Усинское нефтяное месторождение – нелегкий путь к энергетической независимости

Техническая библиотека

Усинское нефтяное месторождение - нелегкий путь к энергетической независимости

Усинское нефтяное месторождение расположено в республике Коми.

Месторождение было открыто в 1963 г, освоение началось в 1973 г.

Месторождение относится к Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, куда также входят Возейское, Харьягинское, Южно-Хыль-Чуюсское месторождения.

Приурочено к антиклинальной складке размером 51*8 км.

Залежи находятся на глубине 1,1-3,4 км.

Имеется 5 пластовых купольных залежей: фаменская, среднедевонская, пермокарбоновая, верхнепермская, серпуховская, из которых 2 – наиболее массивные, находятся в разработке.

Эксперты предполагают, что успешная разработка девонской залежи может случиться при снижении температуры вытесняющей воды ниже пластовой до 40оС.

Эксплуатация серпуховской и верхнепермской залежей в настоящее время признана экономически нецелесообразной.

Пермокарбоновая залежь:

  1. – открыта в 1968 г, в промышленную эксплуатацию вступила в 1977 г,
  2. – имеет сложное геологическое строение. Особенностью геолого-физической характеристики залежи является аномально высокая вязкость нефти, большая толщина и крайняя неоднородность коллектора,
  3. – приурочена к органогенным карбонатным коллекторам трещиннокавернознопорового типа сакмарского и артинского ярусов нижней перми, верхнего карбона и московского и башкирского ярусов среднего карбона.

Этаж нефтеносности, достигающий в центральной сводовой части 350 м, разделен на 3 эксплуатационных объекта – нижний, средний и верхний.

– в разрезе имеет довольно мощные пласты, без явно выраженного послойного характера и представляющие собой достаточно однородный трещинопоровый коллектор.

Среднедевонская залежь нефти Усинского месторождения открыта в 1968 г, в промышленную эксплуатацию вовлечена в 1973 г.

  • Средняя высота залежей – около 400 м с температурой в интервале 19 – 75°C.
  • На полке добычи в 1981 г было извлечено 8,8 млн т/год нефти.
  • Запасы нефти составляет 350 млн т.
  • Нефть – плотность 0,72-2,1 г/см3 (20.7° API), серы – 0,45-1,89%.
  • Нефть имеет большой коэффициент вязкости.
  • По результатам исследований коэффициенты усадки добытой нефти для пермо-карбоновой залежи составили 0,32, Падимейского месторождения – 0,55.
Внимание!

Растворенные в нефти газы ( кроме пермо-карбоновой залежи) – жирные с высоким содержанием гомологов метана ( 46 – 48 %) и незначительным содержанием углекислого газа СО2 и азота.

К началу 1990х пластовое давление снизилось до критического уровня, что делало работу скважин невозможной.

Для разработки была приглашена швейцарская компания TBKOM AG, которая создала СП Нобель Ойл с российским оператором Коминефть.

Технологии площадного вытеснения нефти паром позволила увеличить нефтеотдачу в 4 раза.

Трудность представляла разработка нефтяных пластов, толщина которых – более 50 м, в условиях трещиноватости и кавернозности коллекторов нефтенасыщенных пород.

При существующих толщинах весь пласт невозможно охватить тепловым воздействием.

В августе 1994 г на нефтепроводе Харьяга-Усинск произошел прорыв изношенной трубы, и 117 тыс т нефти вылилось в окружающую среду.

В 2002 г у Нобель Ойл случилось банкротство.

ЛУКОЙЛ, выкупив Нобель Ойл, принял на себя обязательства по ликвидации последствий экологической катастрофы 1994 г.

  1. В 2004 г с прилегающих территорий был снят статус зоны экологического бедствия.
  2. Добыча нефти на месторождении в 2009 г – составила 2,104 млн т.
  3. Балансовые запасы по прогнозам составляют 963 млн т.
  4. Месторождение – крупнейшее в Коми с добычей более 1/3 суммарных республиканских углеводородов.
  5. Запасов месторождения должно хватить до 2030 г.
  6. Прирост запасов углеводородного сырья возможен за счет нелокализованных ресурсов.

В ближайшие годы внимание будет сосредоточено на Харьяга-Усинском и Колвависовском регионах.

Источник: https://neftegaz.ru/tech_library/view/5075-Usinskoe-neftyanoe-mestorozhdenie

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Усинское месторождение нефтяное – расположено в Коми, в 100 км к С. Входит в Тимано-Печорскую нефтегазоносную провинцию. Приурочено к антиклинальной складке размером 51×8 км. Выявлено 4 залежи в пермско-каменноугольных и девонских отложениях, разрабатываются две.  [1]

Усинское месторождение является вамым крупным в Республике Коми, где на его долю приходится 35 % суммарной добычи нефти. Балансовые запасы Усинского оцениваются в 963 млн т нефти.  [2]

ОсвоениеУсинского месторождения из-за неблагоприятного географического размещения, бедности и труднообогатимости руд, а также крупных инвестиций вряд ли может быть осуществлено в обозримой перспективе.

Самообеспечение черной металлургии марганцевым сырьем связано с ускорением освоения разведанных мелких месторождений и расширения геологоразведочных работ в районах с прогнозными ресурсами марганца.[3]

ДляУсинского месторождения нами выявлены закономерности изменения глубины залегания и суммарной мощности текучих глин по площади.

Установлено, что подавляющее большинство осложнений в скважинах в виде затяжек и прихватов инструмента, интенсивного осыпания породы со стенок скважин и других приурочено к интервалам зон АВПД в текучих глинах.  [5]

Важно!

