2. Общая характеристика деятельности нефтегазодобывающих  предприятий  томской области

В 2000 г. исполнилось 34 года существования нефтяной отрасли в Томской области.

За это время коллективами АО Томскнефть и АО Томскнефтегазгеология открыто 101 нефтяное и газоконденсатное месторождение с суммарными извлекаемыми запасами по промышленной категории в 780 млн. т. Нефтяники и строители ввели в разработку 28 нефтяных месторождений, поставив России около 300 млн. т. нефти, построили сотни километров магистральных нефте- и газопроводов, ЛЭП, дорог. Все это явилось крупным вкладом в развитие Томской области.

Томская нефть всегда была очень трудной и дорогой. Только ценой жесточайшей экономии средств, в том числе и на зарплату, «Томскнефти» удавалось держаться на плаву, стабилизировать добычу на 11 млн.т/год. Сегодня рыночная ситуация благоприятна – цена нефти 36 долл./бар. Для сравнения: арабская нефть имеет себестоимость барреля на уровне 1-1.5 доллара; у Великобритании и Норвегии – 5долл./бар. Наша нефть оказалась неконкурентноспособной из-за высокой стоимости.

2.1. Динамика технологических показателей разработки месторождений ОАО «Томскнефть»

До 1966-90 гг. происходило неуклонное наращивание годовой добычи нефти до максимального уровня 14.8 млн.т. Примечательно, что график добычи нефти синхронизирован с графиком динамики объемов бурения. Последние также интенсивно наращивались с 217 тыс.м в 1979 г. до 1170 тыс.м в 1986 г., в последующий период (1990-95 г.) почти с тем же темпом снизились до 270 тыс.м. Определяющее влияние этого фактора связано с вводом в эксплуатацию новых запасов, но при этом вопросы интенсификации отборов, повышения коэффициента извлечения нефти (КИН) отодвигались на второй план. Поэтому снижение объемов проходки в совокупности с другими факторами и привело к резкому падению годовой добычи нефти до 11.2 млн.т. уже к 1994 г. В последующем (95-96 гг.) этот уровень удалось стабилизировать благодаря работам по ГРП пластов с использованием зарубежной техники и технологии.

В условиях современных рыночных отношений экономическое состояние нефтедобывающих предприятий диктует необходимость сохранения достигнутого уровня добычи нефти.

Добыча нефти  осуществляется предприятиями ВНК на 30-ти месторождениях, расположенных на территории Томской области и Ханты-Мансийского автономного округа. Добыча нефти составила:

В 1994 г. – 11.2 млн. т.;

Рекомендуемые материалы

В 1996 г. - 11.2 млн. т.;

В 1997 г. – 11.1 млн. т.;

В 1998 г. – 10.7 млн. т.;

В 2000 г. -  11.5 млн. т. (ожидается по плану).

Впрочем, печальная статистика не вызывает беспокойства у руководителей компании «ЮКОС». Еще в начале 1998 года «ЮКОС» и ВНК подготовили программу повышения эффективности производства. Она предусматривает снижение добычи нефти на 3-5% за счет закрытия малодебитных скважин.

Добыча по месторождениям, введенным в эксплуатацию за последние 15 лет, не компенсировала падения добычи по крупнейшим объектам разработки и, как следствие, в целом по ОАО «ТН».

Стабилизация, а тем более рост добычи нефти возможны при вводе в разработку новых крупных или группы мелких, но высокопродуктивных, компактно расположенных месторождений. В настоящее время таких объектов нет.

Стратегия – получение возможности разработки высокопродуктивных месторождений других недропользователей (т.е. за пределами Томской области и ХМАО).

За счет проведения гидравлического разрыва пластов, бурения и эксплуатации горизонтальных скважин и других мероприятий дополнительно добыто более 5 млн. т. нефти.

На территории области такие работы (ГРП) начаты с 1992 г., сначала на Вахском, затем на других месторождениях. Технология применяется и отечественная и зарубежная.

Отличие иностранных технологий от отечественных:

· В жидкости ГРП отсутствует  водная фаза;

· Высокие прочностные и фильтрационные свойства пропанта;

· Возможность проводить ГРП с установленной длиной и шириной трещин.

Работы по ГРП проведены на большинстве месторождений региона, но наиболее эффективными они оказались на Вахском и Советском (АВ₁) месторождениях. Успешность работ на скважинах Вахского месторождения составила 96%. Основная часть дополнительной добычи получена по трем крупнейшим месторождениям – Советскому - «Стрежевойнефть», Вахскому – «Стрежевойнефть», Первомайскому – «Васюганнефть».

2.2. Перспективы укрепления сырьевой базы добычи нефти НГДУ «Стрежевойнефть»

НГДУ «Стрежевойнефть (СН)» остается самым крупным в составе ОАО «Томскнефть(ТН)» (табл.1.). Административно территория деятельности НГДУ «СН» включает западную часть Александровского района Томской области (ТО) (S=16820 км²) и прилегающие к ней на западе и севере земли Ханты-Мансийского автономного округа (ХМАО) (S=8470 км²). S_общ=25290 км².

