Эксперт посоветовал «Татнефти» работать над добычей тяжелой нефти. Татнефть месторождения нефти


ПАО «Татнефть» - Нефтеперерабатывающее производство

Комплекс Нефтеперерабатывающих и Нефтехимических Заводов «ТАНЕКО»

Комплекс нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов «ТАНЕКО» является стратегическим инвестиционным проектом ПАО «Татнефть».

Концепция Комплекса НП и НХЗ основывается на следующих принципах:

  • переработка татарстанской нефти вблизи места ее добычи;
  • замещение экспорта нефти реализацией высококачественных нефтепродуктов на внешнем и внутреннем рынках, что соответствует стратегической задаче России;
  • улучшение экологической ситуации за счет производства экологически чистых топлив и соблюдения жестких требований к выбросам при проектировании установок Комплекса;
  • применение передовых апробированных мировых технологий;
  • интеграция нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств в рамках единого Комплекса.

Строительство Комплекса нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов в Нижнекамске реализуется ПАО «Татнефть» в соответствии с основными положениями Энергетической стратегии России и Генеральной схемы развития нефтяной отрасли до 2020 года; поручением Президента РФ об увеличении переработки нефти внутри страны; программой развития нефтегазохимических комплексов Республики Татарстан; решением Совета Безопасности РТ.

Значимость Проекта для решения отраслевых задач и создаваемый синергетический эффект для экономики страны позволили получить в 2006 году федеральную поддержку. В рамках частно-государственного партнерства Инвестиционным фондом Российской Федерации профинансировано проектирование и строительство внешней транспортной инфраструктуры – нефтепровода, продуктопровода и объектов железнодорожной инфраструктуры.

Проект «ТАНЕКО» осуществится поэтапно в условиях совмещенного проектирования, поставок, строительства с опережающим вводом в эксплуатацию пусковых комплексов. В декабре 2011 года в промышленную эксплуатацию введен завод по первичной переработке нефти, проектной мощностью 7 млн т в год. Начато производство следующей продукции: прямогонный бензин, керосин технический, топливо печное бытовое, сжиженный газ (ШФЛУ), топливо маловязкое судовое, вакуумный газойль, нафта висбрекинга, остаток висбрекинга, мазут, гранулированная сера, керосино-газойлевая фракция прямой перегонки.

В 2013 году проведена модернизация, позволившая увеличить производительность ЭЛОУ-АВТ-7 до 115 %. Благодаря этому стратегический проект «Татнефти» стал лидером среди других нефтеперерабатывающих предприятий России по загрузке установок.

Одновременно с освоением мощностей первого пускового комплекса продолжалось строительство комбинированной установки гидрокрекинга. Её конкурентным преимуществом является совмещение с производством базовых масел II и III групп. Коммерческое использование установки началось в марте 2014 года, она возведена в рекордно короткие сроки для российской нефтеперерабатывающей отрасли – за четыре года. Установка рассчитана на годовую переработку 2,9 млн тонн сырьевой смеси с выпуском дизельного топлива класса 5, авиационного керосина марок ТС-1, РТ, Джет-А1, гидроочищенного газойля.

В 2015 году началось промышленное производство новых видов нефтепродуктов: базовое масло TATNEFT HVI-2; базовое масло TATNEFT VHVI-4.

На XIV нефтяном саммите Татарстана, состоявшемся в июле 2014 года, стало известно о решении правительства РФ включить «ТАНЕКО» в энергетическую стратегию России, рассчитанную до 2035 года.

В 2016 году с пуском установки замедленного коксования «ТАНЕКО» полностью исключил выход темных нефтепродуктов. Кокс, получаемый на УЗК, планируется использовать в качестве топлива на Нижнекамской ТЭЦ.

С 2016 года по лицензированной российской технологии Института нефтехимического синтеза (ИНХС РАН) под руководством С.Н. Хаджиева ведется строительство опытно-промышленной установки гидроконверсии гудрона мощностью 50 тыс. тонн/год, которая призвана решить наиболее актуальную для российской нефтепереработки проблему квалифицированной переработки гудронов с максимальным выходом светлых нефтепродуктов. Проекту Министерством энергетики РФ присвоен статус национального.

