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 виключно 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 у паливному балансі країни. Швидкі темпи зростання видобутку газу стали можливі завдяки корінному посилення робіт з будівництва магістральних газопроводів, поєднали основні газовидобувні райони з 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 і освоєння газового комплексу Західного Сибіру,
розгляд динаміки розвитку нафтогазопереробної промисловості Західного Сибіру.
1. СТРУКТУРА І ЯКІСНА ХАРАКТЕРИСТИКА нафтогазових ресурсів ЗАХІДНІЙ СИБІРУ
1.1 Структура ресурсів нафти Західного Сибіру
Західна 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 у 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 р. 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, в 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 та 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, прирощенi раніше. Слід звернути увагу, що на відміну від Західного Сибіру падіння видобутку в Волго-Уралі та 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 стабілізуватися за обсягом поточних розвіданих запасів регіону призвели до зростання кратності, що притаманне нафтовидобувним регіонах після досягнення піку нафтовидобутку [З]. Однак у Західній Сибіру мінімум кратності в 1,5-2 рази перевищував мінімальну кратність у Волго-Уралі та на Північному Кавказі, що пов'язано, зокрема, і з наявністю в Західному Сибіру значних запасів, 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.
У першу чергу диференціація ресурсів визначається розподілом НСР по нафтогазоносних комплексів (НГК), продуктивність яких істотно різна. Так, близько половини НСР нафти припадає на неокомських НГК, в якому переважають нафтові поклади з дебітами свердловин більше 20 т / добу і максимальними початковими дебітами сотні тонн на добу. Васюганський НСГ (верхня юра) також характеризується в основному високодебітних покладами нафти. В інших НГК Західного Сибіру - тюменському, баженовскій, ачимівських, АПП-Альбського, 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 у 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-з 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 порівняно з накопиченою здобиччю. У накопиченої видобутку нафти 86% належить неокомських комплексу, причому більшу частину тут складають реалізовані запаси нафтових високопродуктивних покладів і лише невелику частку - запаси подгазових і щодо малодебітних покладів. На всі інші НГК в накопиченої видобутку припадає 14%, з яких третя частина належить реалізованим запасах найбільш продуктивного серед них Васюганського НГК. У поточних запасах ABC1 неокомських НГК належить 55%, причому в цих запасах істотну роль відіграють запаси в подгазових покладах і щодо нізкодебітних покладах, які освоювалися менш інтенсивно або не були введені в розробку взагалі.
У Західному Сибіру не введено 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 до цих пір за техніко-економічних міркувань.
У практику аналізу сировинної бази нафтовидобутку вкоренилась останнім часом поняття про які важко 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 мкм 2; 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 як 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. По трьох унікальних родовищ, що забезпечує 26% поточного видобутку нафти, вироблення склало 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 виробленість початкових запасів на 1.1.1992 р. перевищила 60%.
У зв'язку з високим ступенем вироблення до 1991 р. в Західному Сибіру значно зросла частка запасів родовищ з падаючою видобутком (53,9%). Зростаючу видобуток забезпечують 34,6% запасів, стабільну - 11,5%.
Середньодобові дебіти нафтових свердловин знизилися за основними розробляються родовищ 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 обводненості продукції розробляються запаси нафти в Західному Сибіру стали співставними 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 родовищ, що розробляються 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 поклади пласта БВ8 родовище Самотлор річний відбір на піку видобутку становив, наприклад 20%) призвів до послідовного накопичення на балансі важко видобувних запасів. Частка ТІЗ в загальному балансі розвіданих запасів нафти в Західному Сибіру від перших відсотків на початку розробки зростала і становила в середині 70-х років понад 10%, а нині більше - 50%. Цей показник слід враховувати, оскільки темп відбору ТІЗ на однакових стадіях розробки в 4-5 разів нижче, ніж для запасів, які стали на противагу які важко 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 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 горизонтам тюменської і баженовскій світ, ачимівських товщі, які характеризуються колекторами з низькими фільтраційно-ємнісними властивостями і високою часткою які важко запасів з низькою продуктивністю свердловин. Однак і в неокомських відкладеннях у північній частині провінції, в Надим-Пурской і Пур-Тазовськой нафтогазоносних областях, значна частина запасів нафти категорії С2 належить до ТІЗ (Східно-Мессояхского, Салекоптское, Ен-Яхінское, Уренгойське та інші родовища. Більше 50% запасів нафти категорії С2 оцінені на покладах з дебітом свердловин менше 5-10 м / добу.
