Нефть Западной Сибири

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.

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 .

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.

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.

Товарной продукцией завода являются: сухой газ, широкая  фракция лёгких углеводородов, стабильный бензин.

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

Технологический 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. ПЕРСПЕКТИВЫ 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.