НаУсинском месторождении выявлено 5 продуктивных залежей: фаменская, сред недевонская, пермокарбоновая, верхнепермская, серпуховская. Эксплуатация серпуховской и верхнепермской залежей на данный момент считается экономически невыгодной.  [6]

Пермокарбоновая залежьУсинского месторождения высоковязкой нефти отличается сложным геологическим строением.

К основным особенностям геолого-физической характеристики залежи относятся аномально высокая вязкость нефти, большая толщина и крайняя неоднородность трещкнопоровокавернозного карбонатного коллектора.  [7]

Среднедевонская залежь нефтиУсинского месторождения открыта в 1968 г., в промышленную эксплуатацию вовлечена в 1973 г. С начала разработки по состоянию на начало 2003 г. отобрано 97674 2 тыс. т нефти, что составляет 85 3 % от начальных извлекаемых запасов.  [8]

Пермокарбоновая залежь нефтиУсинского месторождения открыта в 1968 г., в промышленную эксплуатацию вступила в 1977 г.

Залежь характеризуется аномальными свойствами нефти по вязкости. С начала разработки к 2003 г. отобрано 45945 6 тыс.

т нефти, что составляет 41 8 % начальных извлекаемых запасов.  [9]

Растворенные в нефтяхУсинского месторождения гдзы ( за исключением пермо-карбонового горизонта) жирные с высоким содержанием гомологов метана ( 46 – 48 %) и незначительным содержанием углекислого газа и азота.  [10]

Пермокарбоновая залежь высоковязкой нефтиУсинского месторождения приурочена к органогенным карбонатным коллекторам трещиннокавернознопорового типа сакмарского и артинского ярусов нижней перми, верхнего карбона и московского и башкирского ярусов среднего карбона.

Этаж нефтеносности, достигающий в центральной сводовой части 350 м, разделен на три эксплуатационных объекта – нижний, средний и верхний.  [11]

Совет!

В разрезе пермокарбоновой залежиУсинского месторождения встречаются довольно мощные пласты, не имеющие явно выраженного послойного характера и представляющие собой достаточно однородный трещинопоровый коллектор. Расчет процесса вытеснения в таких коллекторах имеет свои особенности.  [12]

Так, в условияхУсинского месторождения наработка на отказ составляет 85 сут.  [14]

Схема экспериментального стенда наУсинском месторождении приведена в работе.  [15]

Источник: http://www.ngpedia.ru/id144160p1.html

Где нарушаются законы Ньютона

Где нарушаются законы Ньютона

Конечно, если оператор по добыче нефти и газа уронит случайно на землю инструмент, тот полетит с неизменным ускорением свободного падения: 9,8 метра на секунду в квадрате. Тут все в природе вещей.

А вот «тяжелое» «черное золото» пермокарбоновой залежи Усинского месторождения не подчиняется закону вязкого трения Ньютона – добывается оно аномально трудно.

Поэтому так называемая неньютоновская нефть заставляет работников КЦДНГ-1 ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз» решать очень непростые задачи.

Знаниями элементарной физики тут не ограничишься, а впрочем, инженеры сами расскажут, как они восстанавливают доброе имя великого ученого, делая сырье текучим и извлекаемым.

КОМАНДА

Условия задачи не из легких, тем более что в Тимано-Печорской провинции сосредоточено около двух миллиардов тонн геологических запасов высоковязких углеводородов.

Почти 700 миллионов тонн принадлежит пермокарбоновой залежи Усинского месторождения, где к настоящему времени добыто только более 60 миллионов.

Усилиями 70 человек персонала в первом цехе добывают порядка 3,5 тысячи тонн товарного сырья в сутки (с учетом «легкой» нефти). Как добиваются таких высоких показателей на одном из самых возрастных месторождений вокруг Усинска?

– Благодаря квалифицированным сотрудникам и слаженности коллектива, – отвечает начальник КЦДНГ-1 Николай Щукин. – Мы же, в свою очередь, создаем людям благоприятные условия для работы.

Недавно сделали ремонт, обновили многое: от сушилок и производственных помещений до комнат отдыха. Люди уверены в завтрашнем дне, поэтому текучки кадров практически нет.

И это хорошо, все-таки пермокарбоновая залежь требует особой подготовки и грамотных специалистов.

В ГОРЯЧЕЙ СРЕДЕ

В настоящее время основная часть нефтепромысла разрабатывается на естественном, так называемом упруговодонапорном режиме. Часть скважин находится в зоне паротеплового воздействия (ПТВ).

Также для интенсификации добычи нефти проводятся пароциклические обработки (ПЦО) эксплуатационных скважин. После проведения таковых скважина предъявляет особые требования к оборудованию.

Большое разнообразие условий работы добывающих скважин в температурном интервале от 25 до 150 градусов по Цельсию, при дебитах от 10 до 200 кубометров в сутки, диктует необходимость применения широкого спектра насосов. Разнообразные штанговые, электровинтовые (ЭВН) и электроцентробежные – с их помощью осуществляется добыча нефти на пермокарбоновой залежи Усинского месторождения.

– Первый закон пермокарбона – оборудование должно быть термостойким, – рассказывает ведущий технолог КЦДНГ-1 Владислав Кобелев. – Это условие необходимо соблюдать на скважинах, где проводятся ПЦО.

Внимание!

После того, как в течение месяца закачивается пар, мы спускаем штанговый глубинный насос, работающий при высоких температурах. При ее понижении меняем установку на электровинтовой насос.

В зоне постоянного паротеплового воздействия хорошо показали себя ЭВН фирмы «NETZSCH» с заводской гарантийной наработкой на отказ в 360 и 450 суток – они более износостойкие и предназначены для работы с низким пластовым давлением, с высокой вязкостью и содержанием газа.

