ВВЕДЕНИЕ
В последние годы все большую долю сырья в нефтехимическойпромышленности занимают попутные газы нефтяных месторождений. В этом планенаибольший интерес по своему химическому составу и свойствам представляютпопутные нефтяные газы (ПНГ) Западно-Сибирских нефтяных месторождений. Поэтому тщательноеизучение нефтяных месторождений Западно-Сибирского региона является важной иактуальной задачей для развития всей нефтехимической отрасли страны.
Общеизвестно, что добыча и использование нефти и газа вРоссии имеет многовековую историю. Однако технический уровень промысловогогазового хозяйства до XX века был исключительно примитивным.
Выделение газовой промышленности в 1946 г. в самостоятельнуюотрасль позволило революционно изменить ситуацию и резко увеличить как объёмдобычи газа в абсолютном значении, так и его удельный вес в топливном балансестраны. Быстрые темпы роста добычи газа стали возможны благодаря коренномуусилению работ по строительству магистральных газопроводов, соединившихосновные газодобывающие районы с потребителями газа – крупными промышленнымицентрами и химическими заводами.
Целью работы является: исследование исторических аспектоввозникновения, 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 ЗападнойСибири,
· рассмотрение динамики развития нефтегазоперерабатывающейпромышленности Западной Сибири.
1. СТРУКТУРАИ КАЧЕСТВЕННАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЕГАЗОВЫХ РЕСУРСОВ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ 1.1 Структураресурсов нефти Западной Сибири
Западная Сибирь — крупнейшая нефтегазоносная провинция,начальные суммарные ресурсы (НСР) которой составляют 60% НСР России. Здесьоткрыто около 500 нефтяных, газонефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений,содержащих 73% текущих разведанных запасов нефти России. Благодаря открытиюуникальных и крупных месторождений в Западной Сибири и их интенсивному освоениюудалось значительно нарастить добычу нефти в стране и выйти на первое место вмире. За неполных три десятилетия в Западной Сибири добыто почти 6 млрд. тнефти, что составляет 45% накопленной добычи России.
Рост добычи нефти в Западной Сибири продолжался с 1964 по1988 г., когда ее уровень достиг 415 млн. т (включая конденсат). Динамика ростадобычи нефти была неравномерной. Так, с 1964 по 1975 г. добыча увеличилась до148 млн. т, далее за пятилетие она удвоилась. В дальнейшем темп роста уровнядобычи замедлился, а в 1985 г. произошло его временное снижение. В последующиетри года вновь удалось нарастить добычу нефти, но с 1989 г. началось ускоренноепадение объема добычи и за 1989-1992 гг. уровень добычи снизился более чем на150 млн. т. Однако и в этих условиях регион занимает ведущее место в России пообъему годовой добычи нефти (70%).
Причинами замедления роста и снижения уровня добычи нефти вЗападной Сибири явились как общий кризис народного хозяйства страны, в том числеи нефтедобывающей промышленности, так и негативные изменения структуры сырьевойбазы нефтедобычи в сторону ее ухудшения. Рассмотрим геологические аспекты этойпроблемы.
Состояние разведанных запасов нефти. Обобщеннымипоказателями состояния базы нефтедобычи являются динамика величины текущихзапасов промышленных категорий и изменение кратности запасов добыче. ДляЗападной Сибири характерно последовательное увеличение текущих запасов, чтоопределялось постоянным превышением прироста запасов над добычей нефти. Впоследние годы темп роста запасов промышленных категорий резко снизился за счетсписания неподтвердившихся запасов нефти, приращенных ранее. Следует обратитьвнимание, что в отличие от Западной Сибири падение добычи в Волго-Урале и наСеверном 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 егопадение в условиях растущих или стабилизировавшихся по объему текущих разведанныхзапасов региона привели к росту кратности, что присуще нефтедобывающим регионампосле достижения пика нефтедобычи [З]. Однако в Западной Сибири минимумкратности в 1,5-2 раза превышал минимальную кратность в Волго-Урале и наСеверном Кавказе, что связано, в частности, и с наличием в Западной Сибиризначительных запасов, не введенных в разработку.