За даними ИГИРГИ і СібНІІНП підтверджуваність 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 кількісної оцінки за якісними характеристиками поступаються не тільки вже реалізованим запасам, але й поточних запасах 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-Пурской, Среднеобской, Пур-Тазовськой і Фролівській НДО. Стратиграфически найбільші обсяги перспективних ресурсів нафти пов'язані з неокомських (35%), тюменським (31%), ачимівських (19%) і васюганских (15%) комплексами, причому більш активна і достовірна частина приурочена до неокомських і Васюганское комплексам. Відмінною особливістю ресурсів нафти категорії С3 є їх низька концентрація на багатьох структурах. Тому відкриття родовищ на структурах, оцінених за категорією С3, будуть в основному дрібними по запасах, головним чином 3-10 млн. т.
Перспективні ресурси нафти через приуроченості їх значної частини до низькопродуктивних колекторам мають несприятливу характеристику по продуктивності. Так, ресурси з дебітом свердловин менш 10 т / добу становлять 50%.
На стан ресурсів нафти категорії С3 негативний вплив робить їх низька підтверджуваність при перекладі в розвідані і попередньо оцінені запаси. Коефіцієнт достовірності перспективних ресурсів широко змінюється в часі і по окремих нафтовидобувним районам. За даними ИГИРГИ і СібНІІНП його величина в останнє десятиліття склала 0.4.
Наведені дані свідчать про напружений стан 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 нафтоносності провінції на регіональному рівні практично всі ресурси віднесені до категорії Д1. Близько 30% прогнозних ресурсів нафти оцінені у важкодоступних північних районах Західного Сибіру - Надим-Пурской, Пур-Тазовськой, Ямальського і Гиданський НДО.
Для прогнозних ресурсів нафти характерне значне скорочення (в порівнянні з накопиченою видобутком і розвіданими запасами нафти) їх частки в високопродуктивному неокомських комплексі порід (рис.1). Якщо з відкладень неокомських комплексу видобуто 86% нафти, а частка розвіданих запасів у цих відкладах становить близько 55%, то питома вага нерозвіданих ресурсів нафти (категорії Д1 + Д2 + С3) складає 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 важкодоступних. Велика частка важко видобувних ресурсів у відкладеннях ачимівських 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 складної геологічної будови, ніж розвідані запаси. Якщо останні в основному приурочені до порівняно простим, впевнено що виявляється геофізичними методами антиклінальних поднятиям, то для прогнозних ресурсів очікується істотне збільшення частки пасток різних неантіклінальних типів. Згідно з останньою прогнозною оцінкою частка ресурсів нафти в неантіклінальних пастках становить Західної Сибіру 67%. Виявлення і підготовка до буріння подібних пасток вимагають більш досконалих методів геолого-пошукових робіт, перш за все, 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 найбільших 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).
Малюнок 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 кількість родовищ знижується для найбільш великих і дрібних родовищ. Оцінка структури нерозвіданих ресурсів на основі математичного розподілу Парето [2,4] показала істотне відміну прогнозованого розподілу від фактичного в області дрібних і середніх за розмірами запасів родовищ. У 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 будуть переважати 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, найбільшою за обсягом ресурсів нафти всіх 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 , в тому числі які важко, частка яких у загальному обсязі поточних розвіданих запасів перевищила половину. Великі за обсягом нерозвідані ресурси нафти Західного Сибіру якісно поступаються запасами промислових категорій як за ступенем концентрації (запасами родовищ), так і продуктивності.
1.3 Зародження і 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 Трехозерное, 24 березня 1961 року - Мегіонское, 15 жовтня 1961 року - Усть-Баликское, в Агуст 1962 року - Радянський, 15 листопада 1962 року - Західно-Сургутское, 1 грудня 1964 року - Правдинское , 3 квітня 1965 року - мамонтовськой, 29 травня 1965 року - Самотлорське 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 в 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, але і 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]
Саме велике нафтове родовище в нашій країні - Самотлорське нафтогазоконденсатне - початкові запаси 3,3 млрд. т. Із надр цього родовища вже видобуто 2,2 млрд. т. Далі йдуть Приобське нафтове родовище з початковими запасами понад 0,7 млрд. т , Федорівське нафтогазоконденсатне - 0,7 млрд. т, мамонтовськой нафтове - 0,6 млрд. т, Російське газо-нафтове - 0,4 млрд. т і т.д. Найбільші родовища природного газу з початковими запасами газу відповідно: Уренгойське - 10,2 трлн. м3, Ямбурзьке - 6,1 трлн. м3, Бованенковське - 4,4 трлн. м3, Заполярне - 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 забезпечено 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-Сибірський регіон
Створення нафтової і газової промисловості у Західному Сибіру займає особливе місце в розвитку нафтогазової галузі і всієї економіки країни.
