РАН неоднократно выражало
готовность активно участвовать в разработке такой программы.
В Западной Сибири высокие темпы освоения запасов
преимущественно неокомских отложений привели к росту доли низкопродуктивных
запасов и ресурсов нефти и газа, объем которых в настоящее время составляет
несколько десятков миллиардов тонн. Учитывая, что в России высокий уровень
добычи возможен только за счет нефтегазоносных недр Западной Сибири, освоение
этих низкопродуктивных запасов и ресурсов, и особенно категории
трудноизвлекаемых, является объективной необходимостью.
Изменения в структуре ресурсов и запасов нефти и газа Западной
Сибири необходимо учесть при разработке долгосрочной стратегии нефтедобычи.
Очевидно, что дальнейшее развитие должно идти с увеличением инвестиций в
разведку и разработку месторождений, адекватным изменению качества сырьевой
базы, а также с созданием и ускоренным освоением новых высокоэффективных
технологий извлечения нефти, особенно для категории трудноизвлекаемых запасов.
Необходимо пересмотреть принципы классификации запасов и
ресурсов нефти и газа в России, предусмотрев помимо степени изученности
ресурсов характеристику их продуктивности и экономическую целесообразность
освоения в качестве классификационных признаков.
Открытые месторождения полезных ископаемых - это только
часть потенциала северных территорий и акваторий России. Для их выявления, для
обеспечения долгосрочного устойчивого развития этих сырьевых баз необходимо
проводить геологоразведочные работы.
1.
Андрейкина Л.В., Булкатов А.Н. Газовая промышленность Западной Сибири. //
Материалы IV Международной научной конференции, посвящённой 55-летию Уфимского
государственного нефтяного технического университета. «Современные проблемы
истории естествознания в области химии, химической технологии и нефтяного
дела». / / История науки и техники, – 2003. – С. 16–17.
2.
Булкатов А.Н., Мовсум-заде М.Э. Становление газопереработки в Западной
Сибири. // Нефть, газ и бизнес.– 2003.– № 6.–С. 58–61.
3.
Геология нефти и газа Западной Сибири. //А.Э. Конторович, И.И. Нестеров,
Ф.К. Салманов, B.C. Сурков, А.А. Трофимук, Ю.Г. Эрвье. - М.: Недра, 1975.
4.
Канторович А.Э., Фотиади Э.Э., Демин В.И. Прогноз месторождений нефти и
газа. - М.: Недра, 1981.
5.
Крылов Н.А. О возможности использования показателя кратности запасов
нефти при планировании добычи и геологоразведочных работ// Геология нефти и
газа. -1984. - № 12. - С. 30-33.
6.
Крылов Н.А., Батурин Ю.Н., Рыжик В.М. Прогнозирование крупности запасов
месторождений нефти и газа неразведанных ресурсов// Системный подход в
геологии. - М., 1986. - С. 14-15.
7.
Нефть и газ Западной Сибири.
Межвузовский сборник, Тюмень, ТюмИИ, 1987. – 224 с.
8.
Коржубаев А.Г. и др. Современные проблемы функционирования газового
комплекса Западной Сибири // Экономика природопользования Алтайского региона:
история, современность, перспективы. Матер. регион. науч.-практ. конф. Барнаул:
АлтГУ, 2000
9.
Скуридин С. Андрейкина Л.В., Тищенко С.Н. Некоторые исторические аспекты
зарождения газоперерабатывающей отрасли. // Башкирский химический журнал.–
2003.– № 3.– С. 105–106.
10.
Холимое Э.М., Гомзиков В.К., Фурсов А.Я. Управление запасами нефти. -
М.: Недра, 1991.