В декабре 2017 года на Комплексе «ТАНЕКО» переработана 50-миллионная тонна нефти.25 января 2018 года Президент Российской Федерации Владимир Путин и Президент Республики Татарстан Рустам Минниханов в формате видеосвязи приняли участие в церемонии ввода в эксплуатацию установок гидроочистки нафты и изомеризации. Начало работы установок является первым этапом реализации на Комплексе полномасштабной схемы производства автобензинов, соответствующих экологическому классу «Евро-5».

Установки гидроочистки нафты и изомеризации являются установками вторичной переработки нефти. Они работают последовательно в технологической схеме и позволяют получать высокооктановый экологически чистый компонент автобензинов. Кроме того, продукция установки гидроочистки нафты является сырьем для установки каталитического риформинга, которая позволяет выпускать высокооктановый компонент бензина и ароматические углеводороды, востребованные на рынке.

На 2018 год в рамках Стратегии развития Комплекса "ТАНЕКО" запланирован ввод в эксплуатацию установок гидроочистки керосина, дизельного топлива, а также пуск установки каталитического риформинга, что позволит приступить к производству бензинов премиум-класса.

План развития проекта «ТАНЕКО» рассчитан до 2023 года: глубина переработки нефти составит 99,2 %, выход светлых нефтепродуктов – 90 %.

Высококонкурентная продукция

На сегодняшний день в продуктовой корзине «ТАНЕКО» – 20 видов высококачественной и востребованной продукции: дизельное топливо «Евро – 5», которое по цетановому числу является лучшим в России; авиационный керосин марок РТ, ТС-1, ДЖЕТ А-1, базовые масла II и III групп и др.

Выработка нефтепродуктов в 2017 году (тонн)

 Наименование 2017 год
 Комплекс «Танеко» 
Всего переработано сырья8,688 млн.
 в т.ч. нефтесырья7,848 млн.
Получено тонн основной продукции: 
 ШФЛУ96 457
 Бензин газовый стабильный 1 607 335
 Керосин для технических целей31 549
 Топливо для реактивных двигателей марки ТС-1201 188
 Топливо авиационное для газотурбинных двигателей марки Джет А-1 (Jet A-1)20 303
 Дистиллят газового конденсата/Дизельная технологическая фракция3 293 366
 Топливо дизельное ЕВРО606 533
 Топливо дизельное TANECO800 750
 Масло базовое изопарафиновое Татнефть HVI-2 (TANECO base 2)29 448
 Масло базовое изопарафиновое Татнефть VHVI-4 (TANECO base 4)118 405
 Сера 81 665
Глубина переработки нефтесырья (%)99,2%
Выход светлых нефтепродуктов 87%

Нефтеперерабатывающие мощности НГДУ «ЕЛХОВНЕФТЬ»

Выработка нефтепродуктов НПУ НГДУ «Елховнефть» в 2015 г. (тонн)

Наименование продукции 2015
Произведено продукции в т.ч.:172 395
Дизельное топливо 79 008
бензин 73 567
Сера420

www.tatneft.ru

ПАО «Татнефть» - Разработка месторождений природных битумов

Республика Татарстан обладает значительными геологическими ресурсами тяжелых высоковязких битумных нефтей (свыше 1,4 миллиарда тонн). Выявлено около 450 залежей, основная часть которых залегает на глубине 50—300 м.

С 2006 года начат пилотный проект на Ашальчинском месторождении по испытанию модифицированной технологии теплового воздействия через двухустьевые горизонтальные скважины (патент РФ №2287677). Участок включает три пары двухустьевых скважин с длиной горизонтального ствола от 200 до 400 м.

В настоящее время в разработке находится залежь сверхвязкой нефти шешминского горизонта Ашальчинского месторождения.

Расположение горизонтальных скважин с выходом на поверхность

Разработана методика управления процессом парогравитационного воздействия с помощью двухустьевых ГС, обеспечивающая создание паровой камеры и равномерный прогрев межскважинной зоны, недопущение прорыва пара в добывающую скважину из паронагнетательной, получение максимального дебита нефти при оптимальных величинах паронефтяного отношения. (Патент РФ №2340768). Участок включает три пары двухустьевых скважин с длиной горизонтального ствола от 200 до 400 м.

Внедрение технологии показало перспективность работ — горизонтальные скважины дают до 20 тонн нефти в сутки (при среднем дебите обычной нефти 4 т/сут), что в 8—10 раз больше, чем из вертикальных скважин.

