Нефтегазовый комплекс Восточной Сибири и Дальнего Востока: тенденции, проблемы, современное состояние. Восточной сибири нефть


Нефтегазовый комплекс Восточной Сибири и Дальнего Востока: тенденции, проблемы, современное состояние - Бурение и Нефть

The oil and gas industry in Eastern Siberia and the Far East: trends, challenges, current status

L. EDER, I. FILIMONOVA, Institute of petroleum Geology and Geophysics named after A.A. Trofimuk SB RAS, Novosibirsk state University, S. MOISEEV, Institute of petroleum Geology and Geophysics named after A.A. Trofimuk SB RAS

Нефтегазовый комплекс Восточной Сибири и Дальнего Востока – самый динамично развивающийся центр нефтегазовой промышленности России. С конца 2000-х гг. основной прирост добычи в России осуществлялся за счет восточных регионов России, которые являются стратегически приоритетными регионами на долгосрочную перспективу. Масштабное развитие добычи нефти на востоке страны позволило организовать новый крупный промышленный центр, обеспечить выход на энергетические рынки Азиатско-Тихоокеанского региона.

Large-scale development of oil and gas complex of Eastern Siberia and the Far East will allow to organize a new major industrial centre, to ensure that the energy markets of the Asia-Pacific region. It is a strategic priority of Russia in the long term.

В настоящее время добыча нефти в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) практически достигла пика в связи с выходом на проектную мощность основных разрабатываемых месторождений региона – Ванкорского (Красноярский край), Верхнечонского (Иркутская область) и Талаканского (Республика Саха (Якутия). Возможно еще некоторое незначительное увеличение нефтедобычи за счет сателлитов и средних по размерам соседних месторождений. В то же время приросты добычи нефти в регионе являются единственным источником поддержания добычи нефти по стране в целом (рис. 1).

Повышение надежности сырьевой базы возможно только путем увеличения объема геологоразведочных работ (прежде всего глубокого бурения) и его финансирования не только в зоне активного недропользования вдоль трассы нефтепровода «Восточная Сибирь — Тихий океан» (ВСТО), но и на перспективных слаборазведанных территориях.

Дальнейшее крупномасштабное развитие нефтедобычи связано только с введением в разработку новых крупных объектов, прежде всего, на территории Красноярского центра. Это месторождения Ванкорского центра нефтедобычи – Лодочного, Сузунского и Тагульского, а также Юрубчено-Тохомского центра – Куюмбинского и Юрубчено-Тохомского месторождений. В то же время кризис 2014 – 2015 гг. способен замедлить темпы развития региона, прежде всего в части поддержания запланированных уровней добычи, в условиях, когда компании сдвигают во времени реализацию новых крупных инвестиционных проектов, в том числе в области нефтегазодобычи. Сдерживающим фактором служат и введенные секторальные санкции со стороны ряда западных стран, как в плане доступа к финансовым ресурсам, так и технологиям добычи, поскольку большую часть запасов месторождений региона можно классифицировать как трудноизвлекаемые – имеющие сложное геологическое строение.Одновременно с этим происходит снижение темпов воспроизводства минерально-сырьевой базы и финансирования геологоразведочных работ. Сырьевая база углеводородов Восточной Сибири и Дальнего Востока отличается низкой степенью изученности и разведанности. В связи с этим повышение надежности сырьевой базы углеводородов является основой устойчивого роста добычи нефти в долгосрочной перспективе и приоритетным направлением развития НГК региона. Повышение надежности сырьевой базы возможно только путем увеличения объема геологоразведочных работ (прежде всего глубокого бурения) и его финансирования не только в зоне активного недропользования вдоль трассы нефтепровода «Восточная Сибирь – Тихий океан» (ВСТО), но и на перспективных слаборазведанных территориях. Восточная Сибирь и Дальний Восток – регионы приоритетного присутствия государственных компаний ОАО «Роснефть» и ПАО «Газпром». В последние годы проходит активная консолидация активов государственных компаний в регионе (за счет активов ОАО «ТНК-ВР», ЗАО «Иреляхнефть», ООО «Таас-Юрях Нефтегаздобыча»), в результате чего доля ОАО «Роснефть» в структуре добычи нефти в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке выросла до 72% в 2014 г., а к 2030 г. может увеличиться до 80%. Газпром является официальным координатором программы освоения газовых запасов и ресурсов на востоке страны, включая строительство трубопроводной (газопровод «Сила Сибири») и нефтегазохимической (ГПЗ «Амурский») инфраструктур.Сегодня в восточных регионах Сибири практически отсутствует газовая промышленность, не считая нескольких локальных систем газоснабжения в Республике Саха (Якутия) и на севере Красноярского края. В ближайшее время здесь предстоит создать крупнейший газовый комплекс, включая секторы добычи, переработки, транспорта газа и продуктов его переработки. Увеличение инвестиционной активности со стороны государства должно концентрироваться не только в секторе добычи и транспортировки углеводородного сырья, но и финансировании проектов инновационного развития Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, включая перерабатывающие и химические высокотехнологические производства.

