Главная страница

Коллектив авторов - Техника и технология добычи и подготовки неф. Учебнометодическое пособие Электронное издание Красноярск сфу 2012


Скачать 2.13 Mb.
НазваниеУчебнометодическое пособие Электронное издание Красноярск сфу 2012
Дата20.07.2022
Размер2.13 Mb.
Формат файлаpdf
Имя файлаКоллектив авторов - Техника и технология добычи и подготовки неф.pdf
ТипУчебно-методическое пособие
#633756
страница1 из 6

Подборка по базе: Педагогика учебное пособие В.А. Сластенин, И.Ф. Исаев, А.И. Мище, Англ. пособие для Деловой иностранный 2 курс.docx, Учебное пособие Основы психологии ОмГМУ-2.pdf, Жакова С.Н. История экологических учений учебное пособие.pdf, 5_ТОПП учебное пособие.pdf, Методическое пособие.docx, Учебно-методическое пособие_БД.docx, Учебное пособие Лукьянец Н.Г.1.pdf, Учебно-методическое пособие 1 часть_220901_220722.pdf, Методическое пособие по теме_ _Электрические измерения_.doc
  1   2   3   4   5   6

1 Министерство образования и науки Российской Федерации Сибирский федеральный университет ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ И ПОДГОТОВКИ НЕФТИ И ГАЗА Часть 1
Учебно-методическое пособие Электронное издание Красноярск
СФУ
2012

2
УДК 622.323(07)
ББК я Т Составитель В.В. Абрамов Т Техника и технология добычи и подготовки нефти и газа. Часть 1: учебно-методическое пособие Электронный ресурс / сост. В.В. Абрамов Электрон. дан. – Красноярск Сиб. федер. унт, 2012. – Систем. требования PC не ниже класса Pentium I; 128 Mb RAM; Windows
98/XP/7; Adobe Reader V8.0 и выше. – Загл. с экрана.
Учебно-методическое пособие представлено в виде конспекта лекций, в которых рассматриваются свойства флюидов и пористых сред, равновесие и движение флюидов в нефтегазоносных пластах и скважинах применительно к технологическим процессам их извлечения из недр. Дисциплина Техника и технология добычи и подготовки нефти и газа является основой для дальнейшего изучения последующих дисциплин по устройству, эксплуатации, ремонту, монтажу, расчёту и конструированию машин и оборудования для добычи и подготовки нефти и газа. Предназначено для всех форм обучения студентов по направлению подготовки 130600 Оборудование и агрегаты нефтегазового производства специальностей 130602.65 Машины и оборудование нефтяных и газовых промыслов и
151000.62.03 Машины и оборудование нефтяных и газовых промыслов.
УДК 622.323(07)
ББК я
© Сибирский федеральный университет, Учебное издание Подготовлено к публикации редакционно-издательским отделом БИК СФУ Подписано в свет 28.05.2012 г. Заказ 7878. Тиражируется на машиночитаемых носителях.
Редакционно-издательский отдел
Библиотечно-издательского комплекса Сибирского федерального университета
660041, г. Красноярск, пр. Свободный, 79
Тел/факс (391)206-21-49. E-mail rio@sfu-kras.ru http://rio.sfu-kras.ru

3 ОГЛАВЛЕНИЕ Раздел 1. Месторождения и коллекторы……………………………………...
4
Тема 1. Месторождения…………………………………………………..…
4
Перспективы развития нефтяного комплекса………………..……………
12
Залежь, месторождение, категории запасов…………………..…………...
13
Тема 2. Коллекторы……………………………………………...…………..
18
Коллекторы: основные типы породы, слагающие коллекторы в Красноярском крае. Характеристики коллекторов. Классификация пустот в коллекторах………………………………………………………...
18
Фильтрационно-емкостные свойства пористых сред. Коэффициенты пористости и просветности. Удельная поверхность пор…………….........
22
Модели пористых сред фиктивный грунт, модели упаковки, основные характеристики………………………...…………………………
23
Модели пористых сред идеальный грунт, модели ячейки, основные характеристики………………………………………………………………
34
Гранулометрический состав коллектора кривая весового участия фракций, понятие эффективного диаметра и способы его определения...
36
Раздел 2. Технологические процессы, идущие в пластах Тема 3. Фильтрация в идеальном коллекторе. Расход через капилляр, закон Дарси, проницаемость, коэффициент фильтрации, действительная скорость и скорость фильтрации…………………………………………..….
38
Тема 4. Границы применимости закона Дарси……………………..……...
43
Нелинейные законы фильтрации…………………………………..……….
47
Тема 5. Режимы эксплуатации нефтегазоносных пластов…..……………
49
Тема 6. Фильтрация при разработке месторождений…………………..…
60
Прямолинейно-параллельная фильтрация несжимаемой жидкости…..…
60
Плоскорадиальная фильтрация несжимаемой жидкости………………....
68
Радиально-сферическая фильтрация несжимаемой жидкости………..…
73
Тема 7. Газ в нефти и породах…………………………...…………..……..
75
Раздел 3. Гидродинамические исследования скважин (ГДИС)…...…..…….
81
Тема 8. Гидродинамические исследования скважин (ГДИС)………..…...
81
Типы ГДИС………………………………………………………………..…
82
Исследования падения давления (КПД)……………………………..……..
82
Исследование по КВД………………………………..………………..…….
89
Исследование приемистости скважины……………….……………..…….
90
Исследование спада давления…………………………………………..…..
91
Исследования на взаимодействие скважин……………..…………..……..
91
Раздел 4. Технологические процессы, идущие в скважине……………..…..
92
Тема 9. Модель движения газонасыщенной жидкости по стволу скважины………..……………………………………………………………
92
Библиографический список