С геологических позиций динамика добычи нефти определяетсяобъемом запасов и характеристикой их качества. Опыт освоения нефтегазовых недрЗападной Сибири показал, что ресурсная база нефтедобычи существеннодифференцирована по качеству.
В первую очередь дифференциация ресурсов определяетсяраспределением НСР по нефтегазоносным комплексам (НГК), продуктивность которыхсущественно различна. Так, около половины НСР нефти приходится на неокомскийНГК, в котором преобладают нефтяные залежи с дебитами скважин более 20 т/сут имаксимальными начальными дебитами сотни тонн в сутки. Васюганский НСГ (верхняяюра) также характеризуется в основном высокодебитными залежами нефти. В другихНГК Западной Сибири — тюменском, баженовском, ачимовском, апт-альбском,сеноманском — встречаются высокопродуктивные, но доминируют низкопродуктивныезалежи нефти (с начальными дебитами менее 10 т/сут) [1, c.70].
На рис. 1 приведена текущая структура НСР нефти ЗападнойСибири, которая определяется как начальным распределением ресурсов НГК, так иразличиями в темпах освоения различных по качеству запасов и ресурсов нефти.
/>
/>
Запасы и ресурсы нефти: 1 — в нефтегазовых залежах (процентот ресурсов соответствующей категории данного комплекса); 2 — без имеющихсяспособов разработки; 3 -со средними начальными дебитами менее 10 т/сут, %
Рис. 1. Структура начальных суммарных ресурсовнефти Западной Сибири.
1.2 Текущая характеристика качества запасов и ресурсов нефти
Рассмотрим текущую характеристику качества запасов иресурсов нефти. Прежде всего, обращает на себя внимание снижение роливысокопродуктивных ресурсов неокомского НГК в текущих запасах промышленныхкатегорий по сравнению с накопленной добычей. В накопленной добыче нефти 86%принадлежит неокомскому комплексу, причем большую часть здесь составляютреализованные запасы нефтяных высокопродуктивных залежей и лишь небольшую долю- запасы подгазовых и относительно малодебитных залежей. На все остальные НГК внакопленной добыче приходится 14%, из которых третья часть принадлежитреализованным запасам наиболее продуктивного среди них васюганского НГК. Втекущих запасах ABC1 неокомскому НГК принадлежит 55%, причем в этих запасахсущественную роль играют запасы в подгазовых залежах и относительно низкодебитныхзалежах, которые осваивались менее интенсивно или не были введены в разработкувообще.
В Западной Сибири не введено в разработку около 35% запасовнефти. Среди них есть запасы месторождений и залежей, находящихся в разведке, атакже запасы, подготовленные ранее, но не вводимые до сих пор потехнико-экономическим соображениям.
В практику анализа сырьевой базы нефтедобычи внедрилось впоследнее время понятие о трудноизвлекаемых запасах (ТИЗ), к которым относятследующие запасы нефти: в подгазовых залежах; с вязкостью более 30 Па-с; вколлекторах с проницаемостью менее 0,05 мкм2; в пластах толщинойменее 2м [5].
Запасы этой категории в значительном объеме присутствуют вЗападной Сибири. Частично они вовлечены в разработку, частично — остаются неосвоенными.
Основную нагрузку в добыче нефти в течение длительногопериода несли и по-прежнему несут высокопродуктивные залежи неокома, что ведетк их опережающему истощению. Основными показателями динамики качестваразрабатываемых запасов нефти являются степень выработки запасов и связанные сней обводненность добываемой нефти и дебиты скважин, а также динамика темповотборов запасов.
Выработанность запасов, введенных в разработку, в целомсоставляет около 40% и сильно дифференцирована для разных месторождений изалежей. По трем уникальным месторождениям, обеспечивающим 26% текущей добычинефти, выработка составила 63%. При этом такие самые лучшие по своимхарактеристикам залежи, как залежь БВ8 месторождения Самотлор, выработаны на80-90%. [10, c. 25]
Неравномерность отбора запасов из залежей с разнойпродуктивностью можно проиллюстрировать на примере месторождения Самотлор, гдеобщая выработанность начальных запасов на 1.1.1992 г. превысила 60% .