Формирование производственно–технологических комплексов по глубокой переработке «жирного» газа восточносибирских месторождений с блоком нефтегазохимии и гелиевыми заводами позволит России осуществить процесс импортозамещения и занять лидирующие позиции на мировом рынке конечной продукции высоких переделов.

Формирование производственно-технологических комплексов по глубокой переработке «жирного» газа восточносибирских месторождений с блоком нефтегазохимии и гелиевыми заводами позволит России осуществить процесс импортозамещения и занять лидирующие позиции на мировом рынке конечной продукции высоких переделов. Развитие нефтепроводной системы на востоке страны происходит в направлении расширения уже существующих мощностей для возможности увеличения экспортных поставок, прежде всего в Китай. Приоритетным направлением развития газотранспортной инфраструктуры станет активное строительство магистрального газопровода «Сила Сибири». Развитие нефтегазового комплекса Восточной Сибири и Дальнего Востока следует проводить в рамках единой долгосрочной государственной программы развития восточных территорий России, что позволит реализовать экономические и геополитические интересы страны, обеспечить ее территориальную целостность и национальную безопасность.

Сырьевая база

В Восточной Сибири и на Дальнем Востоке сосредоточено более 16 млрд т начальных суммарных ресурсов (НСР) нефти, или около 20% начальных суммарных ресурсов (НСР) нефти, России. Разведанные и предварительно оцененные запасы нефти в регионе превышают 3,6 млрд т, степень разведанности – 11,8%, в то время как в целом по стране – 44%. Доля неоткрытых ресурсов составляет 76% – это потенциал прироста будущих запасов нефти при условии активной лицензионной политики государства и компаний, роста объема геологоразведочных работ. В Восточной Сибири и на Дальнем Востоке сосредоточено более 59 трлн м3, или около 23%, НСР газа в стране. Разведанные и предварительно оцененные запасы природного газа в регионе превышают 9,6 трлн м3, или 13,8% общих запасов России, степень разведанности – 9%, в то время как аналогичный показатель по России в целом составляет 25%.Большинство месторождений углеводородов Восточной Сибири носят комплексный характер – содержат нефть, газ, конденсат, а в составе свободного газа, кроме метана, содержатся в значительных концентрациях его гомологи – этан, пропан, бутан, а также конденсат и гелий. Такой «жирный газ» требует переработки и выделения ценных компонентов – сырья для нефтегазохимических производств.

Современное состояние добычи углеводородов

Добыча нефти с дифференциацией по месторождениям и регионам. Мощным стимулом к освоению ресурсной базы и развитию добычи нефти в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке стало строительство транспортной инфраструктуры: нефтепровода ВСТО и спецморнефтепорта в Козьмино, подводящих и соединительных нефтепроводов – «Ванкорское – Пур-Пе», «Верхнечонское – Талаканское – ВСТО», а также нефтепроводов «Северный Сахалин – Де Кастри», «Северный Сахалин – Южный Сахалин». Это позволило нарастить добычу нефти в регионе с 4,7 млн т в 2005 г. до 58,4 млн т в 2014 г. (11,1% добычи нефти в России), в том числе в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) – 44,2 млн т, на Дальнем Востоке – 14,3 млн т (рис. 2).Основу добычи нефти составляют три месторождения – Ванкорское (50%) и Верхнечонское (19%), разрабатываемые компанией «Роснефть»; Талаканское (18%), оператор разработки – «Сургутнефтегаз». Основной прирост приходится на Красноярский край, где «Роснефть» существенно нарастила объем добычи на Ванкорском месторождении с начала промышленной добычи с 3,6 млн т в 2009 г. до 22 млн т в 2014 г. (табл. 1). Проектный уровень добычи здесь первоначально был оценен в 25 млн т нефти в год, но позднее оценка была уточнена до уровня 21,5 млн т/год и достигнута в 2013 г. Ванкорское месторождение вместе с Сузунским, Тагульским и Лодочным месторождениями формирует «Ванкорский кластер» с проектным уровнем добычи в 25 млн т в год. Развитие кластера на первом этапе связано с освоением Сузунского месторождения, как наиболее разведанного, ввод в разработку планируется уже в 2016 г. На втором этапе (после 2018 г.) планируется ввести Тагульское и Лодочное месторождения.Добыча нефти на крупнейшем в Иркутской области Верхнечонском месторождении в 2011 г. выросла в два раза, а в 2014 г. был достигнут проектный уровень в 8,2 млн т – более 62% совокупной добычи нефти в Иркутской области, который планируется поддерживать до 2020 г. Этот рост связан с завершением строительст­ва и реконструкции ряда ключевых объектов, в результате которых пропускная способность установки по подготовке нефти на промысле увеличилась на 25%. На Талаканском месторождении в Республике Саха (Якутия) в 2014 г. было добыто 7,7 млн т, или 88% добычи республики. В 2015 г. совокупный объем нефти, добытой компанией «Сургутнефтегаз» в Республике Саха (Якутия), может превысить 8 млн т – за счет разработки принадлежащих ей Талаканского, Алинского, Северо-Талаканского и Восточно-Алинского месторождений.