4 РАЗДЕЛ 1. МЕСТОРОЖДЕНИЯ И КОЛЛЕКТОРЫ Тема 1. Месторождения Нефть, природный газ и подземные воды заключены в недрах Земли в пористых и проницаемых образованиях, имеющих непроницаемые кровлю и подошву (рис. 1.1). Горные породы, которые могут служить вместилищами нефти и газа и отдавать их при разработке, называются коллекторами. В свою очередь тип коллектор определяется в зависимости от геометрии его пустот. Рис. 1.1. Схема ловушки нефти и газа Природные жидкости нефть, газ, подземные воды и их смеси, находятся в пустотах – порах, кавернах и трещинах коллекторов. Жидкости и газы находящиеся в пустотном пространстве коллектора – природные жидкости, газы и их смеси, обозначают общим термином флюид. Флюид, находящийся в коллекторе, может находиться в состоянии покоя или двигаться. Движение флюидов через твердые (деформируемые или не деформируемые) тела по связанным между собой порами трещинам называется фильтрацией.
Фильтрация может быть вызвана градиентами давления, концентрации, температуры, а также гравитационными, капиллярными, электромолекулярными и другими силами.
p
r

5 Зарождение теории фильтрации связано с растущими потребностями в водоснабжении городов в ом веке. Дальнейшее развитие теории фильтрации связано с потребностями гидромелиорации, гидрогеологии, горного и нефтегазового дела, гидропривода, топливных систем, химической технологии и других областей деятельности. В нефтегазовом деле теория фильтрации является теоретической основой разработки месторождений углеводородного сырья ив силу своей специфики носит название подземной гидромеханики. Подземная гидромеханика является разделом механики жидкости и газа, в котором рассматривается равновесие и движение флюидов в специфических условиях – в пористом пространстве, образованном между частицами (сцементированными или несцементированными) разнообразной формы и различных размеров (рис. 1.2). Подземная гидромеханика изучает законы равновесия и движения флюидов в нефтегазоносных пластах применительно к технологическим процессам их извлечения из недр.

Поровое пространство осадочных горных пород - сложная система сообщающихся и не сообщающихся межзернистых пустот, в которой трудно выделить отдельные поровые каналы (рис. 1.2.). Размеры пор в песчаных породах составляют обычно единицы или десятки микрометров (мкм. Флюиды в пласте двигаются сочень малыми скоростями, порядка микрометров в секунду при наличии теплоотводящих поверхностей большого размера, поэтому процесс фильтрации в большинстве случаев можно считать изотермическим. Фильтрация в горных породах сопровождается значительной силой трения. Это связано стем, что при фильтрации соприкосновение между твердым скелетом и жидкостью происходит по огромной поверхности. Например, в 1 м песчаника площадь поверхности пустотного пространства может достигать порядкам. Поэтому вязкость является основным свойством флюида, влияющим на фильтрацию. Изучение нефтяных и газовых залежей осложняется значительной неоднородностью и анизотропией свойств пород слагающих продуктивные пласты, их слоистостью, наличием так называемых тектонических и стратиграфических нарушений (разрывов сплошности горной породы. Разведка месторождений нефти и газа, исследование пластов, добыча нефти и газа осуществляется через отдельные скважины расположенные друг от друга на расстоянии в сотни, а иногда тысячи метров.
В 1700 году высочайшим Указом Петра I был учрежден Приказ рудокопных дел, положивший начало промышленной разведке недр Российской империи. В итоге к началу ХХ века Россия добывала более половины всей нефти в мире. В течение многих лет нефтегазовый комплекс (далее - НТК) является основой энергоснабжения страны и одним из ее важнейших народнохозяйственных комплексов. Сегодня НТК обеспечивает более 2/3 общего потребления первичных энергоресурсов и 4/5 их производства и является главным источником налоговых (около 42% доходов федерального бюджета) и валютных (около 46 %) поступлений государства. На долю НТК приходится более 12 % всего промышленного производства России, число работников комплекса составляет более 3 % населения страны. Рис. 1.2. Шлиф нефтяного песчаника. Нефтяная промышленность - стратегически важное звено в нефтегазовом комплексе и одна из частей "несущей конструкции" российской экономики. Она обеспечивает все отрасли экономики и население широким ассортиментом моторных видов топлива, горюче-смазочных материалов, сырьем для нефтехимии, котельно-печным топливом и прочими нефтепродуктами. На долю России приходится около 13% мировых запасов нефти, 10% объемов добычи и 8,5% ее экспорта. В настоящее время в структуре добычи основных первичных энергоресурсов России на нефть приходится около 30 процентов. Структура нефтяного комплекса сформировалась в соответствии с Указами Президента Российской Федерации от 1.07.92 г. № 721 "Об организационных мерах по преобразованию государственных предприятий, добровольных объединений государственных предприятий в акционерные общества" и от 17.11.92 г. № 1403 "Об особенностях приватизации и преобразования в акционерные общества государственных предприятий, производственных объединений нефтяной, нефтеперерабатывающей промышленности и нефтепро- дуктообеспечения" в результате преобразования государственных предприятий и организаций нефтяного комплекса в акционерные общества и проведенной приватизации. В настоящее время в нефтяном комплексе создано и функционирует 17 вертикально-интегрированных структур, из них 9 - с долей собственности Российской Федерации ОАО "НК "ЛУКОЙЛ" (13,75%), ОАО "НК "Рос- нефть" (100%), ОАО "НГК "Славнефть" (74,95%), ОАО "НОРСИ-ОЙЛ"
(85,36%), ОАО "Восточная нефтяная компания" (36,8%), ОАО "РМНТК Нефтеотдача" (100%), ОАО "Тюменский нефтяной научно-технологический центр" (100%), ОАО "АК "Транснефть" (100%), ОАО "Транснефтепродукт"
(100%).