Компания продолжает реализацию одного из стратегически важных направлений деятельности – проект разработки сверхвязкой нефти (СВН). Реализуется проект СВН-3200, включающий в себя 24 поднятия СВН, с выходом на годовую добычу 3,2 млн. тонн нефти.

Актуальные исследования в области добычи СВН

Одним из приоритетов в области перспективных разработок ПАО «Татнефть» являются вопросы, связанные с добычей, транспортировкой, и переработкой СВН. В этих направлениях Компания является лидером не только в России, но и в мире. Доля так называемых «нетрадиционных запасов» растет с каждым годом, и в ближайшие десятилетия на них будет приходиться более 40% общего объема добываемой нефти в мире.

Разработки в области добычи таких углеводородов не являются фундаментальными с точки зрения физики, химии, но в то же время являются чрезвычайно наукоемкими, требуют использования всего современного арсенала научных методов физики, химии, геологии, математики, а также создания и стабильной работы крупных междисциплинарных коллективов, лабораторий с привлечением большого числа талантливых молодых ученых.

На сегодняшний день наиболее актуальными темами для Компании в области добычи СВН являются:

  • Разработка катализаторов для подземного облагораживания нефти при тепловом воздействии.
  • Разработка научных основ трехмерных геохимических моделей залежей нефти и газа для комплексного проектирования разработки и повышения коэффициента извлечения нефти.
  • Разработка научных основ трехмерных геохимических моделей залежей нефти и газа для комплексного проектирования разработки и повышения коэффициента извлечения нефти.
  • Разработка и применение алгоритмов и технологий искусственного интеллекта при оценке нефтеносных территорий и анализе эффективности разработки залежей углеводородов.

Нефтематеринские отложения: их распространенность, нефтеносность, оценка запасов и перспективы разработки с использованием традиционных и новых технологий.

Контактные данные помощника начальника управления по добыче СВН:

Лябипов Марат Расимович

эл. адрес: [email protected]

тел: 8 (8553) 317-860

www.tatneft.ru

Эксперт посоветовал «Татнефти» работать над добычей тяжелой нефти

О том, что Ромашкинское месторождение выработано на 85%, сообщалось уже давно. Предрекают, что к 2065 году оно будет истощено: об этом, например, активно писали СМИ в 2008 году. Однако, судя по годовому отчету, «Татнефть» продолжает активно выкачивать нефть из Ромашкинского месторождения, не изыскивая новые источники.

В 2016 году там добыли 15,9 млн тонн нефти, что почти в три раза превышает суммарный результат по другим месторождениям компании (5,6 млн тонн). Каждый год Ромашкинское месторождение дает более 15 млн тонн. Для сравнения: татарстанское Ново-Елховское – 2,8 млн тонн, Бавлинское – 1,3 млн, Сабанчинское – 546 тыс., Первомайское – 339 тыс., Бондюжское – 257 тыс. тонн. За пределами Татарстана дочерние компании добыли 353,4 тыс. тонн. Из них большая часть приходится на Самарскую область – 337,4 тыс. тонн. Добыча ведется в Оренбургской области – показатель всего 15,4 тыс. тонн, и в Ненецком АО – 170 тонн.

Запасы Ромашкинского месторождения оцениваются в 3 млрд тонн, из которых извлечено 2,2 млрд. В годовом отчете «Татнефть» сообщила, что доказанные запасы составляют 872,3 млн тонн. Получается, что львиная доля приходится на Ромашкинское месторождение. Татарстанская компания декларирует, что обеспечена запасами на 30 лет вперед, а с учетом вероятных залежей – на 43 года.

В 2016 году «Татнефть» извлекла 28,7 млн тонн нефти, нарастив добычу на 5,3%.

«Достигнут максимальный уровень добычи нефти за последние 24 года», – гласит отчет.

В Татарстане сложилось мнение, что запасы не иссякнут в обозримом будущем.

«Исследования показали, что числящиеся на балансе запасы нефти Ромашкинского месторождения будут добыты к 2065 году, а с учетом планируемых объемов доразведки, переоценки запасов и самое главное – с внедрением методов увеличения нефтеотдачи более высоких поколений разработка месторождения продлится до 2260 года. Если принять во внимание «подпитку» из недр, то этот срок может исчисляться столетиями», – заявил в 2009 году Ринат Муслимов, в прошлом главный геоло

oilcapital.ru

Обустройство Калмаюрского нефтяного месторождения компанией Татнефть-Самара

Саратовский филиал Главгосэкспертизы России выдал положительные заключения по проектам двух этапов обустройства Калмаюрского нефтяного месторождения в Самарской области. Калмаюрское месторождение, которое разрабатывает ООО «Татнефть-Самара», расположено в Кошкинском районе, на левом берегу реки Волги. 

