Добыча газа

Рисунок 2 – добыча газа в СССР и РФ и прогноз до 2020 года

1 – СССР (фактическая); 2 – РФ (фактическая); 3 – по “Энергетической стратегии…”

После достижения пика в 1990 г. 815 млрд м3 (в СССР, в том числе РСФСР – 740 млрд м3) объем добычи газа по России снизился до 570 млрд м3. В последние 6 лет добыча поддерживается в пределах 567-600 млрд м3, что ниже уровня, предусмотренного минимальным вариантом “Энергетической стратегии…”. Отставание связано с невыполнением ОАО “Газпром” программы освоения новых газовых месторождений на п-ове Ямал. В отличие от прошлого периода бурного роста добычи для 1991-2005 гг. характерно приостановление роста годовой добычи газа, производимой ОАО “Газпром”. Это связано со спецификой выбытия добычных мощностей на интенсивно разрабатываемых на естественном режиме высокопродуктивных месторождениях в условиях редкой сетки эксплуатационных скважин. Выбытие добычных мощностей, обусловленное отбором газа и падением пластового давления, происходит непрерывно во времени. В то же время новые эксплуатационные скважины подключаются к сборным сетям лишь после завершения строительства новых установок комплексной подготовки газа (УКПГ), компрессорных станций (КС), дожимных компрессорных станций (ДКС), представляющих собой единичные капитальные, сложные в строительстве сооружения. В 2000-2005 гг. число этих объектов, вводимых в среднем в год, составляло: УКПГ-3, ДКС-4, КС-5. В 2006 г. 86% общероссийского объема газа добыто ОАО “Газпром”, в котором основную добычу обеспечивают три крупнейших месторождения севера Западной Сибири (Уренгойское, Медвежье, Ямбургское). Эти месторождения в течение 15-25 лет интенсивно разрабатывались на естественном режиме без поддержания пластового давления, обеспечивая до 80 % общероссийской добычи газа. В результате интенсивной эксплуатации пластовое давление в них снизилось, а выработка (истощение запасов) сеноманских залежей сухого газа достигла на Уренгое 66 %, Ямбурге 55%, Медвежьем 77%. Ежегодное падение добычи газа на этих трех месторождениях сейчас происходит с темпом 8-10 % в год (25-20

млрд м3). В планы ОАО “Газпром” входит увеличение уровня добычи газа к 2010 г. до 550-560 млрд м3, в 2020 г. – до 580-590 млрд м3 (см. рис. 2), к 2030 г. – до 610-630 млрд м3.

Запланированный уровень добычи газа до 2010 г. предполагается обеспечить за счет действующих и вводимых в разработку новых месторождений Надым-Пур-Тазовского региона: Южно-Русского, нижнемеловых залежей Заполярного и Песцового, ачимовских залежей Уренгойского. Реальность и экономическая обоснованность обусловлены близостью к существующей газотранспортной инфраструктуре.ОАО “Газпром” в декабре 2006 г. принял решение о вводе в разработку газоконденсатных месторождений Бованенковского (2011), Штокмановского (2013) и Харасавейского (2014).Нефте- и газодобыча на нынешнем этапе развивается по сценариям, отличающимся от правительственной “Энергетической стратегии…” [1]. Годовые уровни добычи нефти существенно превышают максимальный вариант, а добыча газа уже 10 лет практически не растет. Наблюдающиеся отклонения от “стратегии” связаны как с ошибочностью идеи, ориентирующей на замкнутость экономических границ и самодостаточность страны, так и недоучетом зависимости национальной экономики от глобальных процессов, например изменения цен на нефть [2]. Однако превалирующей причиной невыполнения стратегической программы является ослабление роли государства в регулировании и управлении энергетическим сектором экономики. В свете произошедших в последнее 10-летие событий и изменений в структуре и количественной характеристике сырьевой базы нефте- и газодобычи, состояния производственных добывающих мощностей, сложившихся условий добычи нефти на разрабатываемых месторождениях, действующих и строящихся магистральных нефте- и газопроводов корректировка “Энергетической стратегии…” на средне- и долгосрочную перспективу крайне необходима.

Преодоление препятствий правового характера на пути дальнейшего развития нефтегазодобычи является важным условием реализации заявленных государством амбициозных планов, гарантирующих собственную и региональную энергетическую безопасность. Важнейшими целями и приоритетами развития газовой промышленности России являются:

1 Увеличение доли природного газа в суммарном производстве энергоресурсов

2 Расширение экспорта российского газа

3 Укрепление сырьевой базы газовой промышленности

4 Реконструкция Единой системы газоснабжения с целью повышения ее надежности и экономичности

5 Глубокая переработка и комплексное использование углеводородного сырья После распада СССР падение добычи нефти в России продолжилось. В 1992году она составила 399млн. тонн, в 1993году - 354 млн. тонн, в 1994году - 317млн. тонн. Продолжение падения добычи нефти связано с тем, что не устранено влияние ряда объективных и субъективных негативных факторов.