7 В состав нефтяного комплекса входят 25 нефтеперерабатывающих заводов суммарной мощностью по первичной переработке 261 млн. тонн нефти в год и 6 заводов по производству смазочных материалов. Разведанные извлекаемые запасы нефти в Российской Федерации, по состоянию на 2000 год, оцениваются в 25,2 млрд. тонн. Нефтяной потенциал России - это 2653 нефтяных и нефтеконденсатных месторождений, из которых расположено на шельфах. Запасы нефти по состоянию наг. учтены Государственным балансом запасов на 2328 месторождениях, из которых размещаются на шельфах, 1837 месторождений (78,9%) являются чисто нефтяными, а остальные 491 (21,1%) - нефтегазовыми, газонефтяными и нефтегазоконденсатными. В разработке на нефть находятся 1222 месторождения, в них сосредоточено всех запасов, которые учтены в недрах 40 субъектов Российской Федерации, в 35 субъектах осуществляется ее добыча. Месторождения нефти сосредоточены в Западной Сибири, Урало-Поволжье и на Европейском Севере. Доминирующее положение занимает Ханты-Мансийский автономный округ, в котором сконцентрировано свыше 50% запасов нефти. Крупные разведанные запасы нефти в объемах, превышающих 500 млн. тонн, содержатся в
Ямало-Ненецком автономном округе и Республике Татарстан, а в объеме 300-
500 млн. тонн - в республиках Коми, Башкортостан и Удмуртия, Пермской, Оренбургской, Самарской и Томской областях. Наиболее интенсивно минерально-сырьевая база нефтяного комплекса развивалась в 1960-1991 годах. Степень освоения разведанных запасов наиболее высокая в Уральском (84,4%), Поволжском (91,1%), Северо-Кавказском
(88,5%) районах, Калининградской (на суше - 91,9%) и Сахалинской (94,5%) областях. Основная часть прогнозных ресурсов приходится на Западную и Восточную Сибирь, Дальний Восток, шельф Карского, Баренцева и Охотского морей. Нефтяная отрасль в последние годы развивалась в условиях ухудшения качества сырьевой базы. В результате обвального спада геологоразведочных работ, начавшегося в 1992 году, разведанные запасы нефти к 1999 году уменьшились в целом по стране на 13%, а нефти с конденсатом - на 10,3 процента. В основном нефтедобывающем регионе - Западной Сибири - разведанные запасы нефти сократились на 17,3 процента. В эти годы наметилась негативная тенденция к снижению темпа восполнения ресурсной базы нефти. С 1990 по 1998 год объемы поисково- разведочного бурения уменьшились более чем в 4 раза, а эксплуатационного - враз, произошло пятикратное сокращение ввода новых скважин. Разведанные запасы нефти за 1997-1999 годы сократились на 613 млн. тонна в основном добывающем регионе - Западной Сибири - на 528 млн. тонн. Основным источником финансирования геологоразведочных работ далее- ГРР) были и остаются отчисления на воспроизводство минерально