ВТОРОЕ ПРАВИЛО ПЕРМОКАРБОНА

Специальное оборудование – отнюдь не единственное решение, если дело касается производственных задач.

Чтобы повысить нефтеотдачу пластов, инженеры применяют всю свою хитрость и смекалку – это второй закон пермокарбона.

На Усинском месторождении опытно-промышленные работы – это целая научная отрасль.

– На последних испытаниях большую эффективность показала термокислотная обработка скважины, – рассказывает заместитель начальника первого цеха Роман Якименко. – При этом методе используется раствор соляной кислоты, для нагрева которого необходимо тепло экзотермической реакции.

Для этого в скважину опускают специальный контейнер со стержневым магнием, раствор вступает с ним в действие и просачивается в пласт уже нагретым до высокой температуры.

Дебит повышается в три-четыре раза, кроме этого, экономим значительные затраты и время по сравнению с уже привычным пароциклическим воздействием.

Также для повышения нефтеотдачи применяются и обычные кислотные обработки, дострел скважины (добавление дополнительных продуктивных пластов), законтурное заводнение и стандартные гидроразрывы.

БУРЕНИЕ ПРОДОЛЖАЕТСЯ

Первый цех отличается тем, что здесь извлекают нефть с разными характеристиками, и, значит, в каждом отдельном случае есть свои сложности.

Важно!

Например, в процессе добычи девонской и фаменской происходит образование гидратопарафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах и подземном оборудовании, в результате чего ухудшаются условия работы и уменьшаются дебиты скважин. Для борьбы с отложениями здесь применяются как тепловой, так и механический методы.

Кроме Усинского, первый цех ведет добычу на Восточно-Мастеръельском и Осваньюрском месторождениях.

В отличие от первого, с действующим фондом в более чем 570 скважин, и Мастеръеля с десятком нефтедобывающих, на последнем – всего один работающий объект.

Осваньюрское месторождение небольшое, но перспективное – после проведенного гидроразрыва пласта единственная скважина здесь дает 50 кубометров в сутки. Кроме этого, ведется бурение еще одного объекта разработки.

Кстати, несмотря на свой зрелый возраст, Усинское месторождение продолжает эксплуатироваться – на пермокарбоне в последнее время акцент сделан на постройку горизонтальных скважин.

В будущем их планируется использовать не только для добычи, но и для закачки пара – это один из перспективных вариантов разработки пермокарбоновой залежи, при котором будут введены в тепловое воздействие большие запасы нефти.

…Так продолжает развиваться Усинское месторождение. В погоне за новыми технологиями и развитием предприятие не забывает об экологической составляющей нефтедобычи – это, как у Ньютона, третий закон добычи в КЦДНГ-1.

Недавно цех был на 100 процентов укомплектован всеми средствами для защиты окружающей среды. Были закуплены мобильные скимеры для зачистки водоемов и другое оборудование, с помощью которого последствия возможных инцидентов могут быть быстро устранены.

Кроме этого, на промысле наведен порядок – на 100 процентов выполнена рекультивация нарушенных и загрязненных земель.

Если с Ньютоном еще можно шутки шутить, то природа – дело серьезное. В «ЛУКОЙЛе» задачи охраны окружающей среды – всегда на первом месте.

Источник: http://usinsk.online/news/12157/

Энергетический импульс добыче

Энергетический импульс добыче

На промыслах «ЛУКОЙЛа» в Республике Коми построены и готовятся к запуску новые энергетические объекты

В Усинском региональном управлении (УРУ) ООО «ЛУКОЙЛ-ЭНЕРГОСЕТИ» кипит работа, сотрудникам УРУ и сервисного центра «Усинскэнергонефть» буквально некогда перевести дыхание. И это – результат политики государства, которое четыре года назад приняло меры для стимулирования добычи тяжелой нефти.

Сегодня в регионах ответственности УРУ наблюдается самый настоящий бум энергетического строительства. Об этом и других насущных вопросах мы беседуем с начальником Усинского регионального управления ООО «ЛУКОЙЛ-ЭНЕРГОСЕТИ» Максимом Плеско.

– Максим Николаевич, в состав Усинского регионального управления входят три сервисных центра, которые обслуживают различные производственные подразделения, отличающиеся по географии и профилю своей деятельности. Какие подразделения сегодня требуют наибольшего внимания руководства? Почему?

— В настоящий момент наше внимание приковано к Яреге, к работе существующих и вводимых после капитального строительства источников тепловой энергии – объектов парогенерации Нефтешахтного управления (НШУ) «Яреганефть» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми».

После того как вступил в силу федеральный закон о налоговых льготах на добычу тяжелой нефти, развитие Ярегского месторождения получило новый импульс, а вместе с ним появились новые задачи, в решении которых сегодня тесно сотрудничают сразу несколько дочерних обществ ПАО «ЛУКОЙЛ». В первую очередь это, конечно же, «ЛУКОЙЛ-Коми», наше общество, «ЛУКОЙЛ-Энергоинжиниринг» и «ЛУКОЙЛ-ИНФОРМ».

Чуть менее остро, но не менее актуально сегодня перед Усинским региональным управлением стоят задачи по организации эксплуатации построенного на Усинском месторождении энергоцентра, а также эксплуатации переданных нам в управление с июля этого года объектов парогенерации на этом же месторождении.

– С какими целями недавно был образован сервисный центр «Ярегаэнергонефть»? Каковы перспективы его развития?

– В первую очередь сервисный центр создавался для того, чтобы быстрее и качественнее решать поставленные перед управлением задачи по бесперебойному обеспечению тепловой энергией (в виде пара) нефтяного месторождения Яреги.