Рост нефтедобычи в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) был обусловлен также последовательным подключением ряда месторождений независимых нефтяных компаний к нефтепроводной системе ВСТО. Так, в 2010 г.

«Иркутская нефтяная компания» (ИНК) подключила к нефтепроводу Ярактинское месторождение. В 2014 г. добыча нефти «ИНК» составила 3,9 млн т, рост к предыдущему году – 40%, что связано с наращиванием фонда скважин и внедрением технологий гидроразрыва пласта. В 2015 г.

Большинство месторождений углеводородов Восточной Сибири носят комплексный характер – содержат нефть, газ, конденсат, а в составе свободного газа, кроме метана, содержатся в значительных

burneft.ru

Перспективы нефтедобычи в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке: методические вопросы, практическая реализация, влияние санкций - Бурение и Нефть

Журнал входит в перечень ВАК

(495) 979-13-33, (495) 971-65-84, (925) 384-93-11, (909) 670-44-09, тел./факс: (499) 613-93-17

Forecast of oil production in Eastern Siberia and on the Far East: methodological aspects, practical realization, the sanctions impacting

L. EDER, I. FILIMONOVA, A. MISHENIN, R. MOCHALOV, Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences (SO RAN), Novosibirsk, State University. Geology and Geophysics petroleum institute

В статье рассмотрена методика прогнозирования углеводородов перспективной на нефтегазоносность территории. Проведена апробация предложенного методического подхода на примере Восточной Сибири и Дальнего Востока. Проанализировано влияние секторальных санкций на уровень добычи углеводородов.

The forecasting of hydrocarbon promising oil and gas bearing area are view in this article. Tested the proposed method on the example of East Siberia and the Far East. Analyzed the sectoral impact of sanctions for the level of hydrocarbon production

ОСНОВНЫЕ ЭТАПЫ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ

Добывные возможности нефтегазового региона определяются в первую очередь ресурсным потенциалом – величиной извлекаемых запасов и ресурсов углеводородов территории. Однако в силу неоднородности ресурсной базы с методологической точки зрения для построения количественного прогноза возможностей добычи углеводородов ключевым фактором является структура ресурсной базы – соотношение запасов и ресурсов, степень разведанности. Дифференциация объектов прогноза по структуре сырьевой базы определяет набор инструментов прогнозирования и степень агрегирования в зависимости от изученности объекта и начальной информации о нем. Согласно действующей классификации, выделяются запасы категорий А, В, С1, С2 и ресурсы категорий С3, D1, D2, отличающиеся степенью достоверности и изученности. Запасы свидетельствуют о наличии месторождения, т.е. объектов высокой степени готовности к разработке и хорошей изученности (глубина залегания продуктивного пласта, площадь нефтегазоносной залежи, разведочный дебит, физико-химические свойства флюида (плотность, вязкость и т.д.), пластовые условия и др.). По величине запасов категории С1 и отчасти С2 осуществляется прогноз добычи углеводородов в кратко- и среднесрочной перспективе.Наличие значительных ресурсов говорит о высоких перспективах освоения нефтегазоносной территории при условии проведения необходимого объема геологоразведочных работ, что позволит в перспективе осуществить открытие новых месторождений и перевод ресурсов в запасы. В ИНГГ СО РАН разработан комплексный методический подход к геолого-экономической оценке перспективных нефтегазоносных территорий – IPGG-Estimator. Данный подход реализован в виде программного обеспечения, позволяющего оперативно решать вопросы прогнозирования ключевых параметров освоения разномасштабных нефтегазовых объектов (залежь, месторождение, ресурсы, лицензионный участок, НГО и т.д.). Одним из ключевых этапов на начальной стадии моделирования процесса освоения нефтегазового объекта является этап прогноза добывных возможностей. Методика прогноза добычи углеводородов перспективной территории включает три этапа (рис. 1).

