Головна
Банківська справа  |  БЖД  |  Біографії  |  Біологія  |  Біохімія  |  Ботаніка та с/г  |  Будівництво  |  Військова кафедра  |  Географія  |  Геологія  |  Екологія  |  Економіка  |  Етика  |  Журналістика  |  Історія техніки  |  Історія  |  Комунікації  |  Кулінарія  |  Культурологія  |  Література  |  Маркетинг  |  Математика  |  Медицина  |  Менеджмент  |  Мистецтво  |  Моделювання  |  Музика  |  Наука і техніка  |  Педагогіка  |  Підприємництво  |  Політекономія  |  Промисловість  |  Психологія, педагогіка  |  Психологія  |  Радіоелектроніка  |  Реклама  |  Релігія  |  Різне  |  Сексологія  |  Соціологія  |  Спорт  |  Технологія  |  Транспорт  |  Фізика  |  Філософія  |  Фінанси  |  Фінансові науки  |  Хімія

Становлення, освоєння і динаміка розвитку нафтогазового комплексу Західного Сибіру - Географія

ВСТУП

В останні роки все більшу частку сировини в нафтохімічній промисловості займають попутні гази нафтових родовищ. У цьому плані найбільший інтерес за своїм хімічним складом і властивостями представляють попутні нафтові гази (ПНГ) Західно-Сибірських нафтових родовищ. Тому ретельне вивчення нафтових родовищ Західно-Сибірського регіону є важливим і актуальним завданням для розвитку всієї нафтохімічної галузі країни.

Загальновідомо, що видобуток і використання нафти і газу в Росії має багатовікову історію. Однак технічний рівень промислового газового господарства до XX століття був винятково примітивним.

Виділення газової промисловості в 1946 р в самостійну галузь дозволило революційно змінити ситуацію і різко збільшити як обсяг видобутку газу в абсолютному значенні, так і його питома вага в паливному балансі країни. Швидкі темпи зростання видобутку газу стали можливі завдяки корінному посиленню робіт з будівництва магістральних газопроводів, поєднали основні газовидобувні райони із споживачами газу - великими промисловими центрами і хімічними заводами.

Метою роботи є: дослідження історичних аспектів виникнення, становлення та освоєння нафтогазового комплексу Західного Сибіру.

Завданнями роботи є:

- Вивчення структури ресурсів нафти Західного Сибіру,

- Поточна характеристика якості запасів і ресурсів нафти,

- Розгляд зародження та освоєння газового комплексу Західного Сибіру,

- Розгляд динаміки розвитку нафтогазопереробної промисловості Західного Сибіру.

1. СТРУКТУРА І ЯКІСНА ХАРАКТЕРИСТИКА нафтогазових ресурсів Західного Сибіру 1.1 Структура ресурсів нафти Західного Сибіру

Західний Сибір - найбільша нафтогазоносна провінція, початкові сумарні ресурси (НСР) якої становлять 60% НСР Росії. Тут відкрито близько 500 нафтових, газонафтових і нафтогазоконденсатних родовищ, що містять 73% поточних розвіданих запасів нафти Росії. Завдяки відкриттю унікальних і великих родовищ в Західному Сибіру і їх інтенсивному освоєнню вдалося значно наростити видобуток нафти в країні і вийти на перше місце в світі. За неповних три десятиліття в Західному Сибіру видобуто майже 6 млрд. Т нафти, що становить 45% накопиченої видобутку Росії.

Зростання видобутку нафти в Західному Сибіру тривав з 1964 по 1988 р, коли її рівень досяг 415 млн. Т (включаючи конденсат). Динаміка зростання видобутку нафти була нерівномірною. Так, з 1964 по 1975 року видобуток збільшився до 148 млн. Т, далі за п'ятиріччя вона подвоїлася. Надалі темп зростання рівня видобутку сповільнився, а в 1985 р відбулося його тимчасове зниження. У наступні три роки знову вдалося наростити видобуток нафти, але з 1989 р почалося прискорене падіння обсягу видобутку і за 1989-1992 рр. рівень видобутку знизився більш ніж на 150 млн. т. Однак і в цих умовах регіон займає провідне місце в Росії за обсягом річного видобутку нафти (70%).

Причинами уповільнення зростання і зниження рівня видобутку нафти в Західному Сибіру з'явилися як загальна криза народного господарства країни, у тому числі і нафтовидобувної промисловості, так і негативні зміни структури сировинної бази нафтовидобутку в бік її погіршення. Розглянемо геологічні аспекти цієї проблеми.