Вместе с тем сервисный центр смог заодно взять на себя функции организации, эксплуатирующей энергоустановки систем теплоснабжения – как самого Нефтешахтного управления (НШУ), так и поселка Ярега, обеспечения технической водой и обслуживания электроустановок НШУ «Яреганефть» и завода по производству титанового коагулянта

«СИТТЕК».

Сегодня в сервисном центре «Ярегаэнергонефть» работают более 270 сотрудников.

– На северной площадке Усинского нефтяного месторождения построен крупный энергоцентр, который обслуживают сотрудники СЦ «Усинскэнергонефть». Расскажите, откуда набран персонал, как шла его подготовка, участвовал ли он в строительных и пусконаладочных работах?

– Если взять места проживания работников энергоцентра, получится обширная география. В ней представлены как регионы Республики Коми – от Воркуты до Сыктывкара, так и другие регионы Российской Федерации.

Персонал нашего управления появился на площадке энергоцентра на стадии завершения строительно-монтажных работ, когда оборудование передавали в пусконаладку.

Наше участие в пусконаладочных работах заключалось в их техническом сопровождении, то есть в подготовке предложений, замечаний на основе имеющегося опыта эксплуатации подобных энергоустановок и передаче заказчику строительства – ООО «ЛУКОЙЛ-Энергоинжиниринг» – для принятия решений об их последующей реализации.

Наши два общества образовались из одной организации – «ЛУКОЙЛ-Энергогаз», поэтому мы хорошо друг друга знаем, плотно и плодотворно сотрудничаем. Наше взаимодействие всегда приносит положительные результаты, создает синергетический эффект. Это хорошо видно на примере вводимых в эксплуатацию энергообъектов.

Усинский энергоцентр позволит нефтяникам «ЛУКОЙЛ-Коми» увеличить коэффициент утилизации попутного нефтяного газа, погасить факелы, снизить воздействие на экосистему, получать собственную электроэнергию и экономить на покупке энергоресурсов.

– Какие еще энергообъекты будут вводиться в строй?

– Из самых значительных строящихся энергообъектов назову Водоподготовительную установку опресненной воды на Яреге (ВПУ-700) производительностью 700 куб.м/ч, энергоцентр там же и парогенераторные установки (ПГУ) «Лыаель», «Центр», третью очередь строительства ПГУ «Север».

Особенность ВПУ-700, во-первых, в ее исключительности: сегодня на территории Российской Федерации подобных установок нет, ближайший аналог находится в  Казахстане.

Во-вторых, в значении для технологического цикла добычи и подготовки тяжелой нефти к перекачке на площадку для переработки. В-третьих, в обеспечении водой необходимого качества парогенераторных установок на Лыаельской площади Ярегского месторождения и котельной нефтешахты № 2.

Совет!

Нельзя не сказать о возводимом ООО «ЛУКОЙЛ-Энергоинжиниринг» энергоцентре электрической мощностью 75 МВт – уже через несколько месяцев на Ярегском месторождении заработает один из самых современных объектов энергетики, построенных и оснащенных, так сказать, по последнему слову техники.

Он нужен для обеспечения электрической энергией объектов нефтедобычи Яреги и нефтеперерабатывающего завода «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтепереработка», а также для подачи тепловой энергии для нужд месторождения. В планах строительство линии электропередачи напряжением 110 кВ, которая свяжет энергоцентр с нефтеперерабатывающим заводом.

Помимо названных вводятся в эксплуатацию парогенерирующие установки на Лыаельской площади суммарной производительностью 200 т пара в час, ПГУ «Центр» на 100 т пара в час, третья очередь ПГУ «Север» производительностью 100 т пара в час дополнительно к уже работающим и выдающим 150 т пара в час. Весь этот пар будет закачиваться в пласты для разжижения вязкой нефти.

– Расскажите подробнее о ВПУ-700. Чем необычна эта установка?

– При подготовке сырой нефти на площадке от нее отделяется вода, которая содержит множество токсичных загрязнений, включая соли тяжелых металлов и разные механические примеси. Такая вода будет поступать на выпарители, образующие дистиллят.

Далее он собирается в коллектор, после него вода остывает в воздушных охладителях, потом она собирается и насосами по трубе гонится на парогенераторные установки. Также предусмотрены системы воздушного охлаждения, насосные и котельная, которая подает пар для разогрева поступающей воды.

То есть ВПУ-700 – это большой и сложный технологический комплекс.

Когда ВПУ-700 будет запущена в работу, во-первых, уменьшится количество воды, забираемой из открытых источников. Во-вторых, мы получим больше оборотной воды.

В-третьих, снизится нагрузка на экосистему поселка Ярега.

Ну и, естественно, парогенераторные установки и котельная Нефтешахного управления № 2 получат много очень чистой воды, в которой они нуждаются для производства тепла.

– Какие новейшие технологии внедряются и применяются сотрудниками Усинского регионального управления?

– Из самых новых технологий в электроэнергетике, пожалуй, назову оборудование для поиска мест повреждений на ЛЭП. Мы сегодня проводим опытно-промышленные работы – испытываем такие устройства.

Пока о результатах говорить трудно, поскольку испытания идут всего несколько месяцев.

Мы надеемся на положительные результаты, которые можно будет применить не только у нас, но и в других организациях, где остро стоит вопрос о поиске неисправностей на ВЛ, особенно в условиях Крайнего Севера и приравненных к ним.

Линий электропередачи в нашем регионе очень много, потому что здесь хорошо развита структура нефтедобычи, подключено очень много потребителей.

Некоторые линии эксплуатируются уже 30 лет и больше, а пробираться по лесам в поисках обрывов и замыканий непросто.

Так что мы идем в ногу со временем не для галочки.