У силу специфіки природних і кліматичних умов регіону була прийнята спрощена схема переробки нафтового газу із мінімальним асортиментом продукції: сухий газ, стабільний бензин і широка фракція легких вуглеводнів, що переробляються на газопереробних комплексах Західно-Сибірського регіону.
У Західного Сибіру для переробки нафтового газу побудовано 8 газопереробних заводів (ГПЗ) з обсягом переробки 26,2 млрд. м3 у рік, 12 компресорних станцій сумарною продуктивністю 12 млрд. м3 на рік і вся необхідна інфраструктура (товарні парки, наливні залізничні естакади і т . д.).
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 середовище.
2.1 Нижневартовский ГПЗ
Складається з чотирьох заводів, розміщених на одному майданчику. Переробка газу на ГПЗ № 1, 2, 3 передбачено 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 складають 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, Варьеганского, Радянського, Аганского та інших родовищ Західного Сибіру.
Постачальники сировини на ГПЗ - нафтові компанії ТНК, СІДАНКО - Варьеганнефть, ВНК - Томскнефть та ін [1]
Товарною продукцією заводу є: сухий газ, широка фракція легких вуглеводнів, стабільний бензин.
Малюнок 2. Принципова схема переробки газу на Нижньовартовськ ГПЗ.
2.2 Южно-Балицьким ГПЗ
Введено в експлуатацію в 1976 році. Переробка газу передбачена за схемами:
• низькотемпературної абсорбції (проектна потужність 0,4 млрд. м3 у рік).
• низькотемпературної конденсації (проектна потужність 0,6 млрд. м3 у рік).
• низькотемпературної конденсації з турбодетандером (проектна потужність 1,0 млрд. м3 у рік).
Загальна проектна потужність по сирому газу складає 2,0 млрд. м3 на рік, у тому числі по компремірованію сирого газу 1,5 млрд. м3 на рік. На завод надходять нафтові гази Мамонтовского, Южно-Балицьким, Тепловского та інших родовищ Західного Сибіру. Постачальником газу на завод є нафтова компанія ЮКОС (Юганнефтегаз). Основними товарними продуктами підприємства є сухий газ і ШФЛУ
2.3 Білозерне 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. Введено в експлуатацію в 1980 році.
Тип сировини, що переробляється - нафтові гази 1, 2 і 3 ступенів сепарації нафти північній частині Самотлорского, Варьеганского і Північно-Варьеганского 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 газопроводах, широка фракція легких вуглеводнів по продуктопроводу на естакаду Південного Балика і на Тобольський НХК, стабільний бензин по продуктопроводу, а також автотранспортом
2.4 Губкинский ЦПК
У 1988 році були побудовані і введені в експлуатацію дві черги з прийому, компримування й осушенні попутного нафтового газу. Переробка газу передбачена за схемою низькотемпературної конденсації з турбодетандером чотирма технологічними лініями. Потужність заводу складає 2,0 млрд м3 газу на рік.
Тип сировини, що переробляється - нафтові гази Тарасівської, Барсуковський та інших нафтових родовищ Західного Сибіру
Технологічний процес обмежується осушенням ПНГ від вологи і незначною виробленням важких вуглеводнів, з цієї причини вилучення цільових компонентів становить не більше 5%.
Товарною продукцією є сухий газ. Для того, щоб довести відбір цільових компонентів С3 + у до 93%, планується введення в експлуатацію установки низькотемпературної конденсації (НТК-1). За наявної завантаження заводу вироблення найціннішого для нафтохімії сировини - ШФЛУ складе понад 200 тис. т на рік.
2.5 Красноленинского 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 у нафтовому газі.