Стан розвіданих запасів нафти. Узагальненими показниками стану бази нафтовидобутку є динаміка величини поточних запасів промислових категорій і зміна кратності запасів видобутку. Для Західного Сибіру характерно послідовне збільшення поточних запасів, що визначалося постійним перевищенням приросту запасів над видобутком нафти. В останні роки темп зростання запасів промислових категорій різко знизився за рахунок списання непідтвердилися запасів нафти, прирощених раніше. Слід звернути увагу, що на відміну від Західного Сибіру падіння видобутку в Волго-Уралі і на Північному Кавказі супроводжувалося зниженням обсягу поточних запасів нафти, обумовленим перевищенням видобутку нафти над приростом запасів. [4, c. 150]

Уповільнення зростання видобутку нафти в Західному Сибіру і його падіння в умовах зростаючих або стабілізувати за обсягом поточних розвіданих запасів регіону призвели до зростання кратності, що притаманне нафтовидобувним регіонах після досягнення піку нафтовидобутку [З]. Однак в Західному Сибіру мінімум кратності в 1,5-2 рази перевищував мінімальну кратність в Волго-Уралі і на Північному Кавказі, що пов'язано, зокрема, і з наявністю в Західному Сибіру значних запасів, які не введених в розробку.

З геологічних позицій динаміка видобутку нафти визначається обсягом запасів і характеристикою їх якості. Досвід освоєння нафтогазових надр Західного Сибіру показав, що ресурсна база нафтовидобутку істотно диференційована за якістю.

В першу чергу диференціація ресурсів визначається розподілом НСР по нафтогазоносних комплексам (НГК), продуктивність яких істотно різна. Так, близько половини НСР нафти припадає на неокомских НГК, в якому переважають нафтові поклади з дебітом свердловин більше 20 т / добу і максимальними початковими дебітами сотні тонн на добу. Васюганська НСГ (верхня юра) також характеризується в основному високодебітних покладами нафти. В інших НГК Західного Сибіру - тюменському, Баженовское, ачимовской, АПТ-альбского, сеноманського - зустрічаються високопродуктивні, але домінують низькопродуктивні поклади нафти (з початковими дебітами менше 10 т / добу) [1, c. 70].

На рис. 1 наведена поточна структура НСР нафти Західного Сибіру, яка визначається як початковим розподілом ресурсів НГК, так і відмінностями в темпах освоєння різних за якістю запасів і ресурсів нафти.

Запаси і ресурси нафти: 1 - в нафтогазових покладах (відсоток від ресурсів відповідної категорії даного комплексу); 2 - без наявних способів розробки; 3-зі середніми початковими дебітами менше 10 т / добу,%

Рис. 1. Структура початкових сумарних ресурсів нафти Західного Сибіру.

1.2 Поточна характеристика якості запасів і ресурсів нафти

Розглянемо поточну характеристику якості запасів і ресурсів нафти. Перш за все, звертає на себе увагу зниження ролі високопродуктивних ресурсів неокомських НГК в поточних запасах промислових категорій в порівнянні з накопиченої здобиччю. У накопиченої видобутку нафти 86% належить неокомских комплексу, причому більшу частину тут становлять реалізовані запаси нафтових високопродуктивних покладів і лише невелику частку - запаси подгазових і відносно малодебітних покладів. На всі інші НГК в накопиченої видобутку припадає 14%, з яких третя частина належить реалізованим запасам найбільш продуктивного серед них Васюганського НГК. У поточних запасах ABC1 неокомских НГК належить 55%, причому в цих запасах істотну роль відіграють запаси в подгазових покладах і відносно нізкодебітних покладах, які освоювалися менш інтенсивно або не було запроваджено в розробку взагалі.

У Західному Сибіру не введена в розробку близько 35% запасів нафти. Серед них є запаси родовищ і покладів, що знаходяться в розвідці, а також запаси, підготовлені раніше, але не вводяться досі по техніко-економічних міркувань.

В практику аналізу сировинної бази нафтовидобутку вкоренилась останнім часом поняття про важкодобуваних запасах (ТІЗ), до яких відносять такі запаси нафти: в подгазових покладах; з в'язкістю більше 30 Па-с; в колекторах з проникністю менше 0,05 мкм2; в пластах товщиною менше 2м [5].

Запаси цієї категорії в значному обсязі присутні в Західному Сибіру. Частково вони залучені в розробку, частково - залишаються неосвоєними.

Основне навантаження у видобутку нафти протягом тривалого періоду несли і раніше несуть високопродуктивні поклади неокома, що веде до їх випереджальному виснаження. Основними показниками динаміки якості розроблюваних запасів нафти є ступінь вироблення запасів і пов'язані з нею обводненість видобутої нафти і дебіти свердловин, а також динаміка темпів відборів запасів.

Виробленість запасів, введених в розробку, в цілому складає близько 40% і сильно диференційована для різних родовищ і покладів. За трьома унікальних родовищ, що забезпечує 26% поточного видобутку нафти, вироблення склала 63%. При цьому такі самі кращі за своїми характеристиками поклади, як поклад БВ8 родовища Самотлор, вироблені на 80-90%. [10, c. 25]

Нерівномірність відбору запасів з покладів з різною продуктивністю можна проілюструвати на прикладі родовища Самотлор, де загальна виработанность початкових запасів на 1.1.1992 р перевищила 60%.

У зв'язку з високим ступенем вироблення до 1991 в Західному Сибіру значно зросла частка запасів родовищ з падаючої здобиччю (53,9%). Зростаючу видобуток забезпечують 34,6% запасів, стабільну - 11,5%.

