амое 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. Д
ИНАМИКА 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 ШФЛУ2
.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 СибириТехнологический процесс ограничивается осушкой ПНГ от влаги и незначительной выработкой тяжёлых углеводородов, по этой причине извлечение целевых компонентов составляет не более 5%.Товарной продукцией является сухой газ. Для того, чтобы довести отбор целевых компонентов С3+в до 93%, планируется ввод в эксплуатацию установки низкотемпературной конденсации (НТК-1). При имеющейся загрузке завода выработка ценнейшего для нефтехимии сырья - ШФЛУ составит свыше 200 тыс. т в год.2.5
Красноленинский ГПК
Спроектирован и построен для переработка ПНГ по схеме низкотемпературной конденсации с производством ШФЛУ. Первая технологическая линия введена в эксплуатацию в 1988 году, затем в 1989 году вторая линия.Проектная мощность по сырому газу - 3219 млн м3 в год. Глубина извлечения пропана и более тяжёлых углеводородов обеспечивалась проектными решениями на уровне 85-96 % от потенциального содержания С3+в в нефтяном газе.В настоящее время завод работает как компрессорная станция с глубокой осушкой от влаги попутного нефтяного газа и получением сухого отбензиненного газа и стабильного газового бензина, а также небольших объёмов технического пропана и пропан-бутановой смеси для коммунальных нужд.Производство ШФЛУ сдерживается отсутствием мощностей по его отгрузке. На заводе перерабатывается ПНГ Талинского, Урайского, Песчанного, Ловинского и других месторождений. Товарной продукцией завода являются: компремированный газ, подаваемый по местным газопроводам, стабильный газовый бензин и сжиженный газ.
3. П
ЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
Крупнейшим центром сосредоточения ресурсов газа является север Западной Сибири - Ямало-Ненецкий автономный округ и южная часть Карского моря. Здесь сосредоточено около 120 трлн. м3 газа, открыты такие уникальные газовые месторождения как Уренгойское, Ямбургское, Заполярное, Медвежье, Бованенковское и др. На шельфе Карского моря пробурено несколько скважин и уже сделаны два выдающихся открытия - выявлены новые гигантские газовые месторождения - Русановское и Ленинградское. В Ямало-Ненецком автономном округе добывается свыше 95% российского газа и каждый третий кубометр газа, добываемый в мире! Ямало-Ненецкий округ богат также нефтью и уступает в России по ее запасам и добыче только другому северному региону - Ханты-Мансийскому автономному округу. Он является сегодня и останется на несколько десятилетий главной нефтяной базой России. По оценкам ученых Сибирского отделения Российской Академии наук добыча нефти в северных районах Западной Сибири может быть доведена к 2030 г. до 250-270 млн. т. Добыча газа составит в 2000 г. 540-550 млрд. м3 и может быть доведена к 2030 г. до 630-640 млрд.м3. Богатства российского Севера не ограничиваются Западной Сибирью. Значительные ресурсы нефти и газа выявлены на европейском севере России, в Республике Коми и в Архангельской области. Однако главное открытие сделано не на суше, а в Баренцевом море, где открыто уникальное Штокмановское месторождение газа. Добыча газа на нем может быть доведена до 80-100 млрд. м3.Богаты нефтью и газом и восточные районы России - Красноярский край, Иркутская область и Республика Саха (Якутия). Добыча газа в этих районах может не только удовлетворить потребности в газе и нефти восточных районов России, но и обеспечить значительные объемы их экспорта на Азиатско-Тихоокеанский энергетический рынок. В первые десятилетия XXI века должны быть сформированы три новые транспортные артерии для поставок нефти и газа: из Восточной Сибири через Забайкалье в северо-восточный и восточный Китай; с севера Западной Сибири через Томскую и Новосибирскую области, Алтайский край, Республику Алтай, северо-запад Китая на юго-восток Китая (Шанхай); Северным морским путем. По этой артерии на Азиатско-Тихоокеанский энергетический рынок могут быть направлены нефть и сжиженный природный газ. Заводы по сжижению газа целесообразно построить в Харасавэе, Ямбурге, Дудинке. За счет западно-сибирского и восточно-сибирского газа необходимо развить газоперерабатывающую промышленность в Тобольске, Томске, Ангарске, необходимо углубить переработку нефти в Омске, Ачинске, Ангарске, что позволит обеспечить потребности в моторном топливе при меньших количествах потребляемой нефти. Важно иметь ввиду, что природный газ восточно-сибирских и якутских месторождений богат гелием. Это - незаменимый продукт для космонавтики, атомной энергетики, медицины, новых высоких энергосберегающих технологий. В