Навигация
1.4 Методика выбора сырья
Сырьем называют предметы труда, на добычу и первичную обработку которых затрачен труд.
Сырье как один из главных элементов производственного процесса в значительной мере определяет экономику промышленного производства, в том числе и химической промышленности.
Для производства определенного вида химической продукции могут быть использованы различные виды сырья.
Чтобы установить, какой вид сырого материала наиболее целесообразен для производства данного вида продукции, необходимо, прежде всего, сопоставить различные виды сырья между собой по ряду экономических показателей:
— удельным капиталовложениям;
— производительности труда;
— себестоимости продукции.
Кроме того, следует рассчитать объем грузооборота при использовании каждого вида сырья.
Выбор сырья проводится по минимуму приведенных затрат (3):
Зi = Сi + Е Кi =min,
где Сi - себестоимость продукта из i-го вида сырья; Кi — капиталовложения; E - коэффициент приведения.
Себестоимость готового продукта (Сi) определяется как сумма затрат на добычу, обогащение, транспортировку и переработку сырья (в расчете на единицу готового продукта).
Сi = Сд + Соб + Ст р + Сп ,
где Сд—себестоимость добычи;
Соб — себестоимость обогащения; Стр — себестоимость транспортировки; Сп — себестоимость переработки.
Капиталовложения (Кi) рассчитываются по формуле:
Кi = Кд + Коб + Ктр + Кп,
где Кд — капиталовложения в добычу, Коб — капиталовложения в обогащение; Ктр — капиталовложения в транспорт; Ки — капиталовложения в переработку.
Весь расчет ведется в рублях на 1 т готовой продукции. При выборе сырья и материалов для той или иной отрасли химической промышленности следует исходить из:
— максимального использования местных видов сырья (местным называется сырье, которое не целесообразно перевозить на дальние расстояния);
— использования менее дефицитных видов сырья;
— возможностей промышленной переработки неиспользуемых отходов и побочных продуктов производства;
— возможности потребления искусственных материалов и заменителей;
— величины запасов сырья и соответствия сырья качественным свойствам будущего готового продукта;
— целесообразности использования сырья с точки зрения народнохозяйственной эффективности в рассматриваемый период именно в данной отрасли химической промышленности;
— наименьшей вредности рассматриваемого вида сырья для здоровья работающих;
— возможного сокращения грузооборота.
При выборе вида сырья необходимо все показатели — приведенные затраты, производительность труда, грузооборот, качество получаемой продукции, запасы сырья — рассматривать по совокупности с учетом условий производства продукции в данном конкретном случае [2].
1.5 Значение и пути экономии сырья
Партия и правительство намечают провести в девятой пятилетке большие мероприятия по снижению материалоемкости продукции. Экономия сырья и материалов позволит снизить себестоимость продукции и значительно уменьшить потребность в рабочей силе и капитальных вложениях. «Снижение материалоемкости продукции должно стать одним из критериев оценки научно-технического уровня производства в данной отрасли, на каждом предприятии».
Пути экономии сырья:
— сокращение потерь при переработке,
— совершенствование технологических режимов,
— разработка новых технологических процессов,
— комплексная механизация и автоматизация производства; -
— использование отходов при переработке сырья;
— сокращение потерь при хранении и транспортировке сырья, бережливость и строгий учет расходуемых материалов;
— переход на более экономичные виды сырья, замена пищевого сырья синтетическим.
2 Практическое исследование сырьевой базы химической промышленности РФ
2.1 Сырьевая база химической промышленности РФ
В истории российской нефтедобычи (преимущественно в советской) четко наблюдалась смена основных нефтедобывающих провинций: Кавказ - Волго-Урал - Западная Сибирь. Другие провинции не играли определяющей роли в структуре нефтедобычи [3]. При этом месторождения из каждого вновь вводимого региона получали «эстафету» от предшествующей доминирующей провинции в тот период, когда последняя находилась еще на пике нефтедобычи. Это позволяло до конца 80-х годов XX столетия постоянно наращивать уровень добычи нефти (в последние 15 лет в основном за счет освоения месторождений Западной Сибири).
С 80-х годов XX века по настоящее время наблюдается заметное ухудшение условий добычи как в целом по России, так и в Западной Сибири. Причины этого хорошо известны специалистам. Остановимся на некоторых из них.
В нефтяной промышленности происходит естественное качественное ухудшение состояния сырьевой базы вследствие выработки наиболее доступных и хорошо подготовленных месторождений. В настоящее время в среднем по стране начальные запасы разрабатываемых месторождений выработаны на 45 %. Для ряда длительно разрабатываемых крупнейших месторождений этот показатель существенно выше: по Самотлорскому - 63 %, Ромашкинскому - 85 % Мамонтовскому – 74 % и т.д. Доля запасов с выработанностью более 80 % превышает 1/4 запасов, разрабатываемых нефтяными компаниями.