Середньодобові дебіти нафтових свердловин знизилися за основними розробляти родовища з 150 т в 1970 р до 43 т в 1985 р і до 10 т в 1990 р

Зросла обводненість видобутої нафти з 56% (1985 р) до 72% (1990 р). За ступенем обводнення продукції розробляються запаси нафти в Західному Сибіру стали порівняні з ресурсами старих районів - Волго-Уралу і Північного Кавказу. Все це призвело до зниження темпів відбору запасів. Тільки за останні п'ять років середні річні темпи відбору запасів знизилися з 3,9 до 2,9%. Зниження темпів відбору типово для переважної частини розроблюваних родовищ і лише два великих родовища - Усть-Баликское і Покачевское - характеризувалися в 1985-1990 рр. зростанням темпу відбору поточних запасів нафти.

Форсований відбір запасів з найбільш високопродуктивних покладів (з покладу пласта БВ8 родовище Самотлор річний відбір на піку видобутку становив, наприклад 20%) призвів до послідовного накопичення на балансі важко запасів. Частка ТІЗ в загальному балансі розвіданих запасів нафти в Західному Сибіру від перших відсотків на початку розробки зростала і склала в середині 70-х років більше 10%, а нині більше - 50%. Цей показник слід враховувати, так як темп відбору ТІЗ на однакових стадіях розробки в 4-5 разів нижче, ніж для запасів, які стали на противагу важкодобувані називати "активними" [5].

Такі якісні характеристики запасів нафти промислових категорій в Західному Сибіру і тенденції їх динаміки. Найближчим резервом нарощування запасів категорій ABC1 є попередньо оцінені запаси (С2).

На запаси нафти категорії С2 Західного Сибіру припадає значна частина нафтового потенціалу родовищ і вони пов'язані в основному (81%) з разведуемой і підготовленими до розробки родовищами. На розроблюваних родовищах концентрація запасів нафти категорії С2 невисока і складає в середньому 3-6 млн. Т на об'єкт. Виконана диференціація запасів нафти категорії С2 показала, що 51% їх обсягу зосереджений у відкладеннях шельфового неокома і Васюганського комплексу, які мають в цілому кращі фільтраційно-ємнісні властивості. Інша частина відноситься до менш продуктивним обріїв тюменської і баженовской свит, ачимовской товщі, які характеризуються колекторами з низькими фільтраційно-ємнісними властивостями і високою часткою важко запасів з низькою продуктивністю свердловин. Однак і в неокомских відкладеннях в північній частині провінції, в Надим-пурскую і Пур-Тазовської нафтогазоносних областях, значна частина запасів нафти категорії С2 відноситься до ТІЗ (Східно-Мессояхского, Салекоптское, Ен-Яхінское, Уренгойское та інші родовища. Більше 50% запасів нафти категорії С2 оцінені на покладах з дебітом свердловин менше 5-10 м / сут.

За даними ІГіРГІ і СібНІІНП подтверждаемость запасів нафти категорії С2 при перекладі в розвідані запаси в регіоні широко змінюється і в середньому дорівнює 0,6. [3, c. 70]

Таким чином, запаси нафти категорії С2 Західного Сибіру при їх великий кількісній оцінці за якісними характеристиками поступаються не тільки вже реалізованим запасам, але й поточним запасами категорії АВС1.

Нерозвідані ресурси нафти. Кількісна оцінка нерозвіданих ресурсів нафти Західного Сибіру протягом багатьох років є предметом гострих дискусій. При прийнятої офіційною оцінкою нерозвідані ресурси (С3 + Д1 + Д2) складають близько 60% НСР Західного Сибіру і кількісно становлять величезний резерв для підготовки запасів промислових категорій. Опустивши в даному випадку суперечки про кількість, як не мають відношення до теми, дамо оцінку їх якісним особливостям.

Перспективні ресурси (категорія С3) розміщені в основному в північних нафтогазоносних областях: 80% їх зосереджено в Надим-пурскую, Среднеобскій, Пур-Тазовської і Фролівській НГО. Стратиграфически найбільші обсяги перспективних ресурсів нафти пов'язані з неокомских (35%), тюменським (31%), ачимовской (19%) і Васюганська (15%) комплексами, причому більш активна і достовірна частина приурочена до неокомских і Васюганська комплексам. Відмінною особливістю ресурсів нафти категорії С3 є їх низька концентрація на багатьох структурах. Тому відкриття родовищ на структурах, оцінених по категорії С3, будуть в основному дрібними за запасами, головним чином 3-10 млн. Т.

Перспективні ресурси нафти через приуроченности їх значної частини до низькопродуктивних колекторам мають несприятливу характеристику по продуктивності. Так, ресурси з дебітом свердловин менше 10 т / добу становлять 50%.

На стан ресурсів нафти категорії С3 негативний вплив має їх низька подтверждаемость при перекладі в розвідані і попередньо оцінені запаси. Коефіцієнт достовірності перспективних ресурсів широко змінюється в часі і по окремих нафтовидобувним районам. За даними ІГіРГІ і СібНІІНП його величина в останнє десятиліття склала 0.4.