Рис. 1. Принципиальная схема методики прогноза добывных возможностей перспективного нефтегазоносного региона (IPGG-Estimator, ИНГГ СО РАН)

Этап 1. Построение прогноза добычи нефти и газа месторождений (запасов), находящихся как в распределенном фонде недр, так и предполагаемых к лицензированию.Прогноз добычи нефти и газа на месторождениях распределенного фонда недр (Qall(t)) определяется стратегическими и целевыми показателями развития компаний-недропользователей, а также условиями лицензионных соглашений, в которых обозначены сроки ввода в эксплуатацию, время выхода на проектную мощность и максимальный уровень добычи. Для месторождений углеводородов нераспределенного фонда недр применяется методика прогнозирования динамики добычи углеводородов (Qunall(t)), в основе которой лежит представление о ее поэтапном характере. Такой метод является агрегированным и применяется в связи с ограниченностью информации об объекте прогнозирования вследствие слабой изученности региона, отсутствия достаточной выборки объектов-аналогов, а также применим для получения экспресс-оценок добывных возможностей отдельных нефтегазоносных объектов. Для прогноза уровней добычи углеводородов месторождений используется эмпирическая математическая модель. Модель основывается на анализе данных о динамике добычи, имеющих место в фактических условиях при разработке пластов различных месторождений Сибири. Кривая добычи углеводородов имеет так называемую ?-образную форму (рис. 2).

Рис. 2. Этапы добычи нефти

Анализ уровней добычи разрабатываемых месторождений показал, что, несмотря на большое разнообразие кривых добычи на реальных месторождениях, можно выделить их характерные участки: фаза роста добычи, связанная с разбуриванием объекта, фаза постоянного уровня («полка») и фаза падения добычи. Как показал анализ большого количества эмпирического материала, значения основных параметров, связанных с разработкой месторождения и добычей УВ, а именно длительность этапов и темп отбора, степень выработанности, обводненности, фонд скважин могут существенно варьировать. Важны величина запасов месторождения, степень вязкости нефти, пористость и проницаемость коллектора, многопластовость залежи, а также ряда других показателей, на базе которых происходит построение геологической модели и технологической схемы разработки месторождения. Поэтому профиль кривой добычи может существенно отличается от приведенной, однако в той или иной мере эта зависимость просматривается на большинстве объектов.Например, для нефти полное разбуривание крупных залежей (начальные извлекаемые запасы более 30 млн тонн) в большинстве случаев происходят примерно за 10 – 15 лет, мелких и средних (5 – 30 млн тонн), если они являются самостоятельным объектом разработки, за 3 – 5 лет.

burneft.ru

Рекомендация экспортировать всю нефть Восточной Сибири обоснованна :: Экономика :: РБК

С 1 декабря правительство обнулило вывозные экспортные пошлины на сырую нефть с 13 месторождений Восточной Сибири.

Вся добываемая в Восточной Сибири нефть будет отправляться на экспорт. Об этом сообщил 2 декабря министр энергетики Сергей Шматко. "Она будет отправляться на экспорт - 100%", - отметил он.

Напомним, с 1 декабря правительство обнулило вывозные экспортные пошлины на сырую нефть с 13 месторождений Восточной Сибири. В июле правительство РФ ввело для добываемой там нефти специальный таможенный код. В список включены: Ванкорское, Юрубчено-Тохомское, Талаканское (в том числе Восточный блок), Алинское, Среднеботуобинское, Дулисьминское, Верхнечонское, Куюмбинское, Северо- Талаканское, Восточно-Алинское, Пилюдинское, Станахское, Верхнепеледуйское месторождения. Такое решение было принято для стимулирования притока инвестиций в нефтедобычу в восточносибирском регионе.