В связи с высокой степенью выработки к 1991 г. в ЗападнойСибири 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 основнымразрабатываемым месторождениям со 150 т в 1970 г. до 43 т в 1985 г. и до 10 т в1990 г.
Возросла обводненность добываемой нефти с 56% (1985 г.) до72% (1990 г.). По степени обводненности продукции разрабатываемые запасы нефтив Западной Сибири стали сопоставимы с ресурсами старых районов — Волго-Урала иСеверного Кавказа. Все это привело к снижению темпов отбора запасов. Только запоследние пять лет средние годовые темпы отбора запасов снизились с 3,9 до2,9%. Снижение темпов отбора типично для подавляющей части разрабатываемыхместорождений 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 высокопродуктивныхзалежей (из залежи пласта БВ8 месторождение Самотлор годовой отбор на пикедобычи составлял, например 20%) привел к последовательному накоплению набалансе трудноизвлекаемых запасов. Доля ТИЗ в общем балансе разведанных запасовнефти в Западной Сибири от первых процентов в начале разработки возрастала исоставила в середине 70-х годов более 10%, а ныне более — 50%. Этот показательследует учитывать, так как темп отбора ТИЗ на одинаковых стадиях разработки в4-5 раз ниже, чем для запасов, которые стали в противоположностьтрудноизвлекаемым называть «активными» [5].
Таковы качественные характеристики запасов нефтипромышленных категорий в Западной Сибири и тенденции их динамики. Ближайшимрезервом наращивания запасов категорий ABC1 являются предварительно оцененныезапасы (С2).
На запасы нефти категории С2 Западной Сибири приходитсязначительная часть нефтяного потенциала месторождений и они связаны в основном(81%) с разведуемыми и подготовленными к разработке месторождениями. Наразрабатываемых месторождениях концентрация запасов нефти категории С2 невысокаи составляет в среднем 3-6 млн. т на объект. Выполненная дифференциация запасовнефти категории С2 показала, что 51% их объема сосредоточен в отложенияхшельфового неокома и васюганского комплекса, которые имеют в целом лучшиефильтрационно-емкостные свойства. Остальная часть относится к менеепродуктивным горизонтам тюменской и баженовской свит, ачимовской толще, которыехарактеризуются коллекторами с низкими фильтрационно-емкостными свойствами ивысокой долей трудноизвлекаемых запасов с низкой продуктивностью скважин. Однакои в неокомских отложениях в северной части провинции, в Надым-Пурской иПур-Тазовской нефтегазоносных областях, значительная часть запасов нефтикатегории С2 относится к ТИЗ (Восточно-Мессояхское, Салекоптское, Ен-Яхинское,Уренгойское и другие месторождения. Более 50% запасов нефти категории С2оценены на залежах с дебитом скважин менее 5-10 м/сут.
По данным ИГиРГИ и СибНИИНП подтверждаемость запасов нефтикатегории С2 при переводе в разведанные запасы в регионе широко изменяется и всреднем равна 0,6. [3, c. 70]
Таким образом, запасы нефти категории С2 Западной Сибири приих большой количественной оценке по качественным характеристикам уступают нетолько уже реализованным запасам, но и текущим запасам категории АВС1.
Неразведанные ресурсы нефти. Количественная оценканеразведанных ресурсов нефти Западной Сибири на протяжении многих лет являетсяпредметом острых дискуссий. При принятой официальной оценке неразведанныересурсы (С3+ Д1 + Д2) составляют около 60% НСР Западной Сибири и количественнопредставляют огромный резерв для подготовки запасов промышленных категорий.Опустив в данном случае споры о количестве, как не имеющие отношение крассматриваемой теме, дадим оценку их качественным особенностям.