Наведені дані свідчать про напруженому положенні в регіоні з вибором найбільш перспективних структур для введення їх в глибоке буріння.

Переважна частина нерозвіданих ресурсів нафти (близько 80%) у Західному Сибіру припадає на прогнозні ресурси. При цьому у зв'язку з високим ступенем вивченості нефтеносности провінції на регіональному рівні практично всі ресурси віднесені до категорії Д1. Близько 30% прогнозних ресурсів нафти оцінені у важкодоступних північних районах Західного Сибіру - Надим-пурскую, Пур-Тазовської, Ямальський та Гиданський НГО.

Для прогнозних ресурсів нафти характерно значне скорочення (порівняно з накопиченої видобутком і розвіданими запасами нафти) їх частки в високопродуктивному неокомских комплексі порід (рис.1). Якщо з відкладень неокомських комплексу видобуто 86% нафти, а частка розвіданих запасів в цих відкладеннях становить близько 55%, то питома вага нерозвіданих ресурсів нафти (категорії Д1 + Д2 + С3) становить в них лише 39%. Зростає частка ресурсів у глинистих поліміктових колекторах тюменської свити (24,0%), що мають в основному низькі фільтраційно-ємнісні властивості. Ресурси нафти, пов'язані з ними, відносяться значною мірою до важкодобувані. Велика частка важкодобуваних ресурсів у відкладеннях ачимовской і навіть неокомських комплексів. В останньому майже одна третина ресурсів нафти пов'язана з нафтогазовими покладами. [7, c. 45]

Досвід геологорозвідувальних робіт останніх років в Західному Сибіру свідчить про поступове збільшення кількості несводових пасток, що втягуються в розвідку. Тому значна частина прогнозних ресурсів нафти пов'язана з покладами більш складного геологічної будови, ніж розвідані запаси. Якщо останні в основному приурочені до порівняно простим, впевнено що виявляється геофізичними методами антиклінальними поднятиям, то для прогнозних ресурсів очікується істотне збільшення частки пасток різних неантиклинального типів. Згідно з останньою прогнозною оцінкою частка ресурсів нафти в неантиклинального пастках становить в Західному Сибіру 67%. Виявлення та підготовка до буріння подібних пасток вимагають більш досконалих методів геолого-пошукових робіт, насамперед, сейсморозвідки, а підготовка запасів на них - більшого обсягу глибокого буріння.

До найважливішою характеристикою якості запасів і нерозвіданих ресурсів нафти відноситься крупність запасів родовищ. Аналіз ретроспективи відкриттів і екстраполяція складаються співвідношень на перспективу показали, що найзначніші середніх розмірів запаси були відкриті в 1965-1971 рр. (Більше 300 млн. Т). До теперішнього часу середній розмір запасів відкриваються нафтових родовищ зменшився до 20 млн. Т. У перспективі відбуватиметься подальше зниження середніх розмірів запасів і розмірів найбільш великих родовищ (рис. 3).

Рисунок 2. Динаміка середньої величини запасів нафти відкритих родовищ

Серед відкритих в Західному Сибіру нафтових і нафтогазових родовищ 50% відносяться до категорії дрібних з максимумом в інтервалі запасів 3-10 млн. Т. Однак 37% початкових розвіданих запасів припадає на сім унікальних родовищ.

Графік розподілу відкритих родовищ за класами крупності має симетричний вид, де число родовищ знижується для найбільш великих і дрібних родовищ. Оцінка структури нерозвіданих ресурсів на основі математичного розподілу Парето [2,4] показала суттєва відмінність прогнозованого розподілу від фактичного в області дрібних і середніх за розмірами запасів родовищ. В цілому, чим менше запаси родовищ, тим більше їх число. Прогнозується, що більша частина нерозвіданих ресурсів нафти представлена кількома тисячами дрібних (менше 10 млн. Т) і 250-300 середніх за запасами родовищ. Серед великих переважатимуть нафтові родовища із запасами 30-100 млн. Т. Прогнозуються до відкриття кілька великих родовищ із запасами 100-200 млн. Т. Особливим питанням є оцінка ймовірності відкриття унікальних за запасами нафти родовищ. У Західному Сибіру відповідно з кількісною оцінкою прогнозних ресурсів нафти і використовуваним законом розподілу можливе відкриття одного-двох унікальних родовищ. Проте порівняння майданних розмірів унікальних родовищ (300 км2 і більше) свідчить про невисоку ймовірність відкриття в Західному Сибіру родовищ, унікальних за розмірами запасів нафти. До речі, унікальні за запасами родовища не були відкриті в Західному Сибіру з 1983 р

Отже, для Західно-Сибірської провінції, найбільшої за обсягом ресурсів нафти усіх категорій, характерний в останні роки серйозний спад видобутку, найважливішою геологічної причиною чого служить погіршення якості запасів, в тому числі високий ступінь виробленості родовищ, що розробляються і послідовне накопичення на балансі запасів більш низької якості , у тому числі важкодобуваних, частка яких в загальному обсязі поточних розвіданих запасів перевищила половину. Великі за обсягом нерозвідані ресурси нафти Західного Сибіру якісно поступаються запасам промислових категорій як за ступенем концентрації (запасами родовищ), так і продуктівності.1.3 Зародження та освоєння газового комплексу Західного Сибіру