Нефть, добываемую в восточносибирской нефтяной провинции, планируется поставлять в нефтепровод Восточная Сибирь - Тихий океан (ВСТО), по которому сырье будут транспортировать из Восточной Сибири в страны Азиатско-Тихоокеанского региона и на побережье Тихого океана до спецнефтепорта Козьмино. Параллельно строится ответвление на Китай - Сковородино-Дацин - с вводом в 2010г., ветка прокладывается совместно с КНР. В настоящее время транспортировка нефти "сорта ВСТО" осуществляется по мощностям введенной в строй в ноябре 2009г. первой очереди магистрального нефтепровода ВСТО до станции Сковородино и далее железнодорожным транспортом в порт Козьмино. Планируется, что первый танкер из порта Козьмино выйдет в конце декабря 2009г.- начале января 2010г.

Рекомендация экспортировать всю добываемую в Восточной Сибири нефть представляется логически обоснованной. В настоящее время крупные нефтяные компании отправляют на экспорт порядка 40% от общего объема добываемой нефти, а квота экспорта определяется для каждой пропорционально объему добычи. По словам С.Шматко, нефтяники все же будут должны обеспечить общий баланс объемов производства. Получается, что экспорт восточносибирской нефти компании будут осуществлять за счет снижения поставок с традиционных месторождений, и причины на это есть - девать новую нефть особо больше некуда. У России в восточном направлении нет достаточных мощностей, которые позволили бы сохранить пропорции экспорта и переработки нефти. За Уралом находятся семь из 23 российских нефтеперерабатывающих заводов, в самой Восточной Сибири их и вовсе два - в Ангарске и Ачинске. Однако в регионе и уровень потребления сравнительно низкий, а значит проблем с недостатком нефти для нужд внутреннего рынка возникнуть не должно. Во всяком случае до тех пор, пока не будут введены в строй обещанные правительством мощности по переработке нефти, что должно будет привести к росту на 50% производства высокооктанового бензина и двукратному - дизельного топлива.

Интерес России сейчас состоит в том, чтобы укрепить позиции на азиатско-тихоокеанском рынке. Китай стремительно развивается, спрос с его стороны будет расти, а значит, добычу в Восточной Сибири необходимо форсировать, что, видимо, происходит достаточно успешно. Отмена экспортных пошлин на 9 месяцев (а в дальнейшем скорее всего будет установлен льготный налоговый режим) позволит нефтяникам увеличить выручку в 1,5 раза, и именно в их интересах стопроцентный экспорт. Основным выгодоприобретателем здесь станет "Роснефть", имеющая лицензии на разработку наиболее крупных месторождений.

ВСТО открывает дорогу к увеличению объемов транспортировки российской нефти прежде всего в Китай, куда сейчас она поступает только по железной дороге. Негатив может со временем проявиться в том, что более выгодный экспорт сырой нефти отобьет у нефтяников и без того небольшое желание заниматься нефтепереработкой, и потребителям придется закупать продукцию у иностранных производителей, в том числе и у Китая. Для нефтяных компаний это вряд ли явится весомым аргументом. Они, благодаря доходам от беспошлинного экспорта нефти, улучшат финансовые показатели за 2010г., особенно за его первые 9 месяцев.

Что касается нового сорта восточносибирской нефти, то она, видимо, будет стоить дорого по сравнению с прочими российскими сортами, поскольку при условии стопроцентного экспорта не будет смешиваться с менее качественными углеводородами более старых месторождений. Глава международного ценового агентства Argus Эдриан Бинкс считает, что российская нефть имеет все шансы стать ценовым эталоном в АТР, если "сорт ВСТО" будет активно продаваться на прозрачном спотовом рынке. Влияния на российский рынок появление нового сорта не окажет, поскольку он его не увидит, по крайней мере до тех пор, пока месторождения Восточной Сибири не удастся вывести на мощности, превышающие возможности экспорта.

Нефтепроводная система Восточная Сибирь – Тихий океан (ВСТО) строится для транспортировки нефти на рынки Азиатско-Тихоокеанского региона и, в перспективе, на российский Дальний Восток. Система будет технологически соединена с существующими магистральными трубопроводами "Транснефти" и позволит создать единую сеть, обеспечивающую оперативное распределение потоков нефти по территории России в западном и восточном направлениях. Планируемая пропускная способность ВСТО - 80 млн т нефти в год, протяженность трассы - свыше 4 тыс. 770 км.