Согласно проектам будет обустроено 10 скважин с соответствующей инфраструктурой.

Первым этапом предусмотрено обустройство 2-ух скважин на двух кустах, максимальная добыча на которых к 2021 году должна составить 5,42 тысячи тонн жидкости, 4,11 тысячи тонн нефти и 0,016 миллиона кубометров попутного нефтяного газа (ПНГ) в год. Запланирована организация механизированного способа добычи, герметизированной схемы сбора и транспорта нефти. 

В рамках второго этапа на месторождении будут обустроены еще четыре куста, включающие 8 скважин с герметизированной системой сбора и механизированным (в зависимости от свойств и объемов добываемой жидкости) способом эксплуатации. Максимальная общая добыча на участке к 2021 году достигнет 21,69 тысячи тонн жидкости, 16,43 тысячи тонн нефти и 0,064 миллиона кубометров ПНГ в год.

Также этапами проекта в границах Калмаюрского месторождения предусмотрено строительство выкидных нефтепроводов от скважин до сборных гребенок, строительство подъездных автодорог к проектным кустам, возведение нефтепровода от сборных гребенок до существующего блока напорной гребенки, утепление приустьевых трубопроводов и другие работы.

Финансирование проекта осуществляется за счет средств ООО «Татнефть-Самара».

Главгосэкспертиза, Месторождение, Татнефть

23 августа 2017 г

Назад

tekkos.ru

Опыт ОАО «Татнефть» в добыче высоковязких битуминозных нефтей Текст научной статьи по специальности «Геология»

Р. С. Хисамов

ОАО «Татнефть», Альметьевск [email protected]

ОПЫТ ОАО «ТАТНЕФТЬ» В ДОБЫЧЕ ВЫСОКОВЯЗКИХ БИТУМИНОЗНЫХ НЕФТЕЙ

ОАО «Татнефть» уже 14 лет поддерживает уровень добычи нефти в объеме 25,0 - 26,0 млн. тонн в год при обводненности 83 - 83,5 % в течение более 20 лет (Рис. 1), по Республике Татарстан идет устойчивый рост добыгаи нефти за эти годы с 24 млн. тонн до 31,5 млн. тонн в 2007 году.

1. Ресурсная база для проведения ОПР

В соответствии с «Концепцией развития нефтедобыгаи по Республике Татарстан на период до 2020 года» утверждены расчетные уровни добычи нефти по компании до 2020 года, обеспечивающие стабилизацию объемов добыгаи на уровне 30 млн. тонн по республике на период 2005 - 2020 гг. Важную роль в общем объеме добычи нефти по ОАО «Татнефть» будет иметь добыча битумов.

По различным оценкам геологические ресурсы тяжелый нефтей и битумов РТ в пермских отложениях достигают от 2 до 7 млрд. тонн (36 % ресурсов РФ). 50 % территории РТ не разведано, но перспективно на ПБ. В РТ вышвле-но более 450 залежей ПБ. В зоне деятельности ОАО «Татнефть» вышвлено 149 месторождений.

Для начала опытно-промышленных работ выбраны месторождения высоковязких и битумных нефтей Черем-шано-Бастрыкской разведочной лицензионной зоны ОАО «Татнефть» (См. Рис. 6 из статьи Р.Х. Муслимова, стр. 6).

Эта зона включает 68 месторождений различной степени геологической изученности с геологическими запасами 152 млн. тонн, из которых на 01.01.2007 на балансе ГКЗ числятся 12 месторождений высоковязких нефтей уфимского яруса (шешминский горизонт) с извлекаемыми запасами - 26 млн. тонн. Геолого-физическая характеристика этих месторождений приведена в табл. 1. Глубина залегания пластов от 70 до 200 м, толщина до 30 м, в среднем около 8 м, пористость 25 - 30 %, вязкость нефти до 10 тыс. сП.