Вперше в Західному Сибіру на околиці селища Березово 21 вересня 1953 одна з розвідувальних свердловин дала потужний фонтан газу. Це відкриття дало стимул для подальшого розгортання геолого-розвідувальних робіт. Незабаром почався період цілого ряду відкриттів нафтових і газових родовищ Західного Сибіру. 21 червня 1960 було відкрито перше в Західному Сибіру Трёхозёрное, 24 березня 1961 - Мегионское, 15 жовтня 1961 - Усть-Баликское, в Агусті 1962 року - Радянське, 15 листопада 1962 року - Західно-Сургутское, 1 грудня 1964 року - Правдинское , 3 квітня 1965 року - мамонтовськой, 29 травня 1965 року - Самотлорское нафтові родовища.

Близько 30 років тому Західно-Сибірський нафтогазовий регіон вийшов на перше місце за обсягом видобутку нафти і газу в нашій країні. В даний час тут видобувається 66% російської нафти і газового конденсату, 92% природного газу. Щорічне споживання у світі паливно-енергетичних ресурсів становить понад 14 млрд. Т умовного палива, з них 35% припадає на частку нафти і понад 25% на частку природного газу. Сумарні запаси нафти і газу на півночі Західного Сибіру складають більше чверті світових запасів цих видів паливно-енергетичних ресурсів і дозволять Західносибірської нафтогазової провінції ще кілька десятків років залишатися не тільки провідним регіоном в російській нафтогазовидобувної галузі, а й в цілому економіці всієї країни. У дохідну базу федерального бюджету Росії від паливно-енергетичного комплексу Західного Сибіру надходить більше 40% податкових платежів. [7, c. 110]

Самое велике нафтове родовище в нашій країні - Самотлорское нафтогазоконденсатне - початкові видобувні запаси 3,3 млрд. Т. З надр цього родовища вже видобуто 2,2 млрд. Т. Далі йдуть Приобское нафтове родовище з початковими запасами понад 0,7 млрд. Т , Федорівське нафтогазоконденсатне - 0,7 млрд. т, мамонтовськой нафтове - 0,6 млрд. т, Русское газо-нафтове - 0,4 млрд. т і т.д. Найбільші родовища природного газу з початковими запасами газу відповідно: Уренгойское - 10,2 трлн. м3, Ямбургское - 6,1 трлн. м3, Бованенковское - 4,4 трлн. м3, Заполярное - 3,5 трлн. м3, Ведмеже - 2,3 трлн. м3.

Нафтогазовидобувний комплекс Західного Сибіру забезпечений ресурсами на багато десятків років. Розвиток нафтової промисловості, згідно з енергетичною стратегією Російської Федерації, має бути забезпечене за рахунок збільшення видобутку нафти в Західному Сибіру до 255 - 270 млн. Т, у тому числі в Ханти-Мансійському автономному окрузі - до 200-220 млн. Т, в Ямало- Ненецькому автономному окрузі до 40-50 млн. т, на півдні Тюменської області до 1,5-2,0 млн. т і т.д. Видобуток нафти і конденсату в Ханти-Мансійському автономному окрузі може бути доведена в 2010 р до 235 млн. Т, з подальшим збереженням досягнутого рівня за рахунок введення в дію нових родовищ.

2. ДИНАМІКА розвитку нафтопереробної промисловості Західно-Сибірського РЕГІОНУ

Створення нафтової і газової промисловості у Західному Сибіру займає особливе місце в розвитку нафтогазової галузі і всієї економіки країни.

В силу специфіки природних і кліматичних умов регіону була прийнята спрощена схема переробки нафтового газу з мінімальним асортиментом продукції: сухий газ, стабільний бензин і широка фракція легких вуглеводнів, що переробляються на газопереробних комплексах Західно-Сибірського регіону.

У Західному Сибіру для переробки нафтового газу побудовано 8 газопереробних заводів (ГПЗ) з об'ємом переробки 26,2 млрд. М3 на рік, 12 компресорних станцій сумарною продуктивністю 12 млрд. М3 на рік і вся необхідна інфраструктура (товарні парки, наливні залізничні естакади і т .буд.).

Газопереробні підприємства, поряд з виробничими, виконують природоохоронні функції, спрямовані на недопущення спалювання газу на факелах при видобутку нафти, отже, на виключення викидів шкідливих речовин в навколишнє среду.2.1 Нижневартовский ГПЗ

Складається з чотирьох заводів, розміщених на одному майданчику. Переробка газу на ГПЗ №1, 2, 3 передбачена за схемою низькотемпературної абсорбції на вітчизняному обладнанні. Переробка газу на ГПЗ № 4 передбачена за схемою низькотемпературної конденсації з турбодетандером на комплектному імпортному обладнанні (рис.2).

Проектні потужності всіх чотирьох заводів становлять по 2 млрд. М3 на рік по сирому газу. Заводи були введені в експлуатацію в 1974-1978 рр.