настоящее время главным поставщиком гелия на мировой рынок являются США, но в ближайшие 10-15 лет согласно американских прогнозов потребность в гелии в мире будет быстро расти, а добыча гелия в этой стране будет падать. В первые десятилетия XXI века Россия может сформировать в Восточной Сибири самый крупный центр по добыче и переработке гелия и стать крупнейшим производителем и экспортером гелия. Он будет необходим и для возрождающихся и реформируемых экономики и энергетики России. К сожалению, трагические ошибки последнего десятилетия привели к практически полному разрушению геологоразведочных предприятий на севере России. Медленно осваиваются новые месторождения, в частности, месторождения газа в Ямало-Ненецком автономном округе. При сказочных богатствах это может привести к значительному падению добычи газа. Нельзя не иметь ввиду, что такого дешевого газа, который Россия добывала в последние 10 лет, больше не будет. Для развития новых центров нефте- и газодобычи необходимы серьезные инвестиции. Многие аналитики считают, что нефтегазовый комплекс может и должен инвестировать себя сам. Для этого, однако, нужна коренная реформа налогового законодательства и изменение ценовой политики в топливно-энергетическом комплексе, необходима специальная федеральная программа освоения и развития северных территорий и акваторий. Сибирское отделение РАН неоднократно выражало готовность активно участвовать в разработке такой программы. З
АКЛЮЧЕНИЕ
В Западной Сибири высокие темпы освоения запасов преимущественно неокомских отложений привели к росту доли низкопродуктивных запасов и ресурсов нефти и газа, объем которых в настоящее время составляет несколько десятков миллиардов тонн. Учитывая, что в России высокий уровень добычи возможен только за счет нефтегазоносных недр Западной Сибири, освоение этих низкопродуктивных запасов и ресурсов, и особенно категории трудноизвлекаемых, является объективной необходимостью.Изменения в структуре ресурсов и запасов нефти и газа Западной Сибири необходимо учесть при разработке долгосрочной стратегии нефтедобычи. Очевидно, что дальнейшее развитие должно идти с увеличением инвестиций в разведку и разработку месторождений, адекватным изменению качества сырьевой базы, а также с созданием и ускоренным освоением новых высокоэффективных технологий извлечения нефти, особенно для категории трудноизвлекаемых запасов.Необходимо пересмотреть принципы классификации запасов и ресурсов нефти и газа в России, предусмотрев помимо степени изученности ресурсов характеристику их продуктивности и экономическую целесообразность освоения в качестве классификационных признаков.Открытые месторождения полезных ископаемых - это только часть потенциала северных территорий и акваторий России. Для их выявления, для обеспечения долгосрочного устойчивого развития этих сырьевых баз необходимо проводить геологоразведочные работы. СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Андрейкина Л.В., Булкатов А.Н. Газовая промышленность Западной Сибири. // Материалы IV Международной научной конференции, посвящённой 55-летию Уфимского государственного нефтяного технического университета. «Современные проблемы истории естествознания в области химии, химической технологии и нефтяного дела». / / История науки и техники, - 2003. - С. 16-17.2. Булкатов А.Н., Мовсум-заде М.Э. Становление газопереработки в Западной Сибири. // Нефть, газ и бизнес.- 2003.- № 6.-С. 58-61.3. Геология нефти и газа Западной Сибири. //А.Э. Конторович, И.И. Нестеров, Ф.К. Салманов, B.C. Сурков, А.А. Трофимук, Ю.Г. Эрвье. - М.: Недра, 1975. 4. Канторович А.Э., Фотиади Э.Э., Демин В.И. Прогноз месторождений нефти и газа. - М.: Недра, 1981. 5. Крылов Н.А. О возможности использования показателя кратности запасов нефти при планировании добычи и геологоразведочных работ// Геология нефти и газа. -1984. - № 12. - С. 30-33. 6. Крылов Н.А., Батурин Ю.Н., Рыжик В.М. Прогнозирование крупности запасов месторождений нефти и газа неразведанных ресурсов// Системный подход в геологии. - М., 1986. - С. 14-15. 7. Нефть и газ Западной Сибири. Межвузовский сборник, Тюмень, ТюмИИ, 1987. - 224 с. 8. Коржубаев А.Г. и др. Современные проблемы функционирования газового комплекса Западной Сибири // Экономика природопользования Алтайского региона: история, современность, перспективы. Матер. регион. науч.-практ. конф. Барнаул: АлтГУ, 20009. Скуридин С. Андрейкина Л.В., Тищенко С.Н. Некоторые исторические аспекты зарождения газоперерабатывающей отрасли. // Башкирский химический журнал.- 2003.- № 3.- С. 105-106.10. Холимое Э.М., Гомзиков В.К., Фурсов А.Я. Управление запасами нефти. - М.: Недра, 1991.
Страницы: 1, 2, 3