С начала разработки первых месторождений НГДУ «СН» добыто 210.56 млн. т. нефти. В 1995 г. из добытых 6.5 млн. т. нефти добыча нефти в ХМАО составила 4.3 млн. т. (66.2%), в ТО – 2.2 млн. т. (33.8%).

Разведанные и подготовленные к разработке запасы нефти (категории С₁) составляют 248.9 млн. т., в т.ч. на территории ТО – 68.97 млн. т. (27.7%), на территории ХМАО – 179.94 млн. т. (72.3%).

Как показатели современного состояния сырьевой базы данного НГДУ можно привести следующие:

· Из недр извлечено 45.83% запасов нефти (категорииС₁);

· В связи с отсутствием крупных и средних открытых, но не введенных в разработку месторождений на территории деятельности НГДУ, следует прогнозировать, что по крайней мере до 2003 г. доля нефти, добываемой НГДУ в ХМАО будет возрастать;

· На месторождениях, которые выработаны  более, чем на 50%, сосредоточено 42.7% разведанных запасов нефти, обводненность добываемой нефти составляет 58.4 – 92.4%, в т.ч. на наиболее крупном Советском месторождении, с остаточными разведанными запасами – 91.3 млн. т., она составляет 85.8%.

· Следующим по размерам запасов являются Вахское и Полуденное (ХМАО) месторождения. Запасы Вахского – 84.7 млн. т., В=30.2%, запасы Полуденного – 339.0 млн. т., выработанность запасов всего 3.91%, обводненность добываемой нефти (В) – 33.2%; строение коллектора на обоих месторождениях очень сложное;

· Остальные месторождения: Квартовое, Матюшкинское, Полуденное (ТО), Проточное и некоторые другие являются мелкими;

· Таким образом, невовлеченных в разработку запасов категории С₁ для наращивания добычи нефти на этой территории деятельности НГДУ практически нет.

Таблица 1.

Сырьевая база добычи нефти ОАО «Томскнефть» (в Томской области)

По прогнозу добычи нефти на ближайшую перспективу (2000-2003 гг.) следует ожидать, что добыча нефти будет непрерывно снижаться и достигнет в 2000 г. – 4.6 млн. т., 2010 г. – 1.8 млн. т., т.е. уменьшится в 3.6 раза. При этом соотношение добываемой нефти в ТО и ХМАО будет непрерывно уменьшаться.

Таким образом, имеющаяся сырьевая база НГДУ «СН» не обеспечивает стабилизации добычи нефти.

Для стабилизации уровня добычи в 5-6 млн. т. нефти на этой территории необходимо в ближайшие годы открыть несколько месторождений и подготовить значительные запасы нефти категории С₁ в количестве 60 - 100 млн. т.

2.3. Перспективы развития добычи нефти и газа в Лугинецком нефтегазодобывающем районе

Одним из крупнейших нефтедобывающих районов ТО является Лугинецкий. С начала разработки Лугинецкого месторождения (1982 г.) – добыто 9.77 млн. т. нефти. В 1996 г. здесь добыто 0.987 млн. т. нефти или 14.5% от общей добычи нефти в ТО (табл.1.).

В районе сосредоточены значительные разведанные запасы свободного газа и в перспективе он будет не только нефте-, но и газодобывающим. Причем по уровню добычи газа он превзойдет добычу нефти и из нефтегазодобывающего превратится в газонефтедобывающий.

Лугинецкий нефтегазодобывающий (НГД) район располагается в центральной части ТО, S=34486 км². Административно эта территория находится в Парабельском (S=18717км²) и Каргасокском (S=15769 км²) районах.

Территория Лугинецкого НГД района уникальна по ряду особенностей, в том числе: стратиграфический диапазон нефтегазоносности охватывает интервал от девона до валанжина; значительная концентрация ресурсов в палеозое, аналогов этому нет.

Сырьевая база нефтяной промышленности района: разведанные и подготовленные к разработке запасы нефти категории С₁=77.2 млн. т. Только одно нефтяное месторождение района – Лугинецкое – относится к классу средних и имеет начальные извлекаемые запасы 25.5 млн. т., что составляет 33% от всех запасов нефти на этой территории. Остальные месторождения относятся к классу мелких и имеют запасы до 5 млн. т: Урманское, Арчинское, Нижне-Табаганское и др.

На территории 40.6% разведанных запасов нефти вовлечены в разработку.

Таким образом, на территории Лугинецкого НГД района имеется достаточная сырьевая база на открытых месторождениях для поддержания на достигнутом уровне и даже некоторого роста добычи нефти. Но следует иметь в виду, что не введенные в разработку нефтяные и газонефтяные месторождения имеют небольшие по величине и трудноизвлекаемые запасы нефти.

По газу  перспективы района выше: с завершением формирования газодобывающих промыслов, трубопроводного транспорта и всей инфраструктуры он будет крупнейшим газодобывающим районом на юге Западной Сибири.