На заводі переробляються нафтові гази східній частині Середнього Приобья, Самотлорского, Варьёганского, Радянського, Аганского та інших родовищ Західного Сибіру.

Постачальники сировини на ГПЗ - нафтові компанії ТНК, СИДАНКО - Варьёганнефть, ВНК - Томскнефть та ін. [1]

Товарною продукцією заводу є: сухий газ, широка фракція легких вуглеводнів, стабільний бензин.

Рисунок 2. Принципова схема переробки газу на Нижневартовском ГПЗ.

2.2 Южно-Баликскій ГПЗ

Введений в експлуатацію в 1976 році. Переробка газу передбачена за схемами:

- Низькотемпературної абсорбції (проектна потужність 0,4 млрд. М3 на рік).

- Низькотемпературної конденсації (проектна потужність 0,6 млрд. М3 на рік).

- Низькотемпературної конденсації з турбодетандером (проектна потужність 1,0 млрд. М3 на рік).

Загальна проектна потужність по сирому газу становить 2,0 млрд. М3 на рік, у тому числі по компримування сирого газу 1,5 млрд. М3 на рік. На завод надходять нафтові гази Мамонтовского, Південно-Баликское, Тепловський та інших родовищ Західного Сибіру. Постачальником газу на завод є нафтова компанія ЮКОС (Юганнефтегаз). Основними товарними продуктами підприємства є сухий газ і ШФЛУ2.3 білозерних ГПЗ

Переробка газу передбачена за схемою низькотемпературної конденсації з турбодетандером двома технологічними лініями (кожна продуктивністю по 2000 млн. М3 сирого газу на рік) на комплектному імпортному обладнанні. Введений в експлуатацію в 1980 році.

Тип сировини, що переробляється - нафтові гази 1, 2 і 3 ступенів сепарації нафти північній частині Самотлорского, Варьёганского і Північно-Варьёганского нафтових родовищ Західного Сибіру.

Постачальники сировини на ГПЗ - нафтогазовидобувні підприємства нафтових компаній ТНК і СИДАНКО.

Товарною продукцією заводу є: сухий газ, що подається в магістральний газопровід РАО Газпром і частково місцевим газопроводами, широка фракція легких вуглеводнів по продуктопроводу на естакаду Південного Балика та на Тобольський НХК, стабільний бензин по продуктопроводу, а також автотранспортом 2.4 Губкинський ЦПК

У 1988 році були побудовані і введені в експлуатацію дві черги з прийому, компримування і осушення попутного нафтового газу. Переробка газу передбачена за схемою низькотемпературної конденсації з турбодетандером чотирма технологічними лініями. Потужність заводу становить 2,0 млрд м3 газу на рік.

Тип сировини, що переробляється - нафтові гази Тарасівського, Барсуковского та інших нафтових родовищ Західного Сибіру

Технологічний процес обмежується осушенням ПНГ від вологи і незначною виробленням важких вуглеводнів, з цієї причини витяг цільових компонентів становить не більше 5%.

Товарною продукцією є сухий газ. Для того, щоб довести відбір цільових компонентів С3 + в до 93%, планується введення в експлуатацію установки низькотемпературної конденсації (НТК-1). За наявної завантаженні заводу вироблення найціннішого для нафтохімії сировини - ШФЛУ складе понад 200 тис. Т в год.2.5 Красноленінського ЦПК

Спроектований і побудований для переробка ПНГ за схемою низькотемпературної конденсації з виробництвом ШФЛУ. Перша технологічна лінія введена в експлуатацію в 1988 році, потім в 1989 році друга лінія.

Проектна потужність по сирому газу - 3219 млн м3 на рік. Глибина добування пропану і більш важких вуглеводнів забезпечувалася проектними рішеннями на рівні 85-96% від потенційного змісту С3 + в в нафтовому газі.

В даний час завод працює як компресорна станція з глибокої осушенням від вологи попутного нафтового газу і отриманням сухого відбензинений газу і стабільного газового бензину, а також невеликих обсягів технічного пропану і пропан-бутанової суміші для комунальних потреб.

Виробництво ШФЛУ стримується відсутністю потужностей з його відвантаження. На заводі переробляється ПНГ Талінского, Урайского, піщано, ЛОВІНСЬКА та інших родовищ. Товарною продукцією заводу є: компремірованний газ, що подається за місцевими газопроводами, стабільний газовий бензин і зріджений газ.

3. ПЕРСПЕКТИВИ РОЗВИТКУ нафтогазового комплексу Західного Сибіру

Найбільшим центром зосередження ресурсів газу є північ Західного Сибіру - Ямало-Ненецький автономний округ і південна частина Карського моря. Тут зосереджено близько 120 трлн. м3газа, відкриті такі унікальні газові родовища як Уренгойське, Ямбурзьке, Заполярне, Ведмеже, Бованенковское та ін. На шельфі Карського моря пробурено кілька свердловин і вже зроблені два видатних відкриття - виявлено нові гігантські газові родовища - Русанівське і Ленінградське. У Ямало-Ненецькому автономному окрузі видобувається понад 95% російського газу і кожен третій кубометр газу, що видобувається в світі! Ямало-Ненецький округ багатий також нафтою і поступається в Росії щодо її запасів і видобутку тільки іншому північного регіону - Ханти-Мансійському автономному окрузі. Він є сьогодні і залишиться на кілька десятиліть головною нафтової базою Росії.