По данным Министерства энергетики РФ [4], при сохранении существующих темпов добычи нефти, разведанные запасы открытых к настоящему времени месторождений будут исчерпаны к 2040 г. Из текущих запасов нефти 19 % находятся в подгазовых зонах нефтегазовых залежей, 14 % относятся к тяжелым и высоковязким нефтям (вязкостью более 30 мПа-с). Доля активных запасов нефти в балансе большинства нефтяных компаний составляет около 45 % и продолжает снижаться. Более 50 % разведанных перспективных недоказанных запасов находятся в неосвоенных недрах севера страны, Восточной Сибири и Дальнего Востока, значительная доля ресурсов - в арктических широтах, освоение которых потребует больших капитальных вложений в развитие соответствующей транспортной структуры. Потенциально новые нефтегазоносные провинции Европейского Севера, Восточной Сибири и Дальнего Востока гораздо беднее по запасам, чем Западная Сибирь.
Начиная с 1994 г. до настоящего времени прирост запасов нефти и нестабильного конденсата не компенсировал объема их добычи и до 2001 г. составил 2030,1 млн. т. при добыче 2489,3 млн. т (восполняемость 81,6 %). Продолжают снижаться объемы разведочного и эксплуатационного бурения. Это те показатели, которые характеризуют вклад российских компаний в сохранение фундаментальных показателей отрасли в части воспроизводства ресурсной базы [5].
Катастрофически снижаются запасы уникальных и крупных месторождений к 2000 г. соответственно до 5254,73 млн. т (на 1.4 %) и 6553,78 млн. т (на 24,3 %) по отношению к 1994 г. В то же время число средних и малых месторождений продолжает увеличиваться (к 2000 г. их зарегистрировано более 2 тыс.), и их запасы возросли с 1994 до 2000 г. соответственно до 2424,69 млн. т (на 11,9 %) и 2362,72 млн. т (на 0,06 %). Эти месторождения расположены в 37 субъектах Федерации, а их запасы сосредоточены в Западной Сибири, Урало-Поволжье и на Европейском Севере. Естественно, ввод в разработку этих месторождений (при соответствующей экономической оценке) не сможет решить проблемы нефтяной отрасли, но игнорировать этот резерв также нецелесообразно.
Существенно уменьшился суточный дебит скважин. Доля скважин с дебитами менее 25 т/сут достигла сейчас примерно 80 %, а с дебитами до 10 т/сут - 55 %. Увеличилась обводненность скважин. В 1999 г. средняя обводненность нефтяных скважин по России достигла 86 %. Это означает, что на 1 т добытой нефти извлекается более 5 т воды. По 1/3 месторождений, разрабатываемых нефтяными компаниями, обводненность запасов превышает 70 %. По состоянию на начало 2000 г. число неработающих скважин равнялось около 33 тыс., т.е. 24,4 % добывающего фонда скважин.
В перспективе до 2007 г. прогнозируется увеличение объема добычи сырой нефти на 8,5 % с последующим падением примерно 1,0-1,2 % в год в зависимости от сценария развития рынка энергоносителей.
Шаимский нефтегазоносный район является старейшим нефтедобывающим районом Западной Сибири, по которому в течение более 40 лет накоплен богатейший опыт поисково-разведочных работ. За этот период открыто 21 месторождение нефти и введено в эксплуатацию 17. Несмотря на солидный возраст и значительные отборы запасов нефти (около 70 %), район сохраняет устойчивые перспективы прироста запасов, что обеспечивается существенными вложениями в геологоразведочные работы.
Первые нефтяные месторождения Западной Сибири были открыты в наиболее сложных по геологическому строению юрских продуктивных отложениях Шаимского района. Непростая геология нефтяных залежей повлияла на эффективность их разведки и освоения. Впервые гипотеза о перспективах нефтегазоносности юрских отложений Западно-Сибирской плиты была высказана академиком И.М. Губкиным на Урало-Кузбасской сессии Академии наук СССР в 1932 г. в г. Свердловске и позднее более обстоятельно сформулирована.
До начала 50-х годов XX века практически все геолого-поисковые работы в Шаимском районе носили маршрутный, рекогносцировочный характер. Значительное внимание изучению его геологического строения стали уделять после открытия Березовского газового месторождения (1953 г.). В 1958 г. сейсморазведочными работами выявлены Трехозерное и Мулымьинское локальные поднятия. В сентябре 1959 г. вблизи сета Шаим по рекомендациям геофизиков была пробурена первая поисковая скв. 2П Мулымьинская, при опробовании которой 25 сентября впервые получили приток нефти дебитом около 1 т/сут. С этой даты начинается история открытия тюменской нефти.