Перспективные ресурсы (категория С3) размещены в основном всеверных нефтегазоносных областях: 80% их сосредоточено в Надым-Пурской,Среднеобской, Пур-Тазовской и Фроловской НГО. Стратиграфически наибольшиеобъемы перспективных ресурсов нефти связаны с неокомским (35%), тюменским(31%), ачимовским (19%) и васюганским (15%) комплексами, причем более активнаяи достоверная часть приурочена к неокомскому и васюганскому комплексам.Отличительной особенностью ресурсов нефти категории С3 является их низкаяконцентрация на многих структурах. Поэтому открытия месторождений наструктурах, оцененных по категории С3, будут в основном мелкими по запасам,главным образом 3-10 млн. т.
Перспективные ресурсы нефти из-за приуроченности ихзначительной части к низкопродуктивным коллекторам имеют неблагоприятнуюхарактеристику по продуктивности. Так, ресурсы с дебитом скважин менее 10 т/сутсоставляют 50%.
На состояние ресурсов нефти категории С3 негативное влияниеоказывает их низкая подтверждаемость при переводе в разведанные ипредварительно оцененные запасы. Коэффициент достоверности перспективныхресурсов 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 врегионе с выбором наиболее перспективных структур для ввода их в глубокоебурение.
Подавляющая часть неразведанных ресурсов нефти (около 80%) вЗападной Сибири приходится на прогнозные ресурсы. При этом в связи с высокойстепенью изученности нефтеносности провинции на региональном уровне практическивсе ресурсы отнесены к категории Д1. Около 30% прогнозных ресурсов нефтиоценены в труднодоступных северных районах Западной Сибири — Надым-Пурской,Пур-Тазовской, Ямальской и Гыданской НГО.
Для прогнозных ресурсов нефти характерно значительноесокращение (по сравнению с накопленной добычей и разведанными запасами нефти)их доли в высокопродуктивном неокомском комплексе пород (рис.1). Если изотложений неокомского комплекса добыто 86% нефти, а доля разведанных запасов вэтих отложениях составляет около 55%, то удельный вес неразведанных ресурсовнефти (категории Д1+ Д2 + С3) составляет в них лишь 39%. Возрастает доляресурсов в глинистых полимиктовых коллекторах тюменской свиты (24,0%), имеющихв основном низкие фильтрационно-емкостные свойства. Ресурсы нефти, связанные сними, относятся в значительной мере к трудноизвлекаемым. Велика долятрудноизвлекаемых ресурсов в отложениях ачимовского и даже неокомскогокомплексов. В последнем почти одна треть ресурсов нефти связана с нефтегазовымизалежами. [7, c. 45]
Опыт геологоразведочных работ последних лет в ЗападнойСибири свидетельствует о постепенном увеличении количества несводовых ловушек,вовлекаемых в разведку. Поэтому значительная часть прогнозных ресурсов нефтисвязана с залежами более сложного геологического строения, чем разведанныезапасы. Если последние в основном приурочены к сравнительно простым, увереннообнаруживаемым геофизическими методами антиклинальным поднятиям, то дляпрогнозных ресурсов ожидается существенное увеличение доли ловушек различныхнеантиклинальных типов. Согласно последней прогнозной оценке доля ресурсовнефти в неантиклинальных ловушках составляет в Западной Сибири 67%. Выявление иподготовка к бурению подобных ловушек требуют более совершенных методов геолого-поисковыхработ, прежде всего, сейсморазведки, а подготовка запасов на них — большегообъема глубокого бурения.
К важнейшей характеристике качества запасов и неразведанныхресурсов нефти относится крупность запасов месторождений. Анализ ретроспективыоткрытий 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 открываемыхнефтяных месторождений уменьшился до 20 млн. т. В перспективе будет происходитьдальнейшее снижение средних размеров запасов и размеров наиболее крупныхместорождений (рис. 3).
/>
Рисунок 2. Динамика средней величины запасов нефти открытыхместорождений
Среди открытых в Западной Сибири нефтяных и нефтегазовыхместорождений 50% относятся к категории мелких с максимумом в интервале запасов3-10 млн. т. Однако 37% начальных разведанных запасов приходится на семь уникальныхместорождений.