Quote.ru

www.rbc.ru

Пост «Добыча нефти в Восточной Сибири» в блоге Сообщество

Мне сообщили, что я пишу ерунду по поводу добычи нефти в России. Якобы, она не может достигнуть пиковых значений в Восточной Сибири. Считаю нужным отдельной записью на это ответить. Может. При текущем уровне технологий добычи пиковые значения уже достигнуты. И для дальнейшего развития требуется осуществление геологоразведочных работ. Кстати, также на основе новых технологий. Если кто-то этого не понимает, то стоит все же побольше знакомиться с материалом.

http://burneft.ru/archive/issues/2014-12/5

Дальнейшее освоение Ванкорского центра (включающего Лодочное, Сузунское и Тагульское месторождения) и Юрубчено-Тохомского центра (Юрубчено-Тохомское, Куюмбинское и др.) сдерживается отсутствием трубопроводной инфраструктуры. Одновременно необходимо провести широкий комплекс геологоразведочных работ по доразведке этих центров. Введение в разработку перспективных объектов позволит существенно нарастить объем добычи нефти в регионе...

В соответствии с прогнозами, основная часть месторождений, уже введенных в разработку и составляющих основу добычи нефти на востоке России, начнет сокращаться уже после 2020 г. Сдерживание интенсивного падения добычи нефти в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, которая осуществляется на уже разрабатываемых месторождениях, будет осуществляться за счет ввода в разработку разведываемых и подготовленных к разработке месторождений. Максимальный уровень добычи нефти в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке составит 90 – 95 млн тонн в 2025 г. (рис. 5). Однако после 2020 г. уровень добычи нефти будет в существенной степени определяться объемами и интенсивностью проведения геологоразведочных работ в регионе. Инновационный вариант предполагает существенную интенсификацию добычи нефти и расширение добывных возможностей на месторождениях, которые еще предстоит открыть в ближайшее время. Необходимость интенсификации процесса открытия месторождений обусловлена особенностью инвестиционного цикла в нефтяной отрасли, поскольку между открытием месторождения и вводом его в разработку проходит не менее 10 – 12 лет. Поэтому открытые в ближайшие годы месторождения будут введены в промышленную разработку не ранее 2025 г

s30635480287.whotrades.com

JSC «Irkutskeofizika» Нефтяник Восточной Сибири, «Дошли до фундамента»

Нефтяник Восточной Сибири, «Дошли до фундамента»

01/12/2016

Самые глубокие скважины в Иркутской области, которые бурились во время исследований на нефть и газ, - параметрические. Лидеры среди них по глубине является Кутурминская и Желдонская – почти 4 км. Примечательны такие объекты, однако, не только своей глубиной. При параметрическом бурении получить удается наибольший объем данных о геологическом разрезе. И не смотря на то, что Иркутская область среди других регионов Восточной Сибири и Дальнего Востока является лидером по количеству параметрических скважин, эксперты отрасли считают, что такие работы надо продолжать. В истории вопроса разбирался «Нефтяник Восточной Сибири.

Анна Павлова

- Иркутский амфитеатр – древнее темя Азии, говорил когда-то выдающийся советский геолог Владимир Обручев. Здесь находятся самые древние осадочные отложения, которые относятся к венд кембрийскому времени, возраст которых более 570 млн лет, - рассказывает собеседник газеты Валентин Ващенко, кандидат геолого-минералогических наук, проработавший более пятидесяти лет в отрасли, в том числе, в качестве начальника партии по  анализу данных  геофизических исследований скважин (ГИС) «Иркутскгеофизики».

Начались исследования нефти и газа в Восточной Сибири еще в 1948 году. Интерес к этому региону возник не случайно - на поверхности озера Байкал исследователи обнаружили плавающие куски озокерита, или - битума, тягучей органической массы, которая указывала на то, что «черное золото» в регионе есть.

Геологоразведочные работы проводили две организации: Восточный геофизический трест (сейчас - «Иркутскгеофизика») и «ВостСибнефтегазгеология». На первом этапе исследования в Восточной Сибири (она на тот момент являлась «белым пятном», как говорят геологи: запасы нефти открыты еще не были) началось бурение так называемых опорных скважин. Их цель – получить информацию, необходимую для проектирования дальнейших ГРР. За ним начался второй и наиболее интересный, результативный этап – параметрическое бурение. Отличительная особенность его от других видов бурения  заключается в детальности.

Параметрические скважины должны были дойти до самых глубин земных недр – до кристаллического фундамента. Геофизики, получая данные из самых глубоких скважин Восточной Сибири, могли полностью изучать разрез, определять  положение кристаллического фундамента, толщины пород, выделяли коллектора, определяли, чем они насыщены (нефть, газ, вода),   изучали гидродинамические свойства резервуара, давали оценку  запасов углеводородов.