Промышленная значимость залежей нефти в Шаимском районе быта установлена последующим бурением и опробованием разведочных скважин: 7Р Мулымьинская (апрель 1960 г. дебит около 10 т/сут) и 6Р Трехозерная, из которой в июне 1960 г. был получен фонтанный приток нефти дебитом более 300 т/сут. Скв. 6Р Трехозерная считается первооткрывательницей первого в Западной Сибири нефтяного месторождения – Трехозерного, в результате в Шаимском районе значительно возросли объемы геологоразведочных работ.
В процессе проведенных поисково-разведочных работ в настоящее время промышленная нефтегазоносность установлена в отложениях коры выветривания палеозойского складчатого фундамента, тюменской и абалакской свит. Запасы в нефтяных и нефтегазовых залежах сосредоточены на глубинах от 1600-1700 м (пласт П) до 2200-2300 м (пласты Т. KB). Месторождения имеют различные историю и длительность эксплуатации: одни из них (центральная и южная части района) были открыты и стали разрабатываться еще в начале 60-х годов XX века, другие (северная часть района) были разведаны и введены в эксплуатацию недавно.
Разведку и разработку месторождений района осуществляет ТПП «Урайнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», на балансе которого на 01.01.04 г. числится 21 месторождение, из них 17 введены в разработку. Самое «старое» Трехозерное месторождение было открыто в I960 г. и введено в эксплуатацию в 1964 г. Эта дата является началом истории нефтедобычи района.
Территория деятельности ТПП «Урайнефегаз» расположена в пределах Ханты-Мансийского автономного округа в Советском и Кондинском районах. В динамике добычи нефти по месторождениям ТПП «Урайнефтегаз» выделяются четыре периода:
• интенсивный рост добычи нефти в 1964-1971 гг. до 5,5 млн. т;
• замедленный рост добычи в 1972-1990 гг. от 5,5 млн. до 7,8 млн. т,
• снижение добычи нефти в 1991-1996 гг.
• стабилизация и дальнейший рост добычи с 1997 г. от 4,1 млн. до 4,7 млн.т.
На первом этапе освоения района (1964-1966 гг.) в разработку были введены Трехозерное и Мортымья-Тетеревское месторождения, основная доля запасов которых сосредоточена в высокопродуктивном пласте П. Начальный дебит скважин превышал 50 т/сут. В 1973-1980 гг. были введены в эксплуатацию еще четыре месторождения (Убинское, Толумское, Даниловское, Мулымьинское) с высокопродуктивным пластом П (кроме Убинского месторождения). Начальные извлекаемые запасы (НИЗ) по этой группе месторождений составляют около 60 % суммарных по району.
В 1984-1989 гг. были введены в разработку семь месторождений (Северо-Даниловское, Лазаревское, Филипповское, Ловинское, Шушминское, Яхлинское, Узбекское), структура запасов нефти которых (кроме Северо-Даниловского) оказалась значительно хуже ранее введенных: на долю низкопродуктивных объектов приходится около 60% НИЗ. В 1995-1997 гг. с аналогичной структурой запасов введены в разработку Мансингьянское, Сыморьяхское и Тальниковое месторождения, а в 2002 г. - в опытно-промышленную эксплуатацию Западно-Тугровское месторождение.
Таким образом, открытие и ввод в эксплуатацию за последние 15 лет месторождений с преобладанием низкопродуктивных нижнее - и среднеюрских пластов ухудшили структуру и качество запасов нефти, что повлияло на добычу нефти.
По мере совершенствования методов исследований и накопления опыта геологоразведочных работ существенно изменилось представление о строении продуктивных объектов, что объясняет непростую ситуацию с добычей нефти в Районе, максимальный уровень которой (7,798 млн. т) был достигнут в 1989 г.
В настоящее время основная добыча нефти обеспечивается месторождениями, Сходящимися на поздней стадии разработки, характеризующейся высокой степенью разбуренности проектного фонда скважин, выработки запасов и обводненности добываемой продукции. В последние годы добыча нефти стабилизировалась на уровне 4,5 млн. т (темп отбора составил 4,7 % трудноизвлекаемых запасов), однако тенденций к ее значительному увеличению не отмечается. Стабилизация добычи достигается в результате увеличения числа геолого-технических мероприятий (ГТМ), основными из которых являются гидроразрыв пласта (ГРП), вывод скважин из бездействия и консервации.