График распределения открытых месторождений по классамкрупности имеет симметричный вид, где число месторождений снижается длянаиболее крупных и мелких месторождений. Оценка структуры неразведанныхресурсов на основе математического распределения Парето [2,4] показаласущественное отличие прогнозируемого распределения от фактического в областимелких и средних по размерам запасов месторождений. В целом, чем меньше запасыместорождений, тем больше их число. Прогнозируется, что большая частьнеразведанных ресурсов нефти представлена несколькими тысячами мелких (менее 10млн. т) и 250-300 средних по запасам месторождений. Среди крупных будутпреобладать нефтяные месторождения с запасами 30-100 млн. т. Прогнозируются коткрытию несколько крупных месторождений с запасами 100-200 млн. т. Особымвопросом является оценка вероятности открытия уникальных по запасам нефтиместорождений. В Западной Сибири в соответствии с количественной оценкойпрогнозных ресурсов нефти и используемым законом распределения возможнооткрытие одного-двух уникальных месторождений. Однако сопоставление площадныхразмеров уникальных месторождений (300 км2 и более) свидетельствует о невысокойвероятности открытия в Западной Сибири месторождений, уникальных по размерам запасовнефти. Кстати, уникальные по запасам месторождения не были открыты в ЗападнойСибири с 1983 г.
Итак, для Западно-Сибирской провинции, крупнейшей по объемуресурсов нефти всех категорий, характерен в последние годы серьезный спаддобычи, важнейшей геологической причиной чего служит ухудшение качествазапасов, в том числе высокая степень выработанности разрабатываемыхместорождений и последовательное накопление на балансе запасов более низкогокачества, в том числе трудноизвлекаемых, доля которых в общем объеме текущихразведанных запасов превысила половину. Крупные по объему неразведанные ресурсынефти Западной Сибири качественно уступают запасам промышленных категорий какпо степени концентрации (запасам месторождений), так и продуктивности.1.3 Зарождение и освоение газового комплекса Западной Сибири
Впервые в Западной Сибири на окраине посёлка Берёзово 21сентября 1953 года одна из разведочных скважин дала мощный фонтан газа. Этооткрытие дало стимул для дальнейшего развёртывания геолого-разведочных работ.Вскоре начался период целого ряда открытий нефтяных и газовых месторожденийЗападной Сибири. 21 июня 1960 года было открыто первое в Западной СибириТрёхозёрное, 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 регионвышел на первое место по объёму добычи нефти и газа в нашей стране. В настоящеевремя здесь добывается 66% российской нефти и газового конденсата, 92%природного газа. Ежегодное потребление в мире топливно-энергетических ресурсовсоставляет более 14 млрд. т условного топлива, из них 35% приходится на долюнефти и свыше 25% на долю природного газа. Суммарные запасы нефти и газа насевере Западной Сибири составляют более четверти мировых запасов этих видовтопливно-энергетических ресурсов и позволят Западносибирской нефтегазовойпровинции ещё несколько десятков лет оставаться не только ведущим регионом вроссийской нефтегазодобывающей отрасли, но и в целом экономике всей страны. Вдоходную базу федерального бюджета России от топливно-энергетического комплексаЗападной 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 Приобскоенефтяное месторождение с начальными извлекаемыми запасами свыше 0,7 млрд. т,Фёдоровское нефтегазоконденсатное – 0,7 млрд. т, Мамонтовское нефтяное – 0,6млрд. т, Русское газо–нефтяное – 0,4 млрд. т и т.д. Крупнейшие месторожденияприродного газа с начальными извлекаемыми запасами газа соответственно:Уренгойское – 10,2 трлн. м3, Ямбургское – 6,1 трлн. м3, Бованенковское – 4,4трлн. м3, Заполярное – 3,5 трлн. м3, Медвежье – 2,3 трлн. м3.