За весь период нефтяных геологоразведочных работ в Восточной Сибири, начиная с 1948 года по сегодняшний, пробурено более 1200 скважин: поисковых, разведочных, поисково-разведочных, структурно поисковых. Из них на параметрические пришлось 136 скважин.

Одна из самых глубоких параметрических скважин в Иркутской области, которая была построена в период советской геологоразведки (1988 год) в Братском районе - Кутурминская 156-ая, она достигла 3901 м.

Началось же это глубинное бурение в Иркутской области с южных территорий. Так появились многочисленные, обозначенные разными номерами Кутуликские, Нижнеудинские, Тыретские скважины. Бурение в южных районах велось вдоль железной дороги, с расчетом на то, что действующую железнодорожную инфраструктуру можно будет потом использовать во время освоения выявленных нефтегазовых ресурсов.

Но по факту, в древних отложениях земли кроме воды и рассолов с растворенными в них углеводородными газами  ничего найти не удалось. Тогда группа выдающихся местных геологов и геофизиков (кандидаты и доктора геолого-минералогических  наук) совместно с учеными Новосибирска, понимавшие, что нефтегазовые перспективы Восточной Сибири все-таки велики и требуют детального изучения, вышла с предложением в Министерство геологии. Начать параметрическое бурение они предложили на северных территориях Иркутской области. Так, и был запущен этот процесс – продвижение геологов и геофизиков в поисках залежей нефти и газа на север региона. В 1961–ом году на севере была заложена первая опорная скважина - Марковская1-О. Бурить её начали на окраине поселка Верхнее Марково. Прогнозы советских геологов и геофизиков оказались верными: уже первая пробуренная скважина дала промышленный приток нефти.

- 18 марта1962 года, в день выборов Верховного совета СССР, при бурении на 2160 метрах произошел фонтанный  аварийный выброс нефти. Дебит нефти и пластовое давление были аномально высокие, - вспоминает Валентин Ващенко.

Есть в истории советской нефтегазовой геологоразведки и драматичные случаи. Так, при открытии первой нефти в Восточной Сибири погиб газокоротажник Виталий Ефименко, который при отборе проб газа и нефти  из фонтанирующей скважины  задохнулся сероводородом, растворенным в нефти. Коллеги по вахте и буровики получили серьезные отравления. Сегодня в поселке Верхнее Марково есть улица Виталия Ефименко.

О событии тех лет писали и местные СМИ. Так, в «Восточно-Сибирской правде» вышла большая статья под названием «Нефть кембрийского моря». Речь шла о том, как нефтяники со всего Союза укрощали этот фонтан и сколько сил на это потребовалось…

- Трудились тогда великолепные люди, профессионалы, сибиряки -  буровые мастера,  буровики. Чуть позже, в 1965 году в Восточной Сибири была объявлена комсомольская стройка. И к нам приехали сотни буровиков, геологов разного ранга из Азербайджана, Молдавии. Приехали они из теплых краев, а к концу весны  никого уже не осталось - «вымерзли»,- шутит Валентин Ващенко.    

Дело в том, что к работе в сибирских условиях заезжие комсомольские отряды готовы не были. Тогда как местные специалисты к этому времени уже хорошо себе представляли, что такое сибирские недра.

  -  К примеру, наши буровики знали, что верхняя часть разреза  скважин (где-то до 500 метров) представлена  мергелями и доломитами. Ниже (до 1500м) – доломиты с преобладанием каменной соли. А каменная соль хорошо растворяется пресной водой, которая применяется для бурения. Из-за этого диаметр скважины резко увеличивается, внутри скважины образуются каверны. Они затрудняют проход бурового инструмента и геофизических приборов. Так вот, когда на Марковской площади начали бурить   скважины азербайджанские бригады, то воду для бурения брали они из ближайшей реки –Лены. По итогам их работы оказалось, что в большинстве скважин нельзя было провести  комплексные геофизические исследования. Из 78 скважин около половины не имели информации о толщинах слоев, их пористости, насыщения, запасов углеводородов, так как геофизические приборы не могли пройти на забой скважины,- говорит Ващенко.

Параметрические скважины на  территории региона стали «первооткрывательницами» крупнейших месторождений нефти и газа в Иркутской области. Так, Верхнечонская 122-ая  ( 1978 год) – крупнейшее  нефтегазоконденсатное  месторождение Верхнечонское, Даниловская-144-ая (1976 год) – Даниловское нефтяное месторождение, Преображенская 106-ая (1971 год) – Преображенское газоконденсатное месторождение, Дулисьминская 191-ая (1979 год) – Дулисьминское нефтегазоконденсатное месторождение, Ковыктинская 281-ая (1986 год) – уникальное Ковыктинское газоконденсатное месторождение. 