2. Состояние ОПР на Ашальчинском месторождении

Основным организатором и инвестором освоения

месторождений сверхвязких нефтей (СВН) пермских отложений в Республике Татарстан выступает ОАО «Татнефть», внесшее существенный вклад в геологическое изучение и проведение опыгтно-промышленной эксплуатации. В 2006 году с учетом вязкости нефти начата опытно-промышленная разработка Ашальчинского месторождения с использованием собственной уникальной технологии па-рогравитационного режима эксплуатации. На основании лабораторных исследований и опыта разработки канадских месторождений по технологии 8ЛОБ была выбрана собственная парогравитационная технология разработки.

На Ашальчинском месторождении в мае 2006 года впервые в России было завершено бурение первой пары горизонтальных скважин с выходом на поверхность. В середине мая началось их освоение с применением технологии парогравитационного дренажа, в июле 2006 г. добыта первая тонна битумной нефти.

Всего с начала эксплуатации опытного Ашальчинско-го месторождения по июнь 2007 года в нагнетательную скважину № 233 закачано более 22 тысяч тонн пара, из добывающей скважины № 232 извлечено около 3,0 тысяч тонн нефти (Табл. 2).

Уникальность пробуренных скважин с выходом на поверхность заключается в том, что позволяет осуществить регулирование режимов работы этих скважин в широких пределах при существующих технологических возможностях.

За период работы пары скважин было опробовано шесть режимов эксплуатации и определен оптимальный режим, обеспечивающий максимально эффективное использование тепла, подаваемого в пласт. Опыт эксплуатации первой пары скважин подтвердил правильность выбора технологических и технических решений.

Средний дебит СВН, добываемой на Ашальчинском месторождении, в середине июня 2007 г. составил 12,5 тонн в сутки, достигнув максимума 15 тонн в сутки. Улучшилось к этому времени текущее паро-нефтяное соотношение, составившее 4,7.

Параметры первой пары скважин следующие: общая

Параметр Ашаль-чинское Северо-Ашалчинское Южно-Ашалчинское Туймет-кинское Нижне-Кармальское Минсали-ховское Утямыш-ское Дымное

Глубина залегания пласта, м 120 162 100 185 170 197 188 158

Толщина эффективная битумонасыщенная, м 8,23 6,8 6,98 11,0 8,78 6,3 4,3 7Д

Пористость пород, доли ед. 0s,25 0,21 0,30 0,35 0,23 0,28 0,28 0,28

Коэффициент проницаемости пород, мкм2 0,61 1,00 0,5 -1,5 0,5 -1,5 0,92 - 0,900 0,900

Начальное пластовое давление, МПа 0,44 0,44 0,44 0,44 0,50 0,44 0,44 0,44

Начальная пластовая температура, °С 8 7 8 8 8 8 8 8

Битумонасыщенность начальная, доли ед. 0,77 0,81 0,75 0,76 0,85 0,80 0,80 0,80

Табл. 1. Геолого-физическая характеристика месторождений высоковязких нефтей и ПБ.

научно-технический журнал

I еоресурсы з (22) 2007

1943 1948

Рис. 1. Добыча нефти, ср. сут. дебит действующих скважин, обводненность по ОАО «Татнефть» 1943 - 2007гг.

длина ствола и длина горизонтальной части ствола паро-нагнетательной скважины № 233 - 491 и 200 м, добывающей № 232 - 543 и 200 м.

В начале июня 2007 года была пробурена вторая пара скважин. Длина ствола пробуренной паронагнетательной скважины № 231 составляет 712 м, длина горизонтальной части ствола около 400 м. Длина ствола пробуренной добывающей скважины № 230 - 753 м, горизонтальной части ствола 410 м.

Уникальность этих скважин заключается и в том, что длина горизонтального ствола к вертикальному относится как 1:7,5 (глубина скважины - 100 м). В настоящее время изучаются технические возможности бурения скважины с горизонтальными стволами до 700 м.

Сегодня заканчивается обустройство и начинается освоение второй пары скважин, включая:

- свабную откачку жидкости на скважинах до окончания выноса глинистого раствора и механических частиц;

- оборудование обеих скважин под нагнетание теплоносителя;

- продувку скважин паром до появления пленки нефти и пара на выходе из скважин;

- перевод обеих скважин под нагнетание пара;

- закачку пара в добывающую скважину до достижения температуры по стволу скважины до 90 °С, с последующим переводом скважины на насосную эксплуатацию;

- контроль за изменением температуры по длине ствола горизонтальных скважин с целью определения зон поглощения теплоносителя и профиля прогрева по стволу скважин.