Разведанные запасы свободного газа:    252.39 млрд. м³ – С₁;

21.59   млрд. м³ -  С₂;

и конденсата:          30.595 млн. т.    –  С₁;

1.402    млн.т.    -   С₂.

Прогноз уровней добычи нефти и газа показан на рис.5,6. Предусматривается доведение добычи нефти на Лугинецком месторождении в 2000 г. до 1.1 млн. т. и удержание этого уровня до 2010 г.

Программа ввода месторождений в разработку (по степени их геологической изученности):

· Первоочередные: Урманское, Арчинское и Нижнетабаганское;

· В 1999 г.: Западно-Лугинецкое, Шингинское, возможно, Северо-Лугинецкое;

· 2000 г.: Северо-Останинское, Северо-Калиновое, Мыльджинское, Широтное и Пуглалымское.

· 2003 г.: Южно-Тамбаевское.

Ввод этих месторождений потребует построить до 400 км нефтепроводов. Вероятный диаметр: 219-500 мм).

Падение добычи в 96-97 гг. связано с обустройством Лугинецкого месторождения.

В 2000 г. – добыча составит 2.1 млн. т. по всему НГДУ.

В 2010 г. – 3.0 млн. т., что составит 76.3% от общей добычи по ОАО ТН.

До 1971 г. на территории деятельности НГДУ «Лугинецкнефть» было открыто 6 нефтяных и газовых месторождений, в т.ч. наиболее крупные: Мыльджинское – нефтегазоконденсатное и Лугинецкое – газоконденсатнонефтяное.

Эффективность работ по подготовке запасов нефти на территории деятельности НГДУ «ЛН» – следует признать низкой. Территория изучена крайне неравномерно. По строению месторождения Лугинецкого района относится к группе очень сложных с трудноизвлекаемыми запасами.

Нефть ТО сдается УМНЦС и поступает в Анжеро-Судженск, откуда направляется на Ачинский НПЗ.

Газ ТО в количестве ~ 900 тыс. м³/сут поступает на Нижневартовский ГПЗ. В зимний период 90% газа с первой ступени сепарации идет на котельные Стрежевого. Газ со 2 и 3 ступени сепарации, как правило, сжигается на факелах, что ведет к потере углеводородов в количестве до 70 т/сут по «Стрежевойнефть». Проблема утилизации попутного газа не решена.

Всего за 1997 год на УПСВ, УПН обработано 32.156 млн. т. жидкости. На подготовку нефти израсходовано (включая предварительный сброс воды на месторождениях) 252.712 тонн реагента-деэмульгатора. Удельный расход деэмульгатора составил 22.75 г/т.

В течение 1997 года добыча нефти осуществлялась на Советском, Нижневартовском, Стрежевском, Малореченском, Чкаловском, Полуденном, Западно-Полуденном, Пылинском, Вахском, Северо-Вахском, Восточно-Вахском, Северном, Кошильском, Оленьем, Первомайском, Катыльгинском, Ломовом, Озерном, Западно-Катыльгинском, Северо-Оленьем, Лонтынь-Яхском, Лугинецком, Герасимовском, Западно-Останинском, Игольско-Таловом месторождениях.

В янвяре 1997 года введено в пробную эксплуатацию Онтонигайское месторождение.

Обводненность нефти на месторождениях продолжала возрастать и на конец года составила по ОАО «Томскнефть» ВНК 64.6% (весовых).

Информация в лекции "Часть 76" поможет Вам.

Подрядными организациями в течение ряда лет велись работы по строительству объектов инженерного обеспечения и вспомогательного назначения Лугинецкой компрессорной станции: газопровод «Лугинецкое-Парабель», инженерные сети «УПН-ГКС», ДНС-2 и т.д.

В течение 1997 года на Васюганском ЦПС работала нефтеперерабатывающая установка. За отчетный год выработано 28528 тонн дизельного топлива. На переработку принято 93226 тонн нефти, возвращено в товарную нефть бензиновой фракции и мазута в количестве 64049 тонн, для выработки дизтоплива израсходовано 29177 тонн нефти.

С мая 1997 года после решения вопроса финансирования, начато строительство нефтеперерабатывающей установки фирмы «Петрофак» на Советском ЦТП.

За 1997 год добыча попутного нефтяного газа составила 251.626 млн. м³, на Нижневартовский ГПЗ поставлено для переработки 64.080 млн. м³.

В 1997 году управлением по сбору и использованию природного газа эксплуатировались 4 газовые скважины на Северном месторождении. За год добыча природного газа Северного месторождения составила 72.48 млн. м³. Природный газ, пройдя подготовку на блоке сепараторов с дозатором ингибитора гидратообразования – метанола, подавался в газопровод «Вахская КС – Советский ЦТП». 44.8 млн. м³ природного газа поставлено на котельные города Стрежевого, 25.92 млн. м³ – на Нижневатровский ГПЗ.

В 1997 году началось строительство Лугинецкой компрессорной станции. Работы велись силами фирмы «Бейтман» (подрядчик фирма «Гамма»).