8 сырьевой базы (далее - ВМСБ). Около 90% прироста запасов нефти были получены за счет отчислений, оставляемых в распоряжении добывающих предприятий и направляемых на проведение поисково-разведочных работ. Неудовлетворительное финансирование ГРР со стороны Минфина России (не более 40% от потребности) привело к пятилетнему отставанию данных работ в действующих нефтегазодобывающих регионах. Начиная с 1994 года, приросты запасов нефти не компенсируют текущую добычу нефти (восполнение добычи новыми запасами остается на уровне. Ранее открытые нефтяные месторождения в основном мелкие, не превышающие несколько сотен тысяч тонн, и низкодебитные. Залет дебит новых нефтяных скважин снизился в Западной Сибири более чем враз, а в целом по России - враз. Более 70 % запасов нефтяных компаний находятся в диапазоне низкодебитных скважин (от 10 до 25 т/сутки) и на грани "нулевой" рентабельности, свыше трети разрабатываемых нефтяными компаниями запасов имеют высокую обводненность, достигающую 70 процентов. Запасы вновь открываемых месторождений уменьшились с 53 млн. тонн до 1,5-2,0 млн. тонн. Прирост разведанных запасов нефти за 1991-1999 годы составил 2255,6 млн. тонна добыча - 2966,6 млн. тонн нефти. Годовые уровни прироста запасов нефти не превышают 200 млн. тонн при добыче нефти на уровне 300 млн. тонн.
Невосполненная добыча нефти за 1994-2000 годы составила около 700 млн. тонн. Основные приросты запасов нефти были получены за счет доразведки ранее открытых нефтяных залежей, а также за счет перевода ее запасов из предварительно оцененных в разведанные. Ввод в действие новых производственных мощностей сократился враз. По существу был упущен важный период подготовки новых регионов к проведению широкомасштабных поис- ково-оценочных работа в дальнейшем - и к разработке промышленных запасов нефти. Продолжает ухудшаться структура запасов нефти. Доля активных (высокопродуктивных) запасов в балансе запасов большинства нефтяных компаний сократилась дои наблюдается тенденция к ее дальнейшему снижению. Ежегодно открывается 200 - 300 млн. тонн новых запасов, но одновременно примерно столько же списывается из ранее открытых, как не подтвердившихся. Устойчиво снижаются запасы новых залежей 2001 г. - 375 млн.т.,
2002 г. - 254 млн.т., 2003 - 240 млн.т., 2004 - 220 млн.т.
Указанная тенденция сохраняется ив настоящее время. Наг. из открытых 2232 нефтяных, нефтегазовых и нефтегазокон- денсатных месторождений разрабатывалось 1235. Почти 80% разведанных запасов нефти России приходится на районы суши с развитой инфраструктурой. Большая часть запасов (около 75% начальных) сосредоточена в 11 крупнейших и 140 крупных месторождениях.

9 К 2010 году доля высокопродуктивных запасов может снизиться до 30 процентов. Обеспеченность добычи нефти активными запасами колеблется по месторождениям от 20 до 50 лета трудноизвлекаемыми запасами - от 48 до 115 лет. Ухудшилось использование фонда скважин, сократилось практически в два раза их общее количество. Бездействующий фонд скважин на 1 января
2000 года составил почти 79 тыс. единиц с потенциальной добычей из них 80 млн. тонн нефти, что в конечном итоге привело к безвозвратным потерям части извлекаемых запасов, и является грубейшим нарушением Федерального закона "О недрах" в части рационального использования недр. Благоприятная ситуация с мировыми ценами на нефть и нефтепродукты в 1999-2007 годах оказала позитивное влияние на финансовое состояние большинства нефтяных компаний. Кризисная ситуация в развитии сырьевой базы нефти, начиная с середины 1999 года, преодолена, и наступила определенная стабилизация. Это сказалось на результатах и эффективности геологоразведочных работ на нефть, проведенных в 1999-2000 годах. Объемы поис- ково-разведочного бурения увеличились и составили соответственно 1275,1 и
1550,0 тыс. метров, из них 77,5% выполнено вертикально-интегрированными нефтяными компаниями. Прирост запасов нефти с газовым конденсатом достиг млн. тонн и 302,4 млн. тонн соответственно (213 млн. тонн в 1998 г. Открыто 100 новых месторождений нефти. Эксплуатационный фонд скважин увеличился на 5925 единиц (4,3%) по сравнению с 1999 годом, а дающих продукцию - на 7075 скважин (6,6%). Активизации работы нефтедобывающих организаций по вводу в эксплуатацию неработающего фонда скважин, наряду с высокими ценами на нефть на мировом рынке, способствовало принятие постановления Правительства Российской Федерации от 1 ноября года № 1213 "О мерах по вводу в эксплуатацию бездействующих, контрольных и находящихся в консервации скважин на нефтяных месторождениях. Общее количество введенных в эксплуатацию скважин из бездействующего и законсервированного фондов достигло 13,9 тыс. скважин сдобы- чей нефти (в 2000 году) около 15 млн. тонн. При этом прогноз по пятилетиям может выглядеть следующим
- 2005 – 2010 г.г., накопленная(то есть добыча заданный период) добыча нефти с газовым конденсатом (млн.т.) – 2830; прирост запасов – 2235.
- 2011 – 2015 г.г., н. добыча – 2500; прирост запасов – 2000.
- 2016 – 2020 г.г., н. добыча – 2600; прирост запасов – 2200. Таким образом, всего за эти годы ожидается накопленная добыча нефти с газовым конденсатом в объеме 7930 млн.т., а прирост запасов – 6435 млн.т. Для выработки остаточных запасов нефти на разрабатываемых месторождениях и вводимых в эксплуатацию новых залежах необходимы новые технологии, со значительно большими затратами финансовых и материально
- технических ресурсов, нежели при использовании традиционных систем разработки. Более 70% запасов нефтяных компаний находится в диапазоне