Во втором полугодии 2007 года начинается строительство третьей пары скважин с длиной горизонтальной части 550 метров (Рис. 2). Всего по технологии парогравита-ционного режима планируется освоить 30 пар скважин на Ашальчинском месторождении.

Учитывая сложное геологическое строение наших месторождений необходимо провести ОПР для пластов или участков пластов с толщиной менее 10 м по технологиям:

- закачка горячей воды при температуре до 100 °С;

- закачка полимерных растворов;

- внутрипластовое горение с использованием горизонтальных скважин;

- закачка бинарных смесей.

В настоящее время по данным технологиям ведутся этапы НИОКР, лабораторных экспериментов, математического моделирования и патентования технологий.

В соответствии с требованиями Федерального закона № 151-ФЗ от 27.07.06 организован прямой учет добывае-

мой сверхвязкой нефти на Ашальчинском месторождении, однако НДПИ оплачивается в полной мере и планируется сделать перерасчет после утверждения Государственного баланса по нефти за 2006 год.

С учетом позиции Минфина России (письмо № 03-0606-01/12 от 27.03.07) и протоколами Федерального агентства по недропользованию МПР России запасы углеводородов шешминского горизонта всех 12 месторождений на сегодня переведены в категорию высоковязких нефтей.

3. Привлечение партнеров к проекту

По привлечению малых нефтяных компаний Республики Татарстан к освоению природных битумов или сверхвязких нефтей можно отметить:

- ЗАО «Татойлгаз» готово принять участие в разработке Подлесного месторождения;

- ЗАО «Геотех» имеет намерение участвовать в проектах освоения Нижне-Кармальского, Карамалинского, Шешминского, Вязовского, Петропавловского, Сугушлин-ского, Юлтимирского месторождений;

- ООО УК «Шешмаойл» готово участвовать в проекте по Грядинскому месторождению;

- ЗАО «Охтин-ойл» имеет намерение участвовать в проектах по Северо-Карамалинскому, Беркет-Ключевско-му, Дальне-Ивановскому, Каменскому, Мельничному месторождениям, а также в проекте по обеспечению попутным газом для парогенераторов при разработке всех месторождений;

- ОАО «СМП-Нефтегаз» заинтересовано в использовании битума в дорожном строительстве, в т.ч. получаемого по сольвентной технологии разделения нефти и битума, проектируемого по заказу Инвестиционно-венчурного фонда республики институтом «Союзхимпромпроект».

4. Перспективы освоения ресурсов сверхвязкой нефти пермских отложений

ОАО «Татнефть» планирует достижение объема добычи СВН до 1,5 млн. тонн в год к 2020 году. Этому в значительной мере способствует развитая инфраструктура региона (нефтепроводы, газопроводы, нефтепродуктоп-роводы, паропроводы, автодорожный транспорт и др.) и квалифицированный персонал специалистов. Предполагается создание в Татарстане на базе ресурсов СВН нового крупного нефтедобывающего комплекса, который в перспективе должен обеспечить стабилизацию добычи

Рис. 2. Схема размещения битумныгх скважин Ашальчинского месторождения.

3 пара скважин 234,235

2 пара скважин 230, 231

■ 1 пара скважин 232, 233

3 (22) 2007

научно-техническим журнал

Георесурсы

Показатели Значение

Накопленная добыча битума, т 3000

Накопленная закачка пара, т 22185

Накопленная добыча жидкости, т 29910

Текущая обводненность по участку, % 86

Средний дебит по битуму, т/сут 7

Текущий дебит по битуму, т/сут 12,5

Средний дебит по жидкости, т/сут 90,2

Паробитумное отношение 7,4

Текущее паробитумное отношение 4,7

Начальные геологические запасы участка, т 77000

Начальные извлекаемые запасы участка, т 41500

Расчетный коэффициент нефтеизвлечения, % 54

Отбор от начальных извлекаемых запасов, % 7,2

Темп отбора от начальных извлекаемых запасов за 2006 г., % ожид. за 2007 г., % 2,4 12,0

Казань: Изд-во «Фэн», 2007. - 295 с.

Табл. 2. Характеристика параметров работы участка ОПР Ашалъчинского месторождения по состоянию на 01.07.07.

