23321 (603008), страница 2
Текст из файла (страница 2)
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.
1.3 Зарождение и освоение газового комплекса Западной Сибири
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.
2. ДИНАМИКА РАЗВИТИЯ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ ЗАПАДНО-СИБИРСКОГО РЕГИОНА
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.
2.1 Нижневартовский ГПЗ
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.
2.2 Южно-Балыкский 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
2.3 Белозёрный ГПЗ
Переработка газа предусмотрена по схеме низкотемпературной конденсации с турбодетандером двумя технологическими линиями (каждая производительностью по 2000 млн. м3 сырого газа в год) на комплектном импортном оборудовании. Введён в эксплуатацию в 1980 году.
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
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