10 низких дебитов скважин на грани рентабельности. Если 15 лет назад доля вовлеченных в разработку запасов с дебитами скважин менее 25 т/сутки составляла около 55%, тов настоящее время такую долю (55%) уже составляют запасы с дебитами до 10 т/сутки. Свыше трети разрабатываемых нефтяных месторождений имеют обводненность более 70%. Прогнозируется, что к 2015 году потребление первичных энергоносителей в мире увеличится не менее чем на 65-67 процентов. То есть динамика развития и использования минерально-сырьевой базы, объемы инвестиций в
ТЭК России будут обусловлены уровнем и структурой внутреннего спроса и необходимостью выполнения экспортных обязательств. Программа развития НТК предусматривает в качестве основной стратегии воспроизводства сырьевой базы углеводородов рациональное вовлечение и промышленное освоение учтенных прогнозных ресурсов нефти, газа и газового конденсата. По своим геолого-экономическим характеристикам эти прогнозные ресурсы подразделяются натри группы. К первой группе относятся ресурсы регионов с высокой степенью раз- веданности: Северо-Кавказский и Урало-Поволжье, отдельные районы Западной Сибири, Европейский Север. Вторая группа прогнозных ресурсов характеризуется достаточно надежной обоснованностью геолого-геофизическими данными, высокой концентрацией нефти в пределах крупных объектов на достаточных глубинах. К этой группе относятся ресурсы неосвоенных районов Севера и Приенисейской части Западной Сибири, наиболее изученных районов Восточной Сибири, значительной части шельфа Баренцева и Охотского морей. Третья группа прогнозных ресурсов (большая часть Дальневосточного региона, восточный сектор Арктики, малоизученные центральные районы России) характеризуется, как правило, низким дебитом, невысокой плотностью и неудовлетворительными показателями рентабельности. Основной объем запасов нефти с конденсатом (73-78%) будет обеспечиваться Западно-Сибирским регионом ив первую очередь, Ханты-
Мансийским автономным округом (50-52%). По Европейскому Северу предусматривается незначительное (с 6 до 8 млн. тонн) увеличение темпа прироста запасов нефти за счет интенсификации поисково-разведочных работ натер- ритории Республики Коми. Из всех отраслей топливно-энергетического комплекса России наибольший спад производства в последнем десятилетии XX века наблюдался в нефтяном комплексе. Объем добычи нефти с конденсатом упал с 516 млн. тонн в 1990 году до 301,3 млн. тонн в 1996 году, максимально достигнутый уровень в 1987 году составлял 569 млн. тонн. В 1996 году были приостановлены темпы падения добычи нефти, а в
1997 году наблюдалась относительная стабилизация производства. Добыча нефти возросла до 305,5 млн. тонн, что в основном связано с вводом в разработку бездействующих скважин, применением различных методов повышения нефтеотдачи пластов. Эксплуатационный фонд нефтяных скважин увеличился на 198 единиц, однако, в целом не работало 36746 нефтяных скважин, или 26,5% всего эксплуатационного фонда. Наметившаяся в 1997 году стабилизация в нефтедобывающей отрасли в
1998 году не получила дальнейшего развития. К существующим ранее проблемам- острому недостатку капиталовложений, тяжелому финансовому положению предприятий - добавилась крайне неблагоприятная ситуация с мировыми ценами на нефть, которые снизились до 9-11 долларов США за баррель. Производственные показатели нефтедобывающих предприятий заметно ухудшились, многие из них оказались на грани банкротства. Еще более усугубил положение в нефтяной отрасли кризис банковско-финансовой системы. Добыча нефти в 1998 году снизилась на 2,1 млн. тонн и составила 303,4 млн. тонн. Объемы эксплуатационного бурения уменьшились на 38,6%, ввод новых нефтяных скважин - на 20,6%, эксплуатационный фонд - на 5,3 процента. В нефтяной отрасли были свернуты работы по освоению новых нефтегазодобывающих районов, с большими трудностями проходила реализация проектов на основе соглашений о разделе продукции. Ориентация страны на длительную экспортно-сырьевую специализацию в современных условиях становится экономически несостоятельной и экологически неприемлемой. Объемы переработки нефти резко упали с 295 млн. тонн в 1990 году до
163,7 млн. тонн (на 55,5%) в 1998 году. Производство моторных видов топлива снизилось в 3 раза, смазочных масел, нефтебитума, электродного кокса, ароматики - в 2-3 раза, основных продуктов нефтехимии - враз. Глубина переработки нефти уменьшилась дона нефтеперерабатывающих заводах США - 90%). Среднеотраслевая загрузка мощностей нефтеперерабатывающих заводов России в 1998 году составила чуть более 50% при экономически обоснованном уровне - 80-85 процентов. Сеть нефтепродуктопроводов нефтеперерабатывающих заводов изношена более чем на 63 процента. Низкий выход наиболее ценных продуктов нефтепереработки сделал относительно невысокой среднюю рыночную цену "корзины" нефтепродуктов, получаемых из 1 тонны нефти, которая примерно на 20-25 % ниже цены
1 тонны сырой российской нефти. Так, отбензиненный российский мазут продавался на внешнем рынке по ценам котельно-печного топлива, те. примерно на треть ниже цены сырой нефти. Начиная с 1999 г, в нефтяном комплексе наблюдается стабилизация. Объем добычи нефти вырос на 2,0 млн. тонн и достиг 305,4 млн. тонн. Однако в течение 1999 г. наблюдалась крайне неустойчивая динамика среднесуточной добычи нефти с чередованием резких падений в I полугодии и скачков роста во II полугодии. Рост добычи нефти обеспечен нефтяными компаниями
"Сургутнефтегаз" - на 2,4 млн. тонн (6,8 %), "Тюменская НК" - на 0,41 млн. тонн (2,0 %), "Коми ТЭК" - на 0,12 млн. тонн (3,0 %), "Славнефть" - на 0,15 млн. тонн (1,3 %). Сохранили уровень добычи нефти 1998 года нефтяные