Источник: http://respublika11.ru/2016/08/31/energeticheskiy-impuls-dobyiche/

Бури, детка, бури! | Back in the USSR

Могут ли нетрадиционные виды топлива открыть новую эру энергетической независимости? ИсточникJ. David Hughes, отчет Post Carbon Institute.Февраль 2013

Краткое содержание отчета (Полный текст отчета)

Потребление энергии в мире выросло более чем в два раза по сравнению с энергетическим кризисом 70-х годов прошлого века, и более 80 процентов этого роста обеспечено за счет ископаемых видов топлива.

В ближайшие 24 года мировое потребление, по прогнозам, вырастет еще на 44 процента (потребление в США на 7 процентов). И ископаемые виды топлива продолжат составлять около 80 процентов от общего спроса.

Откуда же берутся ископаемые виды топлива? В последнее время возник большой энтузиазм по поводу возрождения добычи нефти и природного газа, особенно в Соединенных Штатах. Это началось с призыва “Бури, детка, бури!”, прозвучавшего во время президентских выборов 2008 года в США.

Политики и лидеры отрасли дружно провозгласили “столетие газа” и возвращение США их короны передового производителя нефти в мире.

Большей частью этот оптимизм основан на применении технологий гидроразрыва пласта (fracking) и горизонтального бурения ранее недоступных сланцевых месторождений и разработки нетрадиционных источников топлива, таких как нефтеносные пески и сланцы. Кроме того, есть большие надежды на огромный рост добычи нефти в слаборазвитых регионах, таких как Ирак.

Тем не менее, реальность XXI века показывает, что значительного увеличения производства ископаемого топлива будет достичь нелегко или даже невозможно.

Геологические и экологические реалии попытки претворить в жизнь эти бурные декларации заслуживают пристального внимания.

Общая обстановка: история и прогнозы

Несмотря на риторику, очень маловероятно, что Соединенные Штаты станут энергетически независимыми, если только темпы потребления энергии не будут радикально снижены. Широко разрекламированное сокращение импорта нефти, точно так же, как и сокращение ее потребления за последние несколько лет были, в первую очередь, связаны с Великой рецессией, также как и увеличение местного производства нефти.

Добыча нефти в США обеспечивает лишь 34 процента потребности в жидком топливе, импорт дает 42 процента (остальное дают газоконденсат, прирост объема перерабатываемой нефти (превышение фактического объема нефтепродуктов над объемом исходного нефтезаводского сырья) и биотопливо).

На самом деле, Управление энергетической информации США (EIA) прогнозирует, что внутреннее производство нефти, включая даже тяжелую (сланцевую) нефть, достигнет своего пика в 7,5 миллиона баррелей в день (мбд) (что значительно ниже 9,6 млн. баррелей в день, производимых в 1970 году), 2019 году и к 2040 году доля отечественного производства сырой нефти, по прогнозам, будет на 32 процента ниже, чем сегодня. И все же все СМИ трубят о наступающем энергетическом процветании.

Показатели: количество, интенсивность добычи, чистый выход энергииНаиболее часто встречающимися цифрами, на основании которых делаются выводы о наступлении новой эры ископаемых видов топлива, является оценка внутрипластовых запасов на месте первоначального залегания нетрадиционных ресурсов, подразумевая, что весь объем может быть извлечен.

Эти оценки затем делятся на нынешние темпы потребления, которые (как бы) сохранятся на многие десятилетия или столетия. На самом деле, есть два показателя, которые являются критически важными в определении жизнеспособности добычи энергетических ресурсов:- Интенсивность добычи, то есть скорость, с которой ресурс может быть извлечен.

Большое количество ресурса внутри пласта принесет обществу мало полезного, если нельзя извлекать бесперебойно и в достаточно большом количестве, что ограничивается геологическими, геохимическими и географическими факторами (и впоследствии проявляется в виде экономических издержек).

Например, такие ресурсы, как сланцы, газовые гидраты и газифицированный подземным методом уголь имевшие очень большой потенциал на местах, были произведены в незначительных количествах, несмотря на большие многолетние расходы на пилотные проекты.

Запасы битуминозных песков тоже огромны, но не смотря на очень большие капитальные вложения и серьезное воздействие на окружающую среду на протяжении более четырех десятилетий, добыча нефти из них составляет менее двух процентов от общего объема.

Чистая энергия ископаемого топлива представляет собой разницу между энергией, использованной для его добычи и энергией, содержащейся в конечном произведенном продукте. Чистая энергия или “энергоотдача от энергозатрат” (EROEI) нетрадиционных энергетических ресурсов значительно ниже, чем обычных.

Более низкая EROEI выливается в высокие издержки производства, снижение его объемов и обычно — в больший экологический ущерб от добычи. Таким образом, перед миром стоит не столько проблема запасов, сколько проблема интенсивности добычи, наряду с проблемой снижения вредного воздействия на окружающую среду.

Данные: производство, тенденции, ограничения

Этот отчет содержит углубленную оценку различных нетрадиционных источников энергии, стоящих за современной риторикой об “энергетической независимости”, особенно сланцевого газа, тяжелой (сланцевой) нефти и битуминозных песков.

В частности, часть доклада, посвященная сланцевому газу, основана на анализе данных производства 65 000 скважин с 31 сланцевого месторождения на основании базы данных HPDI, которая широко используется промышленностью и правительством.

Сланцевый газ

Внимание!

Добыча сланцевого газа взрывными темпами выросла до почти 40 процентов от общей добычи американского природного газа; не смотря на это, производство с декабря 2011года находится на “плато”.

80 процентов добычи сланцевого газа приходится на пять месторождений, на некоторых из них добыча снижается. Очень высокие темпы падения дебета сланцевых газовых скважин требуют постоянных вложений (они оцениваются в 42 млрд. долларов в год для бурения более 7,000 новых скважин) в целях поддержания производства. Для сравнения, затраты на добычу сланцевого газа в 2012 году составляли только 32,5 млрд. долларов.

