Становление, освоение и динамика развития нефтегазового комплекса Западной Сибири 
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.
Впервые в Западной Сибири на окраине посёлка Берёзово 21
сентября 1953 года одна из разведочных скважин дала мощный фонтан газа. Это
открытие дало стимул для дальнейшего развёртывания геолого-разведочных работ.
Вскоре начался период целого ряда открытий нефтяных и газовых месторождений
Западной Сибири. 21 июня 1960 года было открыто первое в Западной Сибири
Трёхозёрное, 24 марта 1961 года – Мегионское, 15 октября 1961 года - Усть–Балыкское,
в агусте 1962 года – Советское, 15 ноября 1962 года – Западно–Сургутское, 1
декабря 1964 года – Правдинское, 3 апреля 1965 года – Мамонтовское, 29 мая 1965
года – Самотлорское нефтяные месторождения.
Около 30 лет назад Западно-Сибирский нефтегазовый регион
вышел на первое место по объёму добычи нефти и газа в нашей стране. В настоящее
время здесь добывается 66% российской нефти и газового конденсата, 92%
природного газа. Ежегодное потребление в мире топливно-энергетических ресурсов
составляет более 14 млрд. т условного топлива, из них 35% приходится на долю
нефти и свыше 25% на долю природного газа. Суммарные запасы нефти и газа на
севере Западной Сибири составляют более четверти мировых запасов этих видов
топливно-энергетических ресурсов и позволят Западносибирской нефтегазовой
провинции ещё несколько десятков лет оставаться не только ведущим регионом в
российской нефтегазодобывающей отрасли, но и в целом экономике всей страны. В
доходную базу федерального бюджета России от топливно-энергетического комплекса
Западной Сибири поступает более 40% налоговых платежей. [7, c.
110]
Самое крупное нефтяное месторождение в нашей стране –
Самотлорское нефтегазоконденсатное – начальные извлекаемые запасы 3,3 млрд. т.
Из недр этого месторождения уже добыто 2,2 млрд. т. Далее идут Приобское
нефтяное месторождение с начальными извлекаемыми запасами свыше 0,7 млрд. т,
Фёдоровское нефтегазоконденсатное – 0,7 млрд. т, Мамонтовское нефтяное – 0,6
млрд. т, Русское газо–нефтяное – 0,4 млрд. т и т.д. Крупнейшие месторождения
природного газа с начальными извлекаемыми запасами газа соответственно:
Уренгойское – 10,2 трлн. м3, Ямбургское – 6,1 трлн. м3, Бованенковское – 4,4
трлн. м3, Заполярное – 3,5 трлн. м3, Медвежье – 2,3 трлн. м3.
Нефтегазодобывающий комплекс Западной Сибири обеспечен
ресурсами на многие десятки лет. Развитие нефтяной промышленности, согласно
энергетической стратегии Российской Федерации, должно быть обеспечено за счёт
увеличения добычи нефти в Западной Сибири до 255 – 270 млн. т, в том числе в
Ханты–Мансийском автономном округе – до 200–220 млн. т, в Ямало-Ненецком
автономном округе до 40–50 млн. т, на юге Тюменской области до 1,5–2,0 млн. т и
т.д. Добыча нефти и конденсата в Ханты–Мансийском автономном округе может быть
доведена в 2010 г. до 235 млн. т, с последующим сохранением достигнутого уровня
за счёт ввода в действие новых месторождений.
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.
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.
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
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.
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.
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.
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.
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, 2000
9.
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
|