12 компании "ЮКОС", "ЛУКОЙЛ" и "ОНАКО". Добыча нефти сократилась в ОАО "Сибнефть" (94,3 % к уровню 1998 года, АНК "Башнефть" (95,1 %), ОАО "Восточная нефтяная компания" (98,1 %), ОАО "Сиданко" (98,3 %) и ОАО "Татнефть" (98,5 %). Впервые за последние годы увеличились объемы разведочного бурения на 9,2 %, эксплуатационного - на 15,6 %, пробурено 199,4 тыс. метров скважин. Эксплуатационный фонд скважин увеличился на 1560 единиц и составил в 1999 году 138729 скважин, при этом неработающий фонд нефтяных скважин снизился на 2111 единиц и составил 33545 скважин против 35 тыс. единиц в 1998 году. Введено 36 новых месторождений, добыча нефти из которых составила 242 тыс. тонн. В 2000 году продолжился рост добычи нефти. Предприятиями нефтяного комплекса добыто 323,3 млн. тонн, что на 17,9 млн. тонн выше уровня 1999 года (прирост 5,5 %) и на 18,3 млн. тонн больше расчетного баланса 2000 года. Существенный прирост производства в 2000 - 2008 г.г. обеспечили высокие мировые цены на нефть. Благоприятная конъюнктура цени налоговые послабления обусловили дальнейший рост добычи нефти и газа. По итогам
2011 года в России было добыто 670,5 миллиарда кубометров газа и 511,4 миллиона тонн нефти и газового конденсата (10,27 миллиона баррелей в сутки. Россия намерена в ближайшие десять лет поддерживать добычу нефти на уровне 510 миллионов тонн (более 10 миллионов баррелей вдень. Основной объем добычи нефти, эксплуатационного бурения и ввода новых мощностей (скважин) приходился на Западную Сибирь (более 68 %), и
Урало-Поволжье (26 %), где ранее была создана мощная сырьевая база и широко развернутая инфраструктура. Перспективы развития нефтяного комплекса Перспективные уровни добычи нефти в России будут определяться в основном уровнем мировых ценна топливо, налоговыми условиями, научно- техническими достижениями в разведке и разработке месторождений, а также качеством разведанной сырьевой базы. Намечается добиться дальнейшего наращивания уровня добычи нефти к 2020 году за счет изменения стратегии и повышения эффективности геологоразведочных работ вовлечения в эксплуатацию бездействующего фонда скважин и доведения его до норматива освоения новых месторождений нефти подготовки к промышленному освоению нефтегазовых ресурсов Тима- но-Печорского бассейна, Восточной Сибири, Республики Саха (Якутия, на шельфах северных морей, Каспийского моря и о. Сахалина.