нефти и обеспечить выпуск конкурентоспособной, экс-портоориентированной и импортозамещающей продукции нефтепереработки и нефтехимии. Данный комплекс направлен на сохранение и развитие экономического потенциала старых нефтедобывающих регионов, к которым относится и Республика Татарстан.

Для привлечения иностранных компаний к данному проекту с целью стабилизации добычи проведены переговоры с компаниями Шелл, Коноко-Филлипс, Эксон-Мобил, Репсол, Шеврон, Уорли Парсонс и в соответствии с утвержденным «Планом мероприятий по формированию Концепции разработки инвестиционных проектов по освоению месторождений сверхвязких, битумных нефтей и их переработке» выбор партнера должен быть завершен к сентябрю 2007 года.

До 01.11.07 ОАО «Татнефть» совместно со стратегическим партнером будут рассмотрены вопросы технологий переработки и целесообразность строительства завода по переработке нефти и представлена в Кабинет Министров Республики Татарстан «Программа по освоению ресурсов высоковязких нефтей», включая вопросы государственной поддержки.

Наша цель - привлечение стратегического партнера и обеспечение создания нового направления нефтедобычи и переработки в Татарстане.

Таким образом, можно сделать следующие выводы и предложения:

1. В ОАО «Татнефть» освоена технология бурения параллельных горизонтальных эксплуатационных скважин с длиной ГС до 400 м на расстоянии 5 метров друг от друга с выходом на поверхность при глубинах до 100 м от поверхности земли.

2. В ОАО «Татнефть» создана и отработана собственная технология парогравитационного режима для тяжелых нефтей, обеспечивающая дебит нефти до 13 - 15 т/сут при паронефтяном отношении 4 - 5 т/т.

3. Проведенные переговоры подтвердили заинтересованность крупнейших мировых нефтяных компаний в изучении опыта работы с тяжелыми нефтями в ОАО «Татнефть», в разработке месторождений сверхвязких битумных нефтей и их переработки в Республике Татарстан.

4. Заинтересованность малых нефтяных компаний принять участие в разведке и разработке месторождений тяжелых неф-тей, а также в использовании продуктов переработки.

АКАДЕМИЯ НАУК РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН

Геология и освоение залежей природных битумов Республики Татарстан

P.C. Хисамов, Н.С. Гатиятуллин, И.Е. Шаргородский, Е.Д. Войтович, С.Е. Войтович

В работе исследованы состояние изученности природных битумов пермских отложений Республики Татарстан, история геологического развития и структурно-тектонические условия территории их размещения. Показаны особенности пространственного размещения скоплений битумов, рассмотрены условия и время их формирования. Дана геохимическая характеристика битумов, сведения о гидрогеологических условиях размещения залежей. Выполнены качественная оценка перспектив битумоносности и анализ оценки ресурсов и запасов. Дан прогноз освоения ресурсов природных битумов республики, рассмотрены методы разработки, рекомендованы направления широкого вовлечения битумов в разработку.

Работа может быть полезной научным и производственным работникам, занимающимся геологией, поисками, разведкой и освоением залежей природных битумов, а также преподавателям Щ_студентамВУЗов.

ISBN 5-9690-0056-6

Казань: Изд-во «Фэн», 2006. - 328 с.

АКАДЕМИЯ НАУК РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН

Тектоническое и нефтегеологическое районирование территории Татарстана

P.C. Хисамов, Е.Д. Войтович, В.Б. Либерман, Н.С. Гатиятуллин, С.Е. Войтович

В монографии освещаются тектоника, основные этапы геологического развития и особенности пространственного размещения залежей нефти на территории Татарстана. Изложены принципы тектонического и нефтегеологического районирования, основанные на структурных признаках, охарактеризованы типы месторождений и залежей нефти. Предложенная схема раскрывает пространственные взаимоотношения различных типов зон восточных и западных районов республики. В заключении рассмотрены условия формирования нефтяных месторождений и приведены перспективы нефтеносности. В результате углубленного тектонического и нефтегеологического районирования авторами намечены основные направления поисков нефти в Татарстане.

Работа представляет интерес для геологов-нефтяников, производственных и научно-исследовательских организаций, а также гтуд-нтпг нефтяных вузов.

ISBN 5-9690-0053-1

научно-технический журнал

Георесурсы

3 (22) 2007

cyberleninka.ru