Для восполнения запасов и увеличения добычи нефти работа ведется в нескольких направлениях. Одним из важнейших направлений укрепления минерально-сырьевой базы ТПП «Урайнефтегаз» является применение методов увеличения нефтеотдачи (МУН) пластов и интенсификации добычи нефти. В этой области накоплен большой опыт и получены хорошие результаты. За весь период применения физико-химических и гидродинамических МУН дополнительно получено 16,9 млн. т нефти, или 8,6 % суммарной накопленной добычи. Для наращивания минерально-сырьевых ресурсов и добычи нефти с 2000 г. ТПП «Урайнефтегаз» приняло активное участие в разработке и выполнении территориальных программ по геологическому изучению нераспределенного фонда недр, непосредственно примыкающих лицензионным участкам «Урайнефтегаза» и удаленных от них. Участки нераспределенного фонда земель, прилегающие к территории деятельности предприятия представляют первостепенный интерес в плане их приобретения на конкурсной основе и получения лицензий на геологическое изучение недр для укрупнения своих площадей лицензирования, подготовки новых запасов нефти и вовлечения их в разработку.
Таким образом, с учетом сложного геологического строения района можно выделить следующие перспективные направления восстановления и расширения минерально-сырьевой базы ТПП «Урайнефтегаз»:
1. Комплексная обработка и интерпретация всей имеющейся геолого-геофизической информации (прежде всего сейсмической) для выявления новых перспективных ловушек углеводородов структурного и неструктурного типов.
2. Проведение поисково-разведочных, и доразведочных работ для выявления новых залежей неструктурного или комбинированного типа, в том числе пропущенных на разрабатываемых месторождениях в отложениях викуловской, абалакской, тюменской свит и доюрского комплекса.
3. Изучение залежей нефти, приуроченных к коре выветривания доюрского комплекса, с обоснованием фильтрационно-емкостной модели коллекторов и разработкой петрофизического обеспечений для методики интерпретации данных геофизических исследований скважин. Кроме того, перспективно изучение нефтегазоносности более глубоко залегающих толщ палеозоя.
4. Проведение поисково-разведочных работ па перспективных участках нераспределенного фонда, непосредственно примыкающих к лицензионным и более удаленных [6].
В настоящее время в НГДУ «Сургутнефть» в промышленной эксплуатации находятся шесть месторождений с добычей нефти 18.5 тыс. т/сут. В 1984 г. добыча составляла 30 тыс. т/сут. В тот период в НГДУ в разработке находились такие крупные месторождения, как Быстринское и Солкинское, на основе которых образовалось НГДУ «Быстринскнефть».
Запасы нефти месторождений НГДУ «Сургутнефть» выработаны более чем на 60 %, наиболее крупного Западно-Сургутского - на 80 %. Благодаря приобретению новых месторождений, а также доразведке старых, объем имеющихся на балансе НГДУ извлекаемых запасов нефти за последние 3 года увеличился на 5 млн. т.
Однако более половины оставшихся запасов нефти являются трудноизвлекаемыми. К ним можно отнести запасы в малопроницаемых юрских отложениях, краевых зонах месторождений, а также в обводненных выработанных участках. В условиях резкого ухудшения качества запасов значительно возрастает роль геологической службы, ответственной за определение методов их извлечения. Важнейшим фактором является привлечение передовых технологий в области бурения и разработки, без применения которых выработать трудноизвлекаемые запасы невозможно.
Внедрение передовых технологий позволяет не только увеличить объем добычи, но и, что даже более важно, найти способ выработки запасов, разработка которых старыми технологиями нерентабельна. В 2004 г. планировалось начать разработку краевых зон пласта БС10 Восточно-Сургутского месторождения. В связи с малыми нефтенасыщенными толщинами краевых зон пласта, составляющими 1-2 м, заложение сетки скважин в данном районе до настоящего времени не проводилось.
Основным по запасам объектом, полномасштабная разработка запасов которого считалась нерентабельной, является пласт ЮС2 Восточно-Сургутского месторождения. Запасы нефти относятся к категории трудноизвлекаемых в связи с низкой проницаемостью пласта. Первоначально геологические запасы пласта составляли около 500 млн. т нефти, однако из-за отсутствия эффективной технологии их извлечения неоднократно пересчитывались в сторону уменьшения. Текущие геологические запасы составляют около 20 % суммарных запасов всех месторождений НГДУ. При этом добыча нефти из пласта ЮС2 равна всего 3 % суточной добычи по НГДУ.
Большую проблему для НГДУ создает высокая обводненность скважин. Решению ее способствует применение методов выравнивания профиля приемистости и фронта вытеснения. Широко используются методы селективной изоляции волокнисто-дисперсными составами. Одновременно проводятся испытания различных методов снижения обводненности, предлагаемых российскими сервисными компаниями.