Богатейшие сланцевые месторождения, такие как Haynesville (которое уже находится в состоянии упадка) относительно немногочисленны, а число необходимых скважин и капитальные затраты, необходимые для поддержания производства, будут в дальнейшем увеличиваться, поскольку лучшие районы этих месторождений уже исчерпаны.

Высокая степень негативного воздействия на окружающую среду вызвала значительное противодействие со стороны населения, и в результате был введен мораторий на добычу в штатах Нью-Йорк и Мэриленд. Протесты продолжаются в других штатах.

Рост производства сланцевого газа был компенсирован снижением объемов добычи обычного газа, в результате чего произошел лишь скромный рост общего производства.

Более того, основная экономическая эффективность многих месторождений сланцевого газа вызывает сомнения в нынешних условиях цен на газ.

Тяжелая (сланцевая) нефть

Добыча тяжелой нефти внушительно выросла и в настоящее время составляет около 20 процентов добычи нефти в США. Это помогло развернуть тенденцию снижения добычи в обратную сторону. В результате в 2008 шоду добыча нефти выросла на 16 процентов, по сравнению с самым низким уровнем после 1970 года.

Более 80 процентов добычи тяжелой нефти ведется на двух уникальных месторождениях – Bakken в Северной Дакоте и Монтане и Eagle Ford в южном Техасе. Остальные девятнадцать месторождений тяжелой нефти дают менее 20 процентов от общего объема производства. И это наглядно иллюстрирует тот факт, что богатые месторождения тяжелой нефти, на самом деле, довольно редки.

Месторождения тяжелой нефти характеризуется высокими темпами снижения дебета скважин. Подсчитано, что для поддержания производства необходимо бурить более 6000 скважин (стоимостью 35 млрд. долларов) в год. Из них 1,542 скважин ежегодно (на сумму $ 14 млрд.) необходимы на месторождениях Eagle Ford и Bakken только для того, чтобы компенсировать сокращение добычи.

Поскольку некоторые сланцевые скважины дают существенное количество газа и жидких фракций углеводородов, то для компенсации снижения добычи вместе взятые сланцевый газ и тяжелая нефть требуют около 8,600 скважин в год (на сумму более 48 млрд. долларов).

Сейчас прогнозируется существенный рост добычи тяжелой нефти с текущих уровней до пика в 2,3 миллиона баррелей в сутки в 2017 году до того момента, когда будут исчерпаны все районы, пригодные для бурения на двух крупнейших месторождениях (Bakken и Eagle Ford), и затем к 2019 году производство рухнет обратно до уровня 2012 года, а к 2025 году до 0,7 млн. баррелей в день.

Короче говоря, добыча тяжелой нефти на существующих месторождениях является пузырем продолжительностью около десяти лет.

Битуминозные пески

Нефть битуминозных песков, прежде всего, импортируется в США из Канады, которая является поставщиком нефти номер один для США, хотя недавно было получено разрешение на добычу такой нефти в штате Юта.

Она имеет низкое содержание чистой энергии и требует очень больших капитальных вложений (по некоторым оценкам более 100 долларов на баррель с учетом добычи и последующей очистки в Канаде), а также оказывает значительное отрицательное воздействие на окружающую среду.

Кроме того, рост добычи этой нефти требует очень много времени и капиталовложений, что ограничивает потенциал увеличения объемов производства.

Прогнозы роста производства, как правило, очень агрессивны, но прогнозируемый уровень вряд ли будет достигнут из-за сложностей, связанных с материально-техническим обеспечением, развитием инфраструктуры и тем фактом, что высококачественные, наиболее экономически выгодные ресурсы извлекается первыми.

Экономическая сторона добычи большей части предполагаемых извлекаемых ресурсов является сомнительной, а чистая энергия, доступная к извлечению из них, достигнет точки безубыточности задолго до того, как они будут полностью добыты.

Другие ресурсы

Другие нетрадиционные ископаемые виды топлива, такие как сланцы, метан угольных пластов, газовые гидраты, арктические нефть и газ, а также такие технологии, как сжижение угля и газа и подземная газификация угля, также иногда провозглашаются энергетическими ресурсами будущего.

Но все эти ресурсы, вероятно, будут лишь небольшим игроком на рынке энергии, принимая во внимание возможность их использования в обозримом будущем, даже если их запасы достаточно велики.

Глубоководная добыча нефти и газа составляют заметную (хотя пока и небольшую) долю энергетического баланса США, но перспективы роста добычи этих ресурсов являются минимальными, и объявление в настоящее время моратория на добычу в прибрежных районах позволит осуществить доступ только к относительно небольшим дополнительным ресурсам.

Производство биотоплива (хотя и не являющегося ископаемым топливом), по прогнозам, будет небольшим, по крайней мере, в ближайшие два десятилетия (в то время, как ископаемого топлива будет требоваться значительное количество) и будет оставаться лишь незначительным игроком на рынке жидкого топлива.

Заключение

США является вполне опытным в разведке и разработке нефтегазовых месторождений государством.

Использование новых технологий крупных многоступенчатых гидроразрывов пластов горизонтальных скважин позволило при помощи добычи ранее недоступных сланцевого газа и тяжелой нефти повернуть вспять процесс упадка добычи нефти и газа в США.

Этот рост производства является важным и предоставляет некоторую передышку.

Важно!

Не смотря на это, прогнозы экспертов и некоторых правительственных учреждений о том, что эти технологии могут обеспечить бесконечный рост и возвещают новую эру “энергетической независимости”, в результате которой США станет существенным нетто-экспортером энергоресурсов, совершенно необоснованно.