Ухудшилась сырьевая база отрасли. Степень вовлеченности в разработку и выработанность месторождений по регионам весьма высоки. На Северном Кавказе в разработку вовлечены 91,0% разведанных запасов нефти, а выработан ность месторождений составляет 81,5%.

В Урало-Поволжье эти цифры составляют соответственно 88.0% и 69,1%. я республике Коми - 69,0% и 48.6%, в Западной Сибири - 76,8% и 33,6%.

К 1995году формирование новой структуры нефтяной промышленности России и основном было завершено. Общее руководство нефтяной промышленностью осуществляется Министерством топлива и энергетики Российской Федерации. Большая часть государственных предприятий нефтяного комплекса преобразованы в акционерные общества, сформированные при этом компании выполняют полный цикл работ - разведку, разработку нефтяных месторождений, нефтепереработку и сбыт нефтепродуктов.

1 ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ (ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ) ЧАСТЬ

1. Характеристика месторождения

Волго-уральская нефтегазоносная провинция — расположена в пределах Пермской, Свердловской, Ульяновской, Самарской, Оренбургской, Саратовской, Волгоградской областях, а также Республики Татарстан , Башкиртостан и Удмуртия (см. рис 3). Площадь 700 тысяч км².

Рисунок 3 – Волго-уральская нефтегазоносная провинция

Первое месторождение нефти было открыто в 1929 в Верхнечусовских городках, в 1932 открыто Ишимбаевское месторождение, приуроченное к рифам нижней перьми, девонская нефть выявлена в 1944. К 1982 открыто около 920 месторождений. Наиболее известные месторождения: Ромашкинское, Новоелховское, Арланское, Шкаповское, Туймазинское, Ярино-Каменноложское, Бавлинское, Мухановское, Покровское, Кулешовское, Соколовогорское, Бобровское, Осиновское, Чутырско-Киенгопское (нефтяные); Оренбургское, Коробковское, Степновское (газовые и газоконденсатные). Географически провинция расположена в восточной части восточно-европейской равнины. Основные водные артерии — pеки Волга, Кама, Белая, Урал, Чусовая. Северная часть волго-уральской нефтегазоносной провинции расположена в лесной зоне и лесотундре, южная часть — в лесостепной и степной зонах. Основные пути сообщения — развитая сеть автомобильных и железных дорог. Транспорт нефти и газа — по местным и магистральным нефтегазопроводам. Переработка добываемой нефти главным образом в пределах провинции, за исключением нефти, транспортируемой в страны — члены Совета экономической взаимопомощи. Основные центры добычи — города Альметьевск, Oca, Нефтекамск, Туймаза, Октябрьский, Игра, Отрадный, Бугуруслан, Бузулук, Жигулёвск.

Волго-уральская нефтегазоносная провинция приурочена к восточной части восточно-европейской равнины и Предуральскому прогибу; ограничена на севере и востоке Тиманом, Уралом, на юге граничит с Прикаспийской синеклизой, на западе с Воронежским сводом и Токмовско-Сысельской системой сводов. Фундамент платформы докембрийский, гетерогенный. Мощность платформенного рифей-вендского и палеозойского чехла (с незначительным развитием пород мезозоя) в её восточной части 9-12 км. Разрез осадочного чехла представлен континентальными, прибрежно-морскими и морскими (терригенными и карбонатными) образованиями —рифей-вендского, девонского, каменноугольного и пермского комплексов пород. Выявлен ряд крупных сводов (Татарский, Пермско-Башкирский, Жигулёвско-Оренбургский и др.), впадин, валов и прогибов, которые осложнены более чем 2 тысяч локальных поднятий, характеризующихся размерами от 1х2 до 10х50 км и амплитудами от 10 до 100 м и более. Промышленные нефтегазоносные отложения девона, карбона и перми, нефтепроявления отмечены в породах рифей-вендского возраста. Продуктивные горизонты выявлены на глубине от 0,5 до 5 км и более. Залежи в основном пластовые сводовые, пластовые сводовые литологически экранированные, массивные и в небольшом количестве тектонически экранированные. Дебиты скважин в условиях нормальных гидростатических давлений средние (до 100-200 т/с) и небольшие. Разработка залежей осуществляется, как правило с поддержанием пластового давления.

Нефти главным образом парафинового типа, средней и высокой плотности (820-890 кг/м³), сернистые (0,5-3,0%), смолистые. Свободные газы нижнепермских отложений метановые, сернистые (до 5,5%), с низким содержанием азота. Газовые шапки и растворённые газы в нефтях каменноугольных отложений северных районов содержат до 98% азотного газа. В целом по провинции с севера на юг и с запада на

восток наблюдается постепенное уменьшение плотности нефтей, снижение в них содержания серы и увеличение растворённого газа, переход к парафиново-нафтеновому типу.