Нефтегазодобывающий комплекс Западной Сибири обеспеченресурсами на многие десятки лет. Развитие нефтяной промышленности, согласноэнергетической стратегии Российской Федерации, должно быть обеспечено за счётувеличения добычи нефти в Западной Сибири до 255 – 270 млн. т, в том числе в Ханты–Мансийскомавтономном округе – до 200–220 млн. т, в Ямало-Ненецком автономном округе до40–50 млн. т, на юге Тюменской области до 1,5–2,0 млн. т и т.д. Добыча нефти иконденсата в Ханты–Мансийском автономном округе может быть доведена в 2010 г.до 235 млн. т, с последующим сохранением достигнутого уровня за счёт ввода вдействие новых месторождений.
2. ДИНАМИКА РАЗВИТИЯ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИЗАПАДНО-СИБИРСКОГО РЕГИОНА
Создание нефтяной и газовой промышленности в Западной Сибиризанимает особое место в развитии нефтегазовой отрасли и всей экономики страны.
В силу специфики природных и климатических условий регионабыла принята упрощённая схема переработки нефтяного газа с минимальнымассортиментом продукции: сухой газ, стабильный бензин и широкая фракция лёгкихуглеводородов, перерабатываемых на газоперерабатывающих комплексах Западно-Сибирскогорегиона.
В Западной Сибири для переработки нефтяного газа построено 8газоперерабатывающих заводов (ГПЗ) с объёмом переработки 26,2 млрд. м3 в год,12 компрессорных станций суммарной производительностью 12 млрд. м3 в год и всянеобходимая инфраструктура (товарные парки, наливные железнодорожные эстакады ит.д.).
Газоперерабатывающие предприятия, наряду с производственными,выполняют природоохранные функции, направленные на недопущение сжигания газа нафакелах при добыче нефти, следовательно, на исключение выбросов вредных веществв окружающую среду.2.1 Нижневартовский ГПЗ
Состоит из четырёх заводов, размещённых на одной площадке.Переработка газа на ГПЗ №1, 2, 3 предусмотрена по схеме низкотемпературнойабсорбции на отечественном оборудовании. Переработка газа на ГПЗ № 4предусмотрена по схеме низкотемпературной конденсации с турбодетандером накомплектном импортном оборудовании (рис.2).
Проектные мощности всех четырёх заводов составляют по 2млрд. м3 в год по сырому газу. Заводы были введены в эксплуатацию в 1974–1978гг.
На заводе перерабатываются нефтяные газы восточной частиСреднего Приобья, Самотлорского, Варьёганского, Советского, Аганского и другихместорождений Западной Сибири.
Поставщики сырья на ГПЗ – нефтяные компании ТНК, СИДАНКО –Варьёганнефть, ВНК – Томскнефть и др. [1]
Товарной продукцией завода являются: сухой газ, широкаяфракция лёгких углеводородов, стабильный бензин./>
Рисунок 2. Принципиальная схема переработки газа наНижневартовском ГПЗ.
2.2 Южно-Балыкский ГПЗ
Введён в эксплуатацию в 1976 году. Переработка газапредусмотрена по схемам:
• низкотемпературной абсорбции (проектная мощность 0,4 млрд.м3 в год).
• низкотемпературной конденсации (проектная мощность 0,6млрд. 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. Назавод поступают нефтяные газы Мамонтовского, Южно–Балыкского, Тепловского идругих месторождений Западной Сибири. Поставщиком газа на завод являетсянефтяная компания ЮКОС (Юганнефтегаз). Основными товарными продуктамипредприятия являются сухой газ и ШФЛУ2.3 Белозёрный ГПЗ
Переработка газа предусмотрена по схеме низкотемпературнойконденсации с турбодетандером двумя технологическими линиями (каждаяпроизводительностью по 2000 млн. м3 сырого газа в год) на комплектном импортномоборудовании. Введён в эксплуатацию в 1980 году.
Тип перерабатываемого сырья – нефтяные газы 1, 2 и 3ступеней сепарации нефти северной части Самотлорского, Варьёганского иСеверо–Варьёганского нефтяных месторождений Западной Сибири.
Поставщики сырья на ГПЗ – нефтегазодобывающие предприятиянефтяных компаний ТНК и СИДАНКО.