В конце концов, запасы ископаемых видов топлива закончатся, и эти бурные прогнозы окажутся чрезвычайно трудно выполнимыми или вовсе невозможными.В США необходим новый энергетический диалог с пониманием истинного потенциала, ограничений и затрат (как финансовых, так и экологических) добычи различных видов ископаемых энергоресурсов, оцениваемых в данный момент представителями промышленности и правительства в качестве панацеи.

США не смогут “пробурить” и “гидроразорвать” себе путь к “энергетической независимости”. В лучшем случае, сланцевый газ, тяжелая нефть, битуминозные пески и другие нетрадиционные ресурсы предоставляют временную отсрочку от необходимости иметь дело с реальными проблемами: ископаемое топливо не бесконечно.

Разработка новых месторождений ископаемого топлива, как правило, более затратно и экологически вредно. Ископаемые виды топлива являются основой нашей современной глобальной экономики, но продолжение зависимости от них создает все возрастающие риски, которые выходят за рамки наших экономических, экологических и геополитических проблем.

Лучшим ответом на эту проблему будет переосмысление нашей текущей энергетической траектории.К сожалению, риторика недавних выборов в США в духе “бури, детка, бури” не дает ни малейшего представления о реальных энергетических проблемах, стоящих перед обществом. Риск игнорирования этих энергетических проблем огромен.

Развитые страны, такие как Соединенные Штаты, потребляют (на душу населения) в четыре раза больше энергии, чем Китай и в семнадцать раз больше, чем Индия. Больший рост потребления энергии, в соответствии с прогнозами, будет происходить в развивающихся странах.

Ограничения энергоснабжения совершенно точно непредсказуемым образом вызовут напряженность в будущих международных отношениях и будут представлять угрозу США и глобальной экономической и политической стабильности.

Чем раньше реальные проблемы будут признаны политическими лидерами, тем быстрее может быть реализовано реальное решение наших долгосрочных энергетических проблем.

Источник: http://maxpark.com/community/129/content/1837462

Тернистый путь России к трудной нефти – анализ Reuters

Тернистый путь России к трудной нефти - анализ Reuters

Активная разработка стартует этой весной, чему поспособствовало обещание президента Владимира Путина уменьшить налоги на добычу реусров в надежде на стимулирование нефтяной отрасли и увеличение добычи.

Роснефть и ExxonMobil возглавляют новый период освоения Баженовского месторождения, чьи извлекаемые запасы оценили в 500 млн тонн или 3,5 млрд баррелей. Баженовская нефть залегает под уже разработанными месторождениями, которые покрывают значительную часть Западной Сибири.

“Когда я работала в геологоразведке, один из наших геологов назвал это диким черным камнем”, – сказала Татьяна Смагина, директор департамента управления запасами Тюменского нефтяного научного центра.

Верхняя граница диапазона  диапазона эквивалентна триллиону баррелей, что вчетверо больше нефтяных запасов Саудовской Аравии и равняется потреблению планеты за 30 лет при сохранении текущего спроса.

Международное энергетическое агентство называет Баженовскую свиту крупнейшей в мире материнской породой, относящейся к Юрскому периоду, когда формировалась нефть, добываемая в Западной Сибири.

До Баккена пока далеко

Эти масштабные запасы, однако, не обещают стремительного всплеска добычи, который произошел, например, в США. По оценке штата Северная Дакота, добыча на Баккен и других месторождениях дойдет до 1,2 млн баррелей в сутки к 2015 году.

Однако, РФ уже добывает больше нефти из традиционных источников, чем Саудовская Аравия – 10,3 млн баррелей в сутки, и сланцевая нефть поможет быстрее сбалансировать сокращение добычи на старых месторождениях.

Отметим, что всплеск добычи сланцевых залежей нефти и газа в США дал старт новому поколению высокотехнологичных и высокорентабельных компаний, использующих горизонтальное бурение и гидроразрыв пласта.

Тем не менее, отмечает агентство, нефтяная промышленность России сконцентрирована в руках ряда крупных компаний, большинство которых подчинены государству, что вызывает сомнения в их эффективности.

“Баженов – это огромный пласт, покрывающий половину Западной Сибири. Я видел карты, согласно которым он в 22 раза превышает Баккен в Северной Дакоте”, – отметил Ричард Андерсен, финдиректор крупнейший буровой компании России Eurasia Drilling, сказав о неоднородности этого пласта.

“В одних регионах результаты могут быть хорошими, в других нет. Я бы не сказал, что (Баженов) будет признан годным или негодным в ближайший год, но мы должны получить представление, стоит его осваивать или нет”.

Компания Салым Петролеум Девелопмент – совместный бизнес Газпромнефти и Shell – нашла серьезные объемы легкой малосернистой нефти на Салымской группе месторождений, куда входит и Баженов. Также в результате бурения в ряде районов обнаружили микроразрывы пласта, которые помогли бы добыть нефть из малопроницаемых пород.

Налоговый вопрос

Тем не менее, больше всего вопросов касается налоговой системы. При учете себестоимости добычи на Баженове в $40 за баррель, налоговый режим станет главным барьером для его освоения, так как бизнес предпочитает традиционным запасам нефти с более низкой себестоимостью.

Совет!

Согласие Москвы уменьшить налоги, забирающие у компаний 90% экспортной выручки, показывает его интерес в сланцевой нефти, но этой готовности не хватает с учетом перспективы роста нефтяных доходов, на которые приходится 40% доходна бюджета страны.

“Они (власти – ред.) боятся, что 70-80 процентов российской нефти вдруг станет трудноизвлекаемой”, – отметил источник, близкий к одному из проектов.

Он добавил, что хотя налоговые льготы дадут возможность ускорить освоение Баженова и других месторождений трудноизвлекаемой нефти, для начала коммерческой добычи могут быть нужны дополнительные реформы налогообложения.