За оцінками вчених Сибірського відділення Російської Академії наук видобуток нафти в північних районах Західного Сибіру може бути доведена до 2030 до 250-270 млн. Т. Видобуток газу складе в 2000 р 540-550 млрд. М3 і може бути доведена до 2030 г . до 630-640 млрд.м3.

Багатства російської Півночі не обмежуються Західним Сибіром. Значні ресурси нафти і газу виявлені на європейській півночі Росії, в Республіці Комі і в Архангельській області. Однак головне відкриття зроблено не на суші, а в Баренцевому морі, де відкрито унікальне Штокманівське родовище газу. Видобуток газу на ньому може бути доведена до 80-100 млрд. М3.

Багаті нафтою і газом і східні райони Росії - Красноярський край, Іркутська область і Республіка Саха (Якутія). Видобуток газу в цих районах може не тільки задовольнити потреби в газі та нафті східних районів Росії, але і забезпечити значні обсяги їх експорту на Азіатсько-Тихоокеанський енергетичний ринок. У перші десятиліття XXI століття повинні бути сформовані три нові транспортні артерії для поставок нафти і газу: зі Східного Сибіру через Забайкаллі в північно-східний та східний Китай; з півночі Західного Сибіру через Томську і Новосибірську області, Алтайський край, Республіку Алтай, північний захід Китаю на південний схід Китаю (Шанхай); Північним морським шляхом. З цієї артерії на Азіатсько-Тихоокеанський енергетичний ринок можуть бути спрямовані нафту і зріджений природний газ. Заводи зі зрідження газу доцільно побудувати в Харасавей, Ямбурзі, Дудинці.

За рахунок західно-сибірського і східно-сибірського газу необхідно розвинути газопереробну промисловість в Тобольську, Томську, Ангарську, необхідно поглибити переробку нафти в Омську, Ачинськ, Ангарську, що дозволить забезпечити потреби в моторному паливі при менших кількостях споживаної нафти.

Важливо мати на увазі, що природний газ східно-сибірських і якутських родовищ багатий гелієм. Це - незамінний продукт для космонавтики, атомної енергетики, медицини, нових високих енергозберігаючих технологій. В даний час головним постачальником гелію на світовий ринок є США, але в найближчі 10-15 років згідно американських прогнозів потреба в гелії в світі буде швидко рости, а видобуток гелію в цій країні буде падати. У перші десятиліття XXI століття Росія може сформувати у Східному Сибіру найбільший центр з видобутку та переробки гелію і стати найбільшим виробником і експортером гелію. Він буде необхідний і для відроджуються і реформуються економіки і енергетики Росії.

На жаль, трагічні помилки останнього десятиліття призвели до практично повного руйнування геологорозвідувальних підприємств на півночі Росії. Повільно освоюються нові родовища, зокрема, родовища газу в Ямало-Ненецькому автономному окрузі. При казкові багатства це може призвести до значного падіння видобутку газу. Не можна не враховувати, що такого дешевого газу, який Росія видобувала в останні 10 років, більше не буде. Для розвитку нових центрів нафто- і газовидобутку необхідні серйозні інвестиції. Багато аналітиків вважають, що нафтогазовий комплекс може і повинен інвестувати себе сам. Для цього, однак, потрібна докорінна реформа податкового законодавства та зміна цінової політики в паливно-енергетичному комплексі, необхідна спеціальна федеральна програма освоєння і розвитку північних територій і акваторій. Сибірське відділення РАН неодноразово висловлювало готовність брати активну участь у розробці такої програми.

ВИСНОВОК

У Західному Сибіру високі темпи освоєння запасів переважно неокомских відкладень призвели до зростання частки низькопродуктивних запасів і ресурсів нафти і газу, обсяг яких в даний час складає кілька десятків мільярдів тонн. Враховуючи, що в Росії високий рівень видобутку можливий тільки за рахунок нафтогазоносних надр Західного Сибіру, освоєння цих низькопродуктивних запасів і ресурсів, і особливо категорії важкодобуваних, є об'єктивною необхідністю.

Зміни в структурі ресурсів і запасів нафти і газу Західного Сибіру необхідно врахувати при розробці довгострокової стратегії нафтовидобутку. Очевидно, що подальший розвиток має йти зі збільшенням інвестицій у розвідку і розробку родовищ, адекватним зміни якості сировинної бази, а також зі створенням і прискореним освоєнням нових високоефективних технологій видобування нафти, особливо для категорії важко запасів.

Необхідно переглянути принципи класифікації запасів і ресурсів нафти і газу в Росії, передбачивши крім ступеня вивченості ресурсів характеристику їх продуктивності і економічну доцільність освоєння в якості класифікаційних ознак.