Для обеспечения более полной выработки запасов введены в эксплуатацию скважины: из консервации, пьезометрические, ликвидированные и других категорий. Всего около 300 скважин. С начала 2002 г. эксплуатационный фонд увеличился почти на 4 %. С помощью углубления скважин старого фонда была выявлена новая высокопродуктивная залежь, что позволило прирастить более 5 млн. т. извлекаемых запасов нефти и сразу включить их в разработку, без затрат на обустройство. Открыты районы, перспективные для бурения. Обеспечены постоянный рост добычи и превышение проектных показателей по всем месторождениям.
На месторождениях НГДУ «Сургутнефть» за 40 лет эксплуатации добыто 314 млн. т. нефти, но это не предел, имеются большие перспективы [7].
ОАО «Роснефть» - Ставропольнефтегаз» учреждено в соответствии с Указами Президента Российской Федерации и зарегистрировано Постановлением Главы Администрации Нефтекумского района Ставропольского края №2 от 4 января 1994 г.
В настоящее время ОАО «НК «Роснефть» - Ставропольнефтегаз» входит в состав нефтяной компании «Роснефть» и разрабатывает 38 месторождений, расположенных на территории Ставропольского края. В ОАО «НК «Роснефть» - Ставро-польнефтегаз» добыча нефти начата в 1953 г. с вводом в разработку месторождения Озек-Суат с начальными извлекаемыми запасами 19,3 млн. т нефти. В 1958 г. в разработку было введено наиболее крупяное Величаевско-Колодезное месторождение с начальными запасами 72,7 млн. т нефти. Добыча нефти осуществлялась фонтанным способом. Ввод в разработку в 1970 г. газоконденсатного месторождения Русский Хутор с извлекаемыми запасами газа высокого давления 3000 млн. м3 создал благоприятные условия для внедрения бескомпрессорного газлифтного способа добычи нефти. В 70-е годы газлифтный способ эксплуатации являлся более рациональным по сравнению с насосным как с технической, так и с экономической точек зрения.
Максимальная добыча была достигнута в 1974 г. и составила 7151 тыс. т. нефти. Добыча нефти более 7 млн. т сохранялась в течение 1973-1977 гг. В 1978 - 1979 гг. добыча нефти начала постепенно снижаться, а в 1980 - 1983 гг. резко упала до 3 млн. т/год в результате прогрессирующего обводнения.
Сложная ситуация создалась в ОАО «НК «Роснефть» - Ставропольнефтегаз» в период событий, связанных с обстановкой в Чеченской Республике. Постоянные задержки платежей за отгруженную нефть, затем прекращение платежей, простои нефтепромыслов из-за блокады железной дороги в сентябре 1994 г., события в Буденновске 1995 г. привели к невосполнимым потерям. Тяжелым бременем на плечи предприятия легли переориентация путей сбыта нефти, строительство в связи с этим наливной эстакады в г. Буденновске и транспорт нефти по железной дороге, Однако накопленный опыт, умение быстро принимать своевременные решения, хорошо налаженная связь с центром, помощь НК «Роснефть» позволили в кратчайшие сроки стабилизировать добычу, выйти на прежние уровни и прогнозировать рост добычи с последующей стабилизацией производства. В 2004 г. добыто 1003 тыс. т нефти, в том числе механизированным способом 83,3 %, а фонтанным – 16,7 % нефти.
На территории Ставропольского края в пределах деятельности акционерного общества подсчитанные начальные суммарные ресурсы составляют 245,4 млн. т., из них 159,9 млн. т. уже добыто, 42,9 млн. т. подготовлено к разработке, 11,4 млн. т. - запасы категории С2 и 31,2 млн. т - неразведанные ресурсы.
На 01.01.05 г. в отчетный баланс было включено 38 месторождений, в том числе 34 разрабатываемых и 4 находящихся в разведке. Из 38 месторождений 31 нефтяное, 2 нефтегазоконденсатных и 5 газонефтяных. Запасы нефти по 38 месторождениям следующие: категории А+В -171302 тыс. т., А+В+ С1 - 332773 тыс. т., С2 - 53340 тыс. т.
В группу разведываемых входят четыре месторождения с промышленными запасами 404 тыс. т. На 01.01.05 г. степень выработки разведанных запасов по Ставропольскому краю составила 78,8 %. Перспективные ресурсы категории С3 учтены по 27 площадям, подготовленным к поисково-разведочному бурению, невскрытым пластам месторождений Максимокумского, Путиловского и в сумме составляют 17,316 млн. т - геологические и 5,596 млн. т - извлекаемые.
Прогнозные ресурсы категорий Д1 и Д2 по восточной части Ставропольского края оцениваются в 25,6 млн. т и приурочены к стратиграфическим комплексам от неогневого до триасового включительно. В тектоническом отношении - это Во-сточно-Манычский прогиб, Прикумская зона поднятий. Восточно-Ставропольская впадина, Ногайская ступень и Терско-Каспийский прогиб.