Товарной продукцией завода являются: сухой газ, подаваемый вмагистральный газопровод РАО Газпром и частично местным газопроводам, широкаяфракция лёгких углеводородов по продуктопроводу на эстакаду Южного Балыка и наТобольский НХК, стабильный бензин по продуктопроводу, а также автотранспортом 2.4 ГубкинскийГПК
В 1988 году были построены и введены в эксплуатацию двеочереди по приёму, компримированию и осушке попутного нефтяного газа.Переработка газа предусмотрена по схеме низкотемпературной конденсации стурбодетандером четырьмя технологическими линиями. Мощность завода составляет2,0 млрд м3 газа в год.
Тип перерабатываемого сырья – нефтяные газы Тарасовского,Барсуковского и других нефтяных месторождений Западной Сибири
Технологический процесс ограничивается осушкой ПНГ от влагии незначительной выработкой тяжёлых углеводородов, по этой причине извлечениецелевых компонентов составляет не более 5%.
Товарной продукцией является сухой газ. Для того, чтобыдовести отбор целевых компонентов С3+в до 93%, планируется ввод в эксплуатациюустановки низкотемпературной конденсации (НТК-1). При имеющейся загрузке заводавыработка ценнейшего для нефтехимии сырья – ШФЛУ составит свыше 200 тыс. т вгод.2.5 Красноленинский ГПК
Спроектирован и построен для переработка ПНГ по схеменизкотемпературной конденсации с производством ШФЛУ. Первая технологическаялиния 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 обеспечиваласьпроектными решениями на уровне 85–96 % от потенциального содержания С3+в внефтяном газе.
В настоящее время завод работает как компрессорная станция сглубокой осушкой от влаги попутного нефтяного газа и получением сухогоотбензиненного газа и стабильного газового бензина, а также небольших объёмовтехнического пропана и пропан-бутановой смеси для коммунальных нужд.
Производство ШФЛУ сдерживается отсутствием мощностей по егоотгрузке. На заводе перерабатывается ПНГ Талинского, Урайского, Песчанного,Ловинского и других месторождений. Товарной продукцией завода являются:компремированный газ, подаваемый по местным газопроводам, стабильный газовый бензини сжиженный газ.
3. ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
Крупнейшим центром сосредоточения ресурсов газа являетсясевер Западной Сибири — Ямало-Ненецкий автономный округ и южная часть Карскогоморя. Здесь сосредоточено около 120 трлн. м3 газа, открыты такиеуникальные газовые месторождения как Уренгойское, Ямбургское, Заполярное,Медвежье, Бованенковское и др. На шельфе Карского моря пробурено несколькоскважин и уже сделаны два выдающихся открытия — выявлены новые гигантскиегазовые месторождения — Русановское и Ленинградское. В Ямало-Ненецкомавтономном округе добывается свыше 95% российского газа и каждый третийкубометр газа, добываемый в мире! Ямало-Ненецкий округ богат также нефтью иуступает в России по ее запасам и добыче только другому северному региону — Ханты-Мансийскому автономному округу. Он является сегодня и останется нанесколько десятилетий главной нефтяной базой России.
По оценкам ученых Сибирского отделения Российской Академиинаук добыча нефти в северных районах Западной Сибири может быть доведена к 2030г. до 250-270 млн. т. Добыча газа составит в 2000 г. 540-550 млрд. м3 и можетбыть 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, вРеспублике Коми и в Архангельской области. Однако главное открытие сделано нена суше, а в Баренцевом море, где открыто уникальное Штокмановскоеместорождение 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 вэтих районах может не только удовлетворить потребности в газе и нефти восточныхрайонов России, но и обеспечить значительные объемы их экспорта наАзиатско-Тихоокеанский энергетический рынок. В первые десятилетия XXI векадолжны быть сформированы три новые транспортные артерии для поставок нефти игаза: из Восточной Сибири через Забайкалье в северо-восточный и восточныйКитай; 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-Тихоокеанскийэнергетический 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 газанеобходимо развить газоперерабатывающую промышленность в Тобольске, Томске,Ангарске, необходимо углубить переработку нефти в Омске, Ачинске, Ангарске, чтопозволит обеспечить потребности в моторном топливе при меньших количествахпотребляемой нефти.