В даний час завод працює як компресорна станція з глибокої осушенням від вологи попутного нафтового газу і отриманням сухого отбензіненного 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 Талинского, 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. м 3 газу, відкриті такі унікальні газові родовища як Уренгойське, Ямбурзьке, Заполярне, Ведмеже, Бованенковське та ін На шельфі Карського моря пробурено кілька свердловин і вже зроблено два видатних відкриття - виявлено нові гігантські газові родовища - Русанівське і Ленінградське. У Ямало-Ненецькому автономному окрузі видобувають понад 95% російського газу і кожен третій кубометр газу, що видобувається в світі! Ямало-Ненецький округ багатий також нафтою і поступається в Росії за її запасах і видобутку тільки іншому північному 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 р. до 250-270 млн. т. Видобуток газу складе в 2000 р. 540-550 млрд. м3 і може бути доведена до 2030 р . до 630-640 млрд.м3.
Багатства російської Півночі не обмежуються Західним Сибіром. Значні ресурси нафти і газу виявлені на європейському 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. м 3.
Багаті нафтою та 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, а й забезпечити значні обсяги їхнього експорту на Азіатсько-Тихоокеанський енергетичний ринок. У перші десятиліття XXI століття повинні бути сформовані три нові транспортні артерії для постачання нафти і газу: зі Східного Сибіру через Забайкалля у північно-східний і східний Китай; з півночі Західного Сибіру через Томську та Новосибірську області, Алтайський край, Республіку Алтай, північно-захід Китаю на південно-схід Китаю (Шанхай); Північним морським шляхом. З цієї артерії на Азіатсько-Тихоокеанський енергетичний ринок можуть бути спрямовані нафту і зріджений природний газ. Заводи зі скраплення газу доцільно побудувати в Харасавее, Ямбурзі, Дудинці.
За рахунок західно-сибірського і східно-сибірського газу необхідно розвинути газопереробної промисловості в Тобольську, Томську, Ангарську, необхідно поглибити переробку нафти в Омську, Ачинськ, Ангарську, що дозволить забезпечити потреби у 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 з 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 в Східному Сибіру найбільший центр з видобутку і 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 мати на увазі, 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 і зміна цінової політики в паливно-енергетичному комплексі, необхідна спеціальна федеральна програма освоєння і розвитку північних територій і акваторій. Сибірське відділення РАН неодноразово виражало готовність брати активну участь в розробці такої програми.
ВИСНОВОК
У Західному Сибіру високі темпи освоєння запасів переважно неокомських 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 які важко, 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 та розробку родовищ, адекватним зміни якості сировинної бази, а також зі створенням і прискореним освоєнням нових високоефективних технологій видобування нафти, особливо для категорії важко видобувних 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
Андрійкина Л.В., Булкатов О.М. Газова промисловість Західного Сибіру. / / Матеріали IV Міжнародної наукової конференції, присвяченої 55-річчю Уфімського державного нафтового технічного університету. «Сучасні проблеми історії природознавства в області хімії, хімічної технології і нафтового справи». / / Історія науки і техніки, - 2003. - С. 16-17.
Булкатов О.М., Мовсум-заде М.Е. Становлення газопереробки в Західному Сибіру. / / Нафта, газ і бізнес .- 2003 .- № 6.-С. 58-61.
Геологія нафти і газу Західного Сибіру. / / А.Е. Конторович, І.І. Нестеров, Ф.К. Салманов, BC Сурков, А.А. Трофимук, Ю.Г. Ервье. - М.: Надра, 1975.
Канторович А.Е., Фотіаді Е.Е., Дьомін В.І. Прогноз родовищ нафти і газу. - М.: Надра, 1981.
Крилов Н.А. Про можливість використання показника кратності запасів нафти при плануванні видобутку та геологорозвідувальних робіт / / Геологія нафти і газу. -1984. - № 12. - С. 30-33.
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.
Нафта і газ Західного Сибіру. Міжвузівський збірник, Тюмень, ТюмІІ, 1987. - 224 с.
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
Скурідін С. Андрійкина Л.В., Тищенко С.М. Деякі історичні аспекти зародження газопереробної галузі. / / Башкирський хімічний журнал .- 2003 .- № 3 .- С. 105-106.
Пестимо Е.М., Гомзіков В.К., Фурсов А.Я. Управління запасами нафти. - М.: Надра, 1991.