13 Основным нефтедобывающим районом России остается Западная Сибирь, хотя ее доля снизится к 2020 году до 58% против 68% в настоящее время. После 2010 года масштабная добыча нефти начнется в Тимано-Печорском бассейне, на шельфе Каспийского и северных морей, в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. Всего на восточные регионы России к 2020 году будет приходиться 15-20% нефтедобычи в стране. Предполагается дальнейшее развитие механизма соглашений о разделе продукции. Основными районами концентрации проектов СРП являются Западная Сибирь, Волго-Уральский регион, Сахалинская область, Республика Коми и Ямало-Ненецкий автономный округ. Новый крупный центр добычи нефти и газа должен быть сформирован в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) на территории Лено-
Тунгусской нефтегазоносной провинции. В последние десятилетия XX в. здесь был открыт ряд гигантских и крупных месторождений — Юрубчено-
Тохомское, Собинское, Ковыктинское, Верхнечонское, Талаканское, Чаян- динское, Среднеботуобинское и др. По оценкам, кг. добыча нефти в этом регионе может быть доведена до 80 млн. т, газа — до 115 млрд. мВ Красноярском крае начало и развитие добычи нефти, газа и конденсата сдерживаются отсутствием транспортной и энергетической инфраструктуры и медленным принятием решений по их формированию. В Восточной Сибири должно быть построено около 7 тыс. км магистральных нефтепроводов,
9,8 тыс. км газопроводов и 3 тыс. км продуктопроводов. Предстоит сформировать системы транспорта гелия и СПГ. На побережье Карского моря в Западной Сибири, на Сахалинском шельфе, наряду с традиционными для России трубопроводной и железнодорожной транспортировкой нефти, должна получить развитие и морская. Это потребует строительства терминалов и развития танкерного флота. Главным фактором роста добычи в России стало Ванкорское месторождение, которое разрабатывает «Роснефть» - ведущий в стране производитель нефти. В 2011 году месторождение вышло на намеченный уровень добычи, составляющий 15 миллионов тонн (300 тысяч баррелей вдень. Это месторождение должно стать основным источником нефти для поставок в Китай по трубопроводу Восточная Сибирь-Тихий океан (ВСТО), по которому 300 тысяч баррелей вдень идут из российского Сковородино в китайский Дацин. Залежь, месторождение, категории запасов Запасы нефти и горючих газов подсчитываются по результатам геологоразведочных работ и разработки месторождений. Запасы месторождений и перспективные ресурсы нефти и конденсата, а также этана, пропана, бутанов подсчитываются и учитываются, а прогнозные ресурсы нефти и конденсата оцениваются в единицах массы запасы месторождений и перспективные ресурсы газа и гелия подсчитываются и учитываются, а прогнозные ресурсы газа оцениваются в единицах объема. Подсчет, учет и оценка производятся при условиях, приведенных к стандартным нормальным МПа при 20 град.С°). Запасы нефти, газа и содержащиеся в них компоненты по степени экономической эффективности и возможности их промышленного освоения и использования подразделяются на две группы – промышленно-значимые и непромышленные.
Промышленно-значимые запасы подразделяются на нормально- рентабельные и условно-рентабельные. Нормально-рентабельные запасы месторождений (залежей) это запасы, вовлечение которых в разработку на момент оценки согласно технико-экономическим расчетам экономически эффективно в условиях конкурентного рынка при использовании техники и технологии добычи и переработки сырья, обеспечивающих соблюдение требований по рациональному использованию недр и охране окружающей среды.
Условно-рентабельные запасы месторождений (залежей, это запасы, вовлечение которых в разработку на момент оценки согласно технико- экономическим расчетам не обеспечивает приемлемую эффективность в условиях конкурентного рынка из-за низких технико-экономических показателей, но освоение которых становится экономически возможным при изменении ценна нефть и газ или появлении новых оптимальных рынков сбыта и новых технологий. К непромышленным запасам относятся запасы месторождений (залежей, вовлечение которых в разработку на момент оценки экономически нецелесообразно либо технически или технологически невозможно. В данную группу входят запасы нефти и горючих газов месторождений (залежей, которые экономически нерентабельны для освоения на современном этапе, атак- же законсервированные месторождения, месторождения, расположенные в пределах водоохранных зон, населенных пунктов, сооружений, сельскохозяйственных объектов, заповедников, памятников природы, истории и культуры, и месторождения, значительно удаленные от транспортных путей и территорий с развитой инфраструктурой нефтедобычи. На промышленно значимых месторождениях на основе технологических и экономических расчетов подсчитываются и учитываются извлекаемые запасы. К извлекаемым запасам относится часть геологических запасов, извлечение которых из недр на дату подсчета экономически эффективно в условиях конкурентного рынка при рациональном использовании современных технических средств и технологий добычи с учетом соблюдения требований по охране недр и окружающей среды. Запасы нефти и горючих газов по геологической изученности и степени промышленного освоения подразделяются на категории A (достоверные, В установленные, C1 (оцененные, C2 (предполагаемые.

15 Категория A (достоверные) - разрабатываемые запасы залежи или ее части, разбуренной эксплуатационной сеткой скважин в соответствии с проектным документом на разработку. Геологическое строение залежи, форма и размеры определены, а флюидальные контакты обоснованы поданным бурения, опробования и материалам геофизических исследований скважин. Лито- логический состав, тип коллекторов, эффективные и нефте- и газонасыщен- ные толщины, фильтрационно-емкостные свойства и нефте- и газонасыщен- ность, состав и свойства углеводородов в пластовых и стандартных условиях и технологические характеристики залежи (режим работы, дебиты нефти, газа, конденсата, продуктивность скважин) установлены поданным эксплуатации скважин, гидропроводность и пьезопроводность пласта, пластовое давление, температура, коэффициенты вытеснения изучены с детальностью, достаточной для построения многомерных геологической и фильтрационной моделей залежи с высокой степенью достоверности. Рентабельное освоение залежи определено проектным технологическим документом на разработку и подтверждено фактической добычей. К категории A относятся
1) запасы промышленно освоенных залежей (или их частей, дренируе- мые эксплуатационными скважинами при реализованных технологиях разработки в соответствии с проектным документом на разработку
2) запасы промышленно освоенных залежей (или их частей, которые на дату подсчета по разным причинам не дренируются (в районе простаивающих скважин, ввод которых в разработку экономически обоснован и не потребует существенных дополнительных капитальных затрат
3) запасы разрабатываемой залежи (или ее части, которые могут быть экономически рентабельно дополнительно извлечены из геологических запасов этой залежи за счет применения промышленно освоенных методов увеличения нефтеотдачи (МУН);
4) запасы, которые могут быть извлечены дополнительно из геологических запасов этой залежи за счет уплотнения первичной сетки эксплуатационных скважин. Категория B (установленные) - запасы разведанной, подготовленной к разработке залежи (или ее части, изученной сейсморазведкой или иными высокоточными методами и разбуренной поисковыми, оценочными, разведочными и опережающими эксплуатационными скважинами, давшими промышленные притоки нефти или газа. Геологическое строение залежи, фильтраци- онно-емкостные свойства пород-коллекторов, состав и свойства флюидов, гидродинамические характеристики, дебиты скважин достаточно хорошо изучены по результатам геолого-промысловых исследований и пробной эксплуатации одиночных скважин. Степень изученности параметров залежи достаточна для построения надежной геологической и фильтрационной моделей залежи. Рентабельное освоение залежи подтверждено данными пробной эксплуатации, исследованиями скважин и обосновано проектным технологическим документом на разработку. К категории B относятся запасы участков залежей в зоне дренирования скважин, в которых получены промышленные притоки при испытании и или) пробной эксплуатации. Категория C1 (оцененные) - запасы части залежи, изученной достоверной сейсморазведкой или иными высокоточными методами в зоне возможного дренирования неопробованных скважин и примыкающие к запасам категорий и B при условии, что имеющаяся геолого-геофизическая информация с высокой степенью вероятности указывает на промышленную продуктивность вскрытого пласта в данной части залежи. Степень геологической изученности геолого-промысловых параметров залежи достаточна для построения предварительной геологической модели и проведения подсчета запасов. Запасы категории C1 выделяются, если геолого-геофизическая информация с обоснованной уверенностью доказывает, что пласт в сторону выделяемой категории C1 непрерывен по площади. Технологические параметры разработки залежи определяются по аналогии с изученными участками залежи или с использованием аналогий по другим разрабатываемым месторождениям. К категории C1 относятся запасы
1) неразбуренной части залежи, непосредственно примыкающей к запасам категории A + B на расстоянии, равном зоне возможного дренирования
2) части залежи в районе неопробованных скважин, в случае если продуктивность этой залежи доказана опробованием или эксплуатацией в других скважинах. Категория C2 (предполагаемые) - запасы вне изученных бурением частях залежи ив зоне дренирования транзитных неопробованных скважин. Знания о геолого-промысловых параметрах залежи принимаются по аналогии с изученной частью залежи, а в случае необходимости, с залежами аналогичного строения в пределах данного нефтегазоносного региона. Имеющейся информации достаточно для построения предварительной геологической модели и подсчета запасов. Технологические параметры и экономическая эффективность разработки запасов определяются по аналогии с изученными участками залежи или с использованием аналогий по разрабатываемым месторождениям. К категории C2 относятся запасы
1) участков залежи между доказанным контуром залежи и границами участков запасов более высоких категорий, если имеется достаточно геолого- геофизической информации для заключения о непрерывности пласта
2) пластов с недоказанной продуктивностью, но изученных по материалам геофизических исследований скважин в транзитных эксплуатационных скважинах, при этом имеется обоснованная уверенность, что поданным геофизических исследований скважин они могут быть продуктивными