Сложившаяся в последнее время в ОАО «НК «Роснефть» - Ставропольнефтегаз» непростая экономическая ситуация определяет политику геологоразведочных работ (ГРР) в регионе. Традиционно развивавшиеся в Восточном Ставрополье юрско-меловое и пермо-триасовое направления в общем поддерживали существующий объем добычи и практически воспроизводили потери минерально-сырьевой базы.
Юрско-меловое направление позволяет по существующей огромной информативной базе, созданной в результате обобщения и анализа нефтегазоносности этих отложений, прогнозировать ловушки и залежи на неопоискованной территории современными геологическими и геофизическими методами. Однако на фоне меловых отложений юрские разведаны значительно меньше вследствие низких эксплуатационных характеристик открываемых залежей.
Пермо-триасовое направление. Прогнозирование, поиск ловушек и залежей осуществляются по данным пространственной сейсморазведки методом 3D. Точность и объективность метода достаточно высоки и надежны. Однако в настоящее время в стадии рекомендаций находится значительное число объектов с небольшими (менее 100 тыс. т) извлекаемыми запасами. При отсутствии ресурсов вышезалегающих отложений мела и юры бурение скважин на такие мелкие залежи экономически невыгодно.
При оценке перспектив ГРР по этим направлениям нужно признать, что не следует ожидать крупных открытий и большого прироста запасов.
Палеогеновое направление, развиваемое в 80-90 годы, принесло положительные результаты: были открыты месторождения с суммарными остаточными извлекаемыми запасами на 01.01.05 г, равными 4.018 млн. т. и выявлено значительное число объектов. Однако удаленность вновь открываемых месторождений от трубопроводных систем, отсутствие надежных методики и технологии разработки нефтяных залежей, залегающих в трещиноватых глинистых коллекторах, не позволяют вовлечь их в разработку.
Геологической службой ОАО «НК «Роснефть – Ставропольнефтегаз» в последние годы разрабатываются два принципиально новых направления: палеозойское и неогеновое.
Палеозойское направление ставит перед нефтяной геологией альтернативу существующим представлениям о характере и возрасте фундамента Скифской плиты, что во многом определяет перспективы его нефтегазоносности. Анализ геолого-геофизической информации и стратиграфического распределения нефтегазоносности по молодым платформам России и зарубежных стран позволяет надеяться на успешное решение этой проблемы. Уже сейчас имеются неопровержимые доказательства существования на отдельных площадях в разрезе палеозоя ловушек значительных размеров, коллекторов и покрышек. Проведение серии геохимических анализов позволило выявить в породах палеозоя достаточный генерационный потенциал, который необходим для образования углеводородов. Таким образом, существуют объективные предпосылки для развития этого направления на стадии региональных тематических исследований и параметрического бурения. Однако его развитие сдерживается отсутствием бюджетных ассигнований.
Неогеновое направление получило развитие в последние годы. Региональная нефтегазоносность таких отложений на Северном Кавказе и особенно открытие серии месторождений углеводородов на северном борту Западно-Кубанского прогиба стимулируют развитие этого направления в научном плане. Первоочередными объектами детального изучения геологического строения и обоснования нефтегазоносности неогеновых отложений, по нашему мнению, являются борта системы Манычских прогибов и платформенный борт Терско-Кумского прогиба. Важным фактором открытия в неогеновых месторождениях месторождений углеводородов, является сравнительно небольшая глубина их залегания и, следовательно, высокая рентабельность направления. Для его развития необходимо проведение комплекса детальных геолого-геофизических исследований и полного пакета геофизических анализов, что в настоящее время сдерживается отсутствием достаточного финансирования.
При оценке сырьевой базы ОАО «НК «Роснефть» - Ставропольнефтегаз» можно сделать вывод, что в количественном отношении она достаточна для решения текущих и прогнозных задач по добыче нефти. Однако качественные изменения в структуре разрабатываемых и прогнозных запасов нефти будут негативно влиять на нефтеотдачу. При выработке таких потребуется использование более сложных и дорогостоящих технических технологических процессов, а также новых более эффективных методов повышения нефтеотдачи продуктивных пластов.
Применение научно обоснованного налога на добычу полезных ископаемых с учетом условий разработки нефтяных месторождений позволит привлечь наукоемкие технологии для повышения нефтеотдачи пластов, которые в условиях непрерывного ухудшения качественного состояния сырьевой базы приобретают стратегическое значение для стабилизации и развития процессов добычи нефти в регионе [8].