Відкриті родовища корисних копалин - це тільки частина потенціалу північних територій і акваторій Росії. Для їх виявлення, для забезпечення довгострокового сталого розвитку цих сировинних баз необхідно проводити геологорозвідувальні роботи.

СПИСОК ЛІТЕРАТУРИ

1. Андрейкіна Л.В., Булкатов А.Н. Газова промисловість Західного Сибіру. // Матеріали IV Міжнародної наукової конференції, присвяченої 55-річчю Уфимського державного нафтового технічного університету. «Сучасні проблеми історії природознавства в галузі хімії, хімічної технології і нафтового справи». / / Історія науки і техніки, - 2003. - С. 16-17.

2. Булкатов А.Н., Мовсум-заде М.Е. Становлення газопереробки в Західному Сибіру. // Нафта, газ і бізнес.- 2003.- № 6.-С. 58-61.

3. Геологія нафти і газу Західного Сибіру. //А.Е. Конторович, І.І. Нестеров, Ф.К. Салманов, B.C. Сурков, А.А. Трофимук, Ю.Г. Ервье. - М .: Надра, 1975.

4. Канторович А.Е., Фотіаді Е.Е., Дьомін В.І. Прогноз родовищ нафти і газу. - М .: Надра, 1981.

5. Крилов Н.А. Про можливість використання показника кратності запасів нафти при плануванні видобутку і геологорозвідувальних робіт // Геологія нафти і газу. -1984. - № 12. - С. 30-33.

6. Крилов Н.А., Батурин Ю.М., Рижик В.М. Прогнозування крупності запасів родовищ нафти і газу нерозвіданих ресурсів // Системний підхід в геології. - М., 1986. - С. 14-15.

7. Нафта і газ Західного Сибіру. Міжвузівський збірник, Тюмень, ТюмІІ, 1987. - 224 с.

8. Коржубаев А.Г. та ін. Сучасні проблеми функціонування газового комплексу Західного Сибіру // Економіка природокористування Алтайського регіону: історія, сучасність, перспективи. Матер. регіон. наук.-практ. конф. Барнаул: АлтГУ, 2000

9. Скуридин С. Андрейкіна Л.В., Тищенко С.М. Деякі історичні аспекти зародження газопереробної галузі. // Башкирська хімічний журнал 2003.- № 3.- С. 105-106.

10. холім Е.М., Гомзіков В.К., Фурсов А.Я. Управління запасами нафти. - М .: Надра, 1991.
Характеристика Греції
Характеристика Греції План 1. Географічне положення, ландшафт, клімат. 4 2. Флора і фауна. 7 3. Населення. 7 4. Коротка історична довідка. 8 5. Конституція і політична система. 11 6. Економіка. 11 7. Грецька кухня. 14 8. Віза в Грецію.. 16 9. Гроші. 17 10. Транспорт. 18 11. Магазини.. 19 12.

Абстрактний експресіонізм
Представниками абстрактного експресіонізму були Джексон Полиць (1904 - 1984), Вільям де Кунінг (1912 - 1956), Марко Ротко (1903 - 1970). Повоєнний абстракціонізм прямо не пов'язував себе з геометричною традицією абстракціонізму (К. Малевич, П. Мондріан). Живопис дії виросла, спираючись на

Франція
РЕФЕРАТ «ФРАНЦІЯ» План: 1) характеристику географічне розташування 2) РЕЛЬЕФ 3) ПРИРОДНІ ЗОНИ 4) КЛІМАТ 5) ВОДОЙМИЩА 6) ПРИРОДНІ РЕСУРСИ 7) НАСЕЛЕННЯ 8) ГОСПОДАРСТВО 9) ТРАНСПОРТ 10) АДМІНІСТРАТИВНЕ І ДЕРЖАВНЕ ПРИСТРІЙ 11) ІСТОРИЧНА ДОВІДКА 12) ТУРИЗМ Загальна характеристика географічного положення.

Філософські проблеми геосистем
Філософські проблеми геосистем Вступ Окремі науки, вивчаючи закономірності розвитку різних структур планети, здійснюють це на основі не всіх наявних фактів, а які лише знаходяться

Фізико-географічний опис Башкирії
Фізико-географічний опис Башкирії Введення Башкортостан характеризується різноманіттям природних факторів, які включають геологічна будова, геоморфологічні, кліматичні та гідрологічні умови, грунту і типи рослинності, що обумовлено його фізико-географічним положенням. Башкирія розташована

Рівень і якість життя населення
Курсова робота Рівень і якість життя населення Зміст Введення 1. Рівень і якість життя: сутність, основні поняття і критерії 1.1. Рівень життя: сутність, мінімальні соціальні стандарти 1.2. Показники якості життя 1.3. Критерії якості життя 2. Рівень і якість життя в Красноярському краї 2.1.

Українське Полісся
Широка (майже стокилометровая) смуга Українського Полісся займає північну частину країни. Вона витяглася від північно-західних до північно-східних рубежів України в межах значної по площі Полесської низовини і займає південну частину обширної природної зони змішаних лісів Східно-Європейської

© 2014-2022  8ref.com - українські реферати