Важно иметь ввиду, что природный газ восточно-сибирских иякутских месторождений богат гелием. Это — незаменимый продукт длякосмонавтики, атомной энергетики, медицины, новых высоких энергосберегающихтехнологий. В настоящее время главным поставщиком гелия на мировой рынокявляются США, но в ближайшие 10-15 лет согласно американских прогнозовпотребность в гелии в мире будет быстро расти, а добыча гелия в этой странебудет падать. В первые десятилетия XXI века Россия может сформировать вВосточной Сибири самый крупный центр по добыче и переработке гелия и статькрупнейшим производителем и экспортером гелия. Он будет необходим и длявозрождающихся и реформируемых экономики и энергетики России.
К сожалению, трагические ошибки последнего десятилетияпривели к практически полному разрушению геологоразведочных предприятий насевере России. Медленно осваиваются новые месторождения, в частности,месторождения газа в Ямало-Ненецком автономном округе. При сказочных богатствахэто может привести к значительному падению добычи газа. Нельзя не иметь ввиду,что такого дешевого газа, который Россия добывала в последние 10 лет, больше небудет. Для развития новых центров нефте- и газодобычи необходимы серьезныеинвестиции. Многие аналитики считают, что нефтегазовый комплекс может и долженинвестировать себя сам. Для этого, однако, нужна коренная реформа налоговогозаконодательства и изменение ценовой политики в топливно-энергетическомкомплексе, необходима специальная федеральная программа освоения и развитиясеверных территорий и акваторий. Сибирское отделение РАН неоднократно выражалоготовность активно участвовать в разработке такой программы.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В Западной Сибири высокие темпы освоения запасовпреимущественно неокомских отложений привели к росту доли низкопродуктивныхзапасов и ресурсов нефти и газа, объем которых в настоящее время составляетнесколько десятков миллиардов тонн. Учитывая, что в России высокий уровеньдобычи возможен только за счет нефтегазоносных недр Западной Сибири, освоениеэтих низкопродуктивных запасов и ресурсов, и особенно категориитрудноизвлекаемых, является объективной необходимостью.
Изменения в структуре ресурсов и запасов нефти и газа ЗападнойСибири необходимо учесть при разработке долгосрочной стратегии нефтедобычи.Очевидно, что дальнейшее развитие должно идти с увеличением инвестиций вразведку и разработку месторождений, адекватным изменению качества сырьевойбазы, а также с созданием и ускоренным освоением новых высокоэффективныхтехнологий извлечения нефти, особенно для категории трудноизвлекаемых запасов.
Необходимо пересмотреть принципы классификации запасов иресурсов нефти и газа в России, предусмотрев помимо степени изученностиресурсов характеристику их продуктивности и экономическую целесообразностьосвоения в качестве классификационных признаков.
Открытые месторождения полезных ископаемых — это толькочасть потенциала северных территорий и акваторий России. Для их выявления, дляобеспечения долгосрочного устойчивого развития этих сырьевых баз необходимопроводить геологоразведочные работы.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Андрейкина Л.В., Булкатов А.Н. Газовая промышленность Западной Сибири. //Материалы IV Международной научной конференции, посвящённой 55-летию Уфимскогогосударственного нефтяного технического университета. «Современные проблемыистории естествознания в области химии, химической технологии и нефтяногодела». / / История науки и техники, – 2003. – С. 16–17.
2. Булкатов А.Н., Мовсум-заде М.Э. Становление газопереработки в ЗападнойСибири. // 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 игаза. — М.: Недра, 1981.
5. Крылов Н.А. О возможности использования показателя кратности запасовнефти при планировании добычи и геологоразведочных работ// Геология нефти игаза. -1984. — № 12. — С. 30-33.
6. Крылов Н.А., Батурин Ю.Н., Рыжик В.М. Прогнозирование крупности запасовместорождений нефти и газа неразведанных ресурсов// Системный подход вгеологии. — 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 газовогокомплекса 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 аспектызарождения 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.