Заботой об увеличении добычи нефти в Западной Сибири было продиктовано решение правительства создать новое производственное объединение «Пурнефтегаз». Согласно приказу по Министерству нефтяной промышленности № 381 от 14.07.86 г. «...в целях ускоренного ввода в разработку группы новых месторождений, расположенных севернее Муравленского месторождения, достижения к 1990 году по этой группе месторождений добычи нефти 22,5 млн. т., выполнения буровых работ в объеме 2,9 млн. метров в год создать в составе Главтюменнефтегаза производственное объединение «Пурнефтегаз» (со специальным аппаратом управления) с местонахождением в поселке Пурпе Пурповского района Тюменской области».
Производственное объединение «Пурнефтегаз» начало разрабатывать самые северные нефтегазовые месторождения страны на территории Пуровского, Красно-селькупского и Надымского районов Тюменской области. Границы деятельности предприятия простираются с востока на запад на 300 км и с юга на север на 150 км, находятся в бассейнах р. Пяку-Пур и Пурпе, которые и дали название предприятию.
ОАО «НК «Роснефть - Пурнефтегаз» - крупнейший природо-пользователь в регионе и одно из самых перспективных предприятий Российского энергетического комплекса. Предприятие ведет разработку и добычу углеводородного сырья на 15 месторождениях, является оператором добычи на 2 месторождениях ОАО «Селькупнефтегаз». Начальные извлекаемые запасы составляют 663 млн. т. нефти, 14 млн. т конденсата и 1,146 млн. м3 газа.
Добываемая нефть «Сибирская легкая» дает большой выход легких фракций и является одной из лучших в Западной Сибири.
В 1997 г добыча нефти по «Пурнефтегазу» составила 8,3 млн. т. В кризисном 1998 г., когда цены на нефть упали до критического уровня, в бизнес-плане было заложено снижение добычи нефти до 8 млн. т. Добыча нефти в 1999 г. составила 8,2 млн. т., в 2000 г -8,95 млн. т., а в 2001 г. - 9,64 млн. т.; фонд добывающих скважин достиг максимума - 2744 скважины, фонд действующих нагнетательных скважин продолжал увеличиваться: обводненность добываемой продукции возросла до 64,4 %.
В 2004 г. было добыто 9,6 млн. т нефти и конденсата, более 2 % общероссийской добычи.
Всего с момента образования ОАО «НК «Роснефть» - Пурнефтегаз» добыто более 160 млн. т. нефти. Степень выработки запасов составляет 24 %.
Сырьевая база осваиваемого «Пурнефгегазом» региона имеет свои особенности. Геологические условия добычи нефти на этих месторождениях оказались достаточно сложными: большой этаж нефтеносности от 1200 до 3200 м; многочисленность залежей от 2 пластов (Северо-Тарасовское месторождение) до 39 открытых и 21 разрабатываемых (Комсомольское месторождение); разнообразие залежей по содержанию углеводородов - это и нефтяные, и газонефтяные, и газоконденсатные, и чисто газовые; многообразие форм их строения, особенно Харампурской группы месторождений; 15 разрабатываемых месторождений содержат трудноизвлекаемые запасы.
На начало 2005 г. текущие извлекаемые запасы нефти по промышленным категориям в зоне производственной деятельности ОАО «НК «Роснефть» -Пурнефтегаз» составили 524,9 млн. т., из них трудноизвлекаемые - 366,7 млн. т., активные - 159,2 млн. т., соответственно 70 и 30 %. За последние 5 лет ОАО «НК «Роснефть» - Пурнефтегаз» прирастило 25,5 млн. т. запасов нефти [9].
В 2002 г. из недр месторождений, расположенных на территории Ханты-Мансийского автономного округа (ХМАО), добыто 209,9 млн.т. нефти, что составляет около 55 % добычи нефти по стране. В округе продолжается стабильный рост добычи нефти, начавшийся в 1999 г. С 1998 г. добыча нефти возросла на 44 млн. т., объемы добычи 2001 г. превышены на 16 млн. т.
Отбор нефти составил 48 % начальных извлекаемых запасов промышленных категорий А, В, С1 т.е. фактически половину запасов. Разбуренные запасы выработаны на 75 %. Коэффициент извлечения нефти (КИН) равен 0,167. Обводненность в целом по месторождениям ХМАО составила 84 %, что на 0,4 % меньше, чем в 2001 г.
В 2002 г. существенно снизился по сравнению с 2001 г. ввод в разработку новых запасов и месторождений: введено 7 новых месторождений с запасами 19 млн. т при 11 месторождениях с запасами 95 млн. т в 2001 г.