Лещевское месторождение, открытое в 1974 году, располагается в пределах Борской депрессии, являющейся северо-северо-западным окончанием Бузулукской впадины. По кровле Пашийского горизонта Лещевская складка представляет совой удлиненное антиклинальное поднятие, вытянутое почти в широтном направлении, осложненное двумя куполами: западным и восточным.

Рисунок 4 - Схема расположения месторождений Самарской области

1 - Кошкарское; 2 - Шламковское; 3 - Кутузовское; 4 - Озеркинское; 5 - Зубовское; 6 - Славкин­ское; 7 - Верхие-Ивановское; 8 - Майоровское; 9 - Воздвиженское; 10 - Чесноковское; 11- Валентиновское; 12 - Буз-Башское; 13 - Байтуганское; 14 - Авралинское; 15 - Елховское; 16 - Ива­новское; 17 - Радаевское; 18 - Емельяновское; 19 - Боровское; 20 - Серноводское; 21 - Якушан­аское; 22 - Шунгутское; 23 - Северо-Каменское; 24 - Селитьбенское; 25 - Южно-Орловское; 26 - Богородское; 27 - Осиновское; 28 - Екатерининское; 29 - Казанское; 30 - Кабановское; 31 - Сидоровское; 32 - Козловское; 33 - Орлянское; 34 - Сарбайское; 35 - Саврухинское; 36 - Шумаркинское; 37 - Мочалеевское; 38 - Сургутское; 39 - Аделяковское; 40 - Садовое; 41 – Плотниковское; 42 - Чеховское; 43 - Дерюжевское; 44 - Сосновское; 45 - Боголюбовское; 46 - Восточно-Бо­голюбовское; 47 - Ново-Аманакское; 48 - Калнновское; 49 - Кротковское; 50 - Алешкинское; 51 - Заборовское; 52 - Сызранское; 53 - Губинское; 54 - Карлово-Сытовское; 55 - Березовское; 56­ Яблоневый Овраг; 57 - Жигулевское; 58 – 3ольненское; 59 - Аскульское; 60 - Самарское; 61­ - Волго-Сокское; 62 - Красноярское; 63 - Белозерское; 64,- Чубовское; 65 - Ново-3апрудненское;.66 - Алакаевское; 67 - Криволукское; 68 - Путиловское; 69 - Хилковское; 70 - Репьевское; 71­ - Восточно-Черновское; 72 - Мухановское; 73 - Алтуховское; 74 - Кинель-Черкасское; 75 - Семенов­ское; 76 - Капитоновское; 77 - Винно-Банновское; 78 –

Кожемякское; 79 - Верхне-Кожемякское; 80 – Ново-Ключевское; 81 - Елховатское; 82 – Уваровское; 83 - Яблоневское; 84 - Теребиловское; 85 - Кувайское; 86 - Ново-Городецкое; 87 - Скобелевекое; 88 - Городецкое; 89.. Жуковское; 90­ - Комсомольское; 91 - Малышевское; 92 - Дмитриевское; 93 - Михайловско-Коханское; 94 - Южно­-Уварское; 95 - Подгорненское; 96 - Южно-Подгорненское; 97 - Неклюдовское; 98 - Могутовское; 99 - Долматовское; 100 - Борское; 101 - Колтубинское; 102 - Никольское; 103 – Восточно Николь­ское; 104 - Спиридоновекое; 105 - Красно-Самарское; 106 - Северо-Максимовское; 107 - Мало-Ма­лышевское; 108 - Максимовское; 109 - Ветловое; 110 - Лещевское; 111 - Покровское; 112. Томыловское; 113 - Гражданское; 114 - Колыванское; 115 - Рассветовское; 116 Ясеневское; 117 - Гор­батовское; 118 - Тверское; 119 - Подъем-Михайловское;

В настоящее время Лещёвский участок выставлен на аукцион, расположенный на территории Самарской области, и включающий в себя часть Лещёвскогонефтяного месторождения. В настоящее время месторождение находится вконсервации. Лещёвское месторождение находилось в разработке с 1984 года.

Добыча нефти составила 64 тыс. т, газа 16 млн м³ . Извлекаемые запасы нефти в пределах части Лещёвского месторождения, числящиеся на Государственном балансе запасов полезных ископаемых Российской Федерации по состоянию на 01.01.2009 г., составляют 1,769 млн т по категории С1; 0,387 млн т по категории С2. Прогнозные извлекаемые ресурсы нефти в пределах Лещёвского участка на основании количественной оценки ресурсов углеводородного сырья Российской Федерации по состоянию на 01.01.2002 г. составляют 0,441 млн т по категории Д1л.