17 3) неразбуренных тектонических блоков на залежах с установленной продуктивностью. При этом имеющаяся геологическая информация указывает, что возможно продуктивные пласты в пределах блоков по литолого- фациальным характеристикам аналогичны изученной части залежи. Ресурсы нефти и горючих газов по геологической изученности подразделяются на категории D1 (локализованные D2 (перспективные) и D3 (прогнозные. Категория D1 (локализованные) - ресурсы нефти и горючих газов возможно продуктивных пластов в выявленных и подготовленных к бурению ловушках. Форма, размеры и условия залегания предполагаемых залежей определены по результатам геолого-геофизических исследований, толщина и коллекторские свойства пластов, состав и свойства нефти и газа принимаются по аналогии с разведанными месторождениями. Категория D2 (перспективные) - ресурсы нефти и горючих газов лито- лого-стратиграфических комплексов и горизонтов с доказанной промышленной нефтегазоносностью в пределах крупных региональных структур. Количественная оценка прогнозных ресурсов проводится по результатам региональных геологических, геофизических, геохимических исследований и по аналогии с открытыми месторождениями в пределах оцениваемого региона. Категория D3 (прогнозные) - ресурсы нефти и газа литолого- стратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур, промышленная нефтегазоносность которых еще не доказана. Перспективы нефтегазоносности этих комплексов прогнозируются на основе данных геологических, геофизических, геохимических исследований. Количественная оценка прогнозных ресурсов этих категорий производится по предположительным параметрам на основе имеющихся геологических представлений и по аналогии с другими, более изученными регионами, где установлены разведанные месторождения нефти и горючих газов. В зависимости от фазового состояния и состава основных углеводородных соединений в недрах месторождения (залежи) нефти и горючих газов подразделяются на
1) нефтяные (Н, содержащие только нефть, насыщенную в различной степени газом
2) газонефтяные (ГН), в которых основная часть залежи нефтяная, ага- зовая шапка не превышает по объему условного топлива нефтяную часть залежи) нефтегазовые (НГ), к которым относятся газовые залежи с нефтяной оторочкой, в которой нефтяная часть составляет по объему условного топлива менее 50%;
4) газовые (Г, содержащие только газ
5) газоконденсатные (ГК), содержащие газ с конденсатом
6) нефтегазоконденсатные (НГК), содержащие нефть, газ и конденсат.

18 В газовых залежах по содержанию конденсата выделяются следующие группы газоконденсатных залежей
1) низкоконденсатные - с содержанием конденсата менее 25 гм
2) среднеконденсатные - с содержанием конденсата от 25 догм) высококонденсатные - с содержанием конденсата от 100 догм) уникальноконденсатные - с содержанием конденсата более 500 гм. Тема 2. Коллекторы Коллекторы основные типы породы, слагающие коллекторы

  1   2   3   4   5   6


написать администратору сайта