39 % нефти добыто с начала разработки месторождений («вчерашняя нефть»), 14 % составляют запасы категорий А, В, которые вырабатываются в настоящее время («сегодняшняя нефть»), 30 % - неразбуренные запасы категории С1, которые будут вырабатываться после их эксплуатационного разбуривания («завтрашняя нефть») и 17 % составляют предварительно оцененные запасы категории С2, которые будут вырабатываться, когда будут разведаны и разбурены эксплуатационным бурением («послезавтрашняя нефть»). Возрастает роль запасов юрских отложений в добыче округа. Так, в добытой нефти («вчерашней нефти») доля нефти юрских отложений составила 10 %, в запасах категорий А, В («сегодняшняя нефть») - уже 17 %, в запасах категории С1 («завтрашняя нефть») - более 50 %, категории С2 -более 60 %. Возрастающая доля трудноизвлекаемых запасов объясняется двумя факторами: выработкой высокопродуктивных меловых объектов и широким внедрением новых прогрессивных технологий интенсификации притоков, в первую очередь гидроразрыва пласта (ГРП).
Разработка месторождений, представленных юрскими отложениями, требует нетрадиционного подхода из-за их специфики. Нередко при формировании этих месторождений определяющую роль играли русловые отложения, морские прибрежные течения, что вызывает необходимость уделять больше внимания вопросам геологии, условиям осадконакопления и формирования нефтяных залежей. Как никогда возрастает роль сейсморазведки, особенно 3D, а также промысловой сейсморазведки, методика проведения которой была разработана и успешно применена работниками «Тюменьнефтегеофизики» и Главтюменнефтегаза при разбуривании месторождений Шаимского района. Успешно приступили к освоению юрских запасов НК «Сургутнефтегаз», ОАО «Юганскнефтегаз» и ОАО «Арчнефтегеология».
Обеспеченность добычи нефти по территории ХМАО при годовой добыче 210-230 млн. т разбуренными запасами составляет, по нашим оценкам, 10-11 лет, запасами категории С1, еще 14-16 лет, т.е. суммарная обеспеченность добычи нефти запасами промышленных категорий не превышает 24-27 лет.
По нашему мнению, показателем качества запасов может быть КИН. При его обосновании принимаются во внимание особенности геологического строения, продуктивность пластов, глубина их залегания, плотность запасов, вертикальная и латеральная неоднородности, свойства флюидов, удаленность от объектов инфраструктуры, осложнения при бурении, вопросы экономики, экологии, техники и технологии добычи нефти. В последнее время КИН обосновывается на базе трехмерных адресных геологических и гидродинамических моделей. Обоснование КИН проходит государственную экспертизу, рассмотрение и утверждение Государственной комиссией по запасам. Характеристика начальных и текущих запасов промышленных категорий по недропользователям округа на основе КИН приведена ниже. Эффективность эксплуатационного бурения, которую определим как прирост добычи на 1 м проходки, в 5 раз и более различается по недропользователям и лицензионным участкам из-за различия в качестве запасов. В то же время установленный налог на добычу полезных ископаемых единый и не учитывает качества запасов, что создает неоправданное неравенство недропользователей при добыче нефти. Необходимо исправить создавшееся положение путем дифференциации налога на добычу в зависимости от качества запасов и степени их выработанности. В качестве показателя такой дифференциации может быть использован КИН текущих запасов, который представляет собой отношение текущих извлекаемых запасов к текущим геологическим, т.е. коэффициент определяет как качество запасов, так и степень их выработанности. Из приведенных в таблице данных видно, что КИН текущих запасов изменяется по недропользователям округа от 0,163 («Сургутнефтегаз») и 0,171 («Сибнефть») до 0,287 («СИДАНКО») при 0,219 по предприятиям ХМАО [10].
Похожие работы
... рынках, особенно в развивающихся странах Дальнего Востока, прежде всего в Китае, Индии, на Ближнем Востоке. Однако современная внешняя среда представляет для химической и нефтехимической промышленности Республики Татарстан и значительное число "угроз". В частности, продолжается рост стоимости услуг естественных монополий в России; сохраняется нестабильность ценовой ситуации на нефтяных и ...
... 2.1 Отрасли рыночной специализации 2.1.1 Основные показатели деятельности промышленности Республика Татарстан - одна из наиболее развитых в экономическом отношении республик в Российской Федерации. В последние годы Республика Татарстан стабильно занимает: -1 место в Приволжском федеральном округе по объему валового регионального продукта на душу населения (2006 год) (14 место в России); ...
иального района Российской Федерации, в 800 км к востоку от Москвы. В силу исторических, географических, природных условий и других важных факторов Республика Татарстан сложилась как крупнейший научный, образовательный и промышленный центр, получивший признание не только в России, но и во всем мире. 1. Геологическое строение региона Республика Татарстан относится к числу важнейших ...
... продукции, которая используется практически во всех отраслях народного хозяйства и в повседневном быту. 2. Оценка современного состояния химической и нефтехимической промышленности 2.1 Основные показатели развития химической и нефтехимической отрасли в России Структуру себестоимости (в %) продукции в типичных подотраслях химической промышленности можно представить следующим образом ( ...
0 комментариев