Из находящихся в России 26 млрд тонн извлекаемых ресурсов не менее двух третей называют трудноизвлекаемыми, и их доля возрастает по мере истощения традиционных месторождений.

“(Трудно -) это семантика. Что легко сегодня, было тяжело вчера. Что тяжело сегодня, с помощью технологий и благоприятного налогового режима будет легко завтра”, – подчеркнул сотрудник Башнефти Олег Михайлов, ранее курировавший проекты “трудной нефти” в ТНК-ВР.

Напомним, что 30 марта глава Газпрома Алексей Миллер заявил, что в США добыча сланцевого газа нерентабельна.

 “Нам неизвестен ни один проект в настоящее время, где рентабельность на скважинах добычи сланцевого газа была бы примерно положительного значения, абсолютно все скважины имеют отрицательное значение.

Есть такое мнение, что это вообще “мыльный пузырь”, который в самое ближайшее время лопнет”, – заявил он.

Источник: https://korrespondent.net/business/economics/1537793-ternistyj-put-rossii-k-trudnoj-nefti-analiz-reuters

ЛУКОЙЛ-Коми переходит на использование электроэнергии собственного производства

ЛУКОЙЛ-Коми переходит на использование электроэнергии собственного производстваНа прошлой неделе произошёл ряд важных событий как для развития северной части нефтегазового комплекса региона, так и для  будущего её социальной сферы. В Коми с визитом побывал глава ПАО «ЛУКОЙЛ» Вагит Алекперов. Как УН.

РФ уже сообщал ранее, в процессе визита Вагита Юсуфовича был подписан третий протокол к Соглашению о социальном партнёрстве межу нефтяной компанией и республикой.

ЛУКОЙЛ таким образом ещё раз подтвердил свои намерения и в дальнейшем выстраивать отношения с регионом на паритетных началах. Не менее значимым для ведущей нефтедобывающей компании Тимано-Печоры стало открытие энергоцентра «Уса».

Как и полагается для события такой степени важности, красную ленточку перерезали первые лица компании  и региона – Вагит Алекперов и Сергей Гапликов.

О необходимости увеличения генерирующих мощностей в Усинском промышленном узле говорилось давно. Этого требовала сама логика развития территориально-промышленного комплекса.

В связи с набирающим темпы освоением северных месторождений и вводом в эксплуатацию новых промышленных объектов всё более остро ощущался дефицит электрической энергии, который, естественно, не могли не ощутить нефтяники.

Более десяти лет назад крупный энергохолдинг выступил с планами по строительству в Усинском районе теплоэнергоцентрали мощностью 100 мВт. Однако проект этот так и остался на бумаге.

Внимание!

Добыча нефти требует колоссальных расходов энергии. Нефтедобывающие предприятия электроэнергию закупают главным образом у сторонних организаций, диктующих свою, выгодную исключительно им, ценовую политику.

С другой стороны, с жидкими углеводородами нефтяники извлекают из недр довольно большое количество попутного нефтяного газа, который является отличным топливом для выработки электрической и тепловой энергии.

Его сжигание на факелах не только экономически невыгодно, но и оказывает негативное воздействие на окружающую среду.

Руководствуясь экономическими и экологическими мотивами, руководство ПАО «ЛУКОЙЛ» некоторое время назад приняло решение о строительстве собственных энергогенерирующих мощностей.

Первой из двух собственных теплоэлектростанций, которые ЛУКОЙЛ запланировал построить в Коми, и стал энергоцентр «Уса», торжественную церемонию открытия которого провели главы нефтяной компании и республики.

Вагит Алекперов и Сергей Гапликов осмотрели производство: энергетические установки, операторные, обсудили перспективные планы развития энергоцентра.

Эксплуатация энергоцентра с установленной электрической мощностью 125 МВт позволит ЛУКОЙЛУ обеспечить энергетическую независимость собственных производственных мощностей, повысить эффективность использования ресурсов попутного нефтяного газа за счёт его сжигания на объектах собственной генерации.

Следует напомнить, что  существенная часть углеводородных запасов Усинского месторождения относится к тяжёлым нефтям.

Их извлечение из скважины требует применения весьма энергозатратной технологии паротеплового воздействия на пласт.

Важно!

Обеспечить технологические потребности в теплоносителе для закачки в пласты как раз и позволит собственная теплоэлектростанция, основу тепло- и электрогенерации которой составляют газотурбинные установки. Здесь утилизация попутного газа составит 30 кубометров в час, генерируемый пар для поддержания пластового давления и разогрева пласта будет подаваться в 20 скважин.

Новый производственный объект обеспечит электричеством месторождения Денисовского лицензионного участка, а также позволит значительно повысить коэффициент утилизации попутного газа, что позволит ещё более минимизировать техногенное воздействие на окружающую среду.

К  слову сказать, в ближайшем будущем на Ярегском месторождении, где нефть ещё тяжелее, ЛУКОЙЛ также планирует частично перейти на электро- и теплоэнергию собственного производства.

Здесь, ориентировочно в июле 2017 года, будет запущен в работу энергоцентр «Ярега» установленной мощностью 75 мВт.

Источник: http://usinsk-novosti.ru/novosti/article_post/na-proshloy-nedele-proizoshel-ryad-vazhnykh-sobytiy-kak-dlya-razvitiya-severnoy-chasti-neftegazovogo-kompleksa-regiona-tak-i-dlya-budushchego-yeye-sotsialnoy-sfery-v-komi-s-vizitom-pobyval-

Поделиться:
Нет комментариев

Добавить комментарий

Ваш e-mail не будет опубликован. Все поля обязательны для заполнения.