После завершения эпохи советской геологии такое детальное изучение недр Восточной Сибири при помощи параметрического бурения надолго остановилось. Бюджетные средства на эти исследовательские работы (надо отметить, очень дорогостоящие) не выделялись. И только в 2008-2010 годах в регионе начался новый этап параметрического бурения. За счет средств федеральной программы в Иркутской области были построены Чайкинская 367-ая   (Казачинско-Ленский район, граница с  Якутией) и Желдонская  260-ая (Усть-Илимский район). Работы закончены в 2013-2014 годах.

Работы проводили специалисты Осинской каротажной парии АО «Иркутскгеофизика» (входит в Росгеологию), её руководитель – Сергей Майоров.

- Молодой, энергичный организатор производства, хорошо знающий технологию проведения ГИС. К тому же, он – представитель династии. Многие годы руководителем Осинской каротажной партии был отец Сергея – Виктор Михайлович, много сделавший для становления и развития  каротажной партии, - рассказывает Ващенко.

О том, как велось параметрическое бурение уже в наши дни, рассказал сам Сергей Майоров. Глубина Чайкинской, по его словам, сегодня составляет 2,2 км, уже вскрыт фундамент. В Желдонской скважине осадочный чехол находится на 4,5 км, но до конца не вскрыт, глубина скважины - почти 4 км. Это одна из самых глубоких скважин в Восточной и Западной Сибири.

- На Чайкинской нас ждала удача – сразу попали на продуктовый пласт, при дальнейшем её исследовании получили приток газа и небольшие нефтяные пленки. В Желдонской скважине было выделено пять перспективных объектов, небольшие газовые проявления. Это говорит о том, что объект перспективный, бурение и изучение надо продолжать, - считает Майоров.

Такого же мнения придерживается и другой собеседник. «Параметрическое бурение очень затратное для бюджета страны, но это того стоит. Ведь этот вид бурения на новых, неизученных землях дает основополагающую информацию для дальнейших поисковых работ на нефть и газ», - подчеркивает Валентин Ващенко.

desk1  desk2

irkutskgeo.rosgeo.com

Мировая Политика и Ресурсы » Blog Archive » Как добывают нефть в Восточной Сибири

ВЕРХНЕЧОНСК, Россия (Рейтер)

Нефть в этом уголке Восточной Сибири нашли еще в 1978 году, но за сотни миллионов лет до этого ил и морская вода создали множество препятствий для бурения.

“Здесь был океан, и он покрывал всю эту землю. Происходило перемещение жидкостей в нефтеносные пласты”, - рассказывает Игорь Рустамов, директор Верхнечонскнефтегаза - принадлежащего ТНК-ВР оператора месторождения.

В наши дни это одно из наиболее сложных для бурения месторождений в России: слои твердой породы с включениями соли на большой глубине в сибирской тайге в 1.200 километрах от ближайшего крупного города. Добываемая здесь нефть уходит на восток по недавно построенному за $25 миллиардов нефтепроводу Восточная Сибирь - Тихий океан (ВСТО), грузится на танкеры в тихоокеанском порту Козьмино и отправляется в Азию, где она конкурирует с ближневосточной нефтью.

Также она пересекает Тихий океан и поступает переработчикам в США, постепенно заменяя нефть с Аляски.

Как бы ни были тяжелы условия добычи, они могут стать новой нормой для России, крупнейшего в мире производителя нефти, стремящегося на фоне истощения старых месторождений Западной Сибири и других регионов удержать добычу на уровне 505 миллионов тонн в год.

Хотя западносибирские месторождения по-прежнему дают три четверти российских ресурсов сырья, Восточная Сибирь отвечает за поставку нефти на растущие рынки Азии по нефтепроводу ВСТО, пропускная способность которого в 2012 году будет увеличена до 50 миллионов тонн, то есть 10 процентов российской добычи.

Западная Сибирь тоже требует больших инвестиций в технологии, чтобы максимально увеличить добычу, но там уже есть скважины, нефтепроводы, линии электропередачи и дороги. В Восточной же Сибири нефтяные компании должны начать добычу на месторождениях, где на сотни километров вокруг нет ничего кроме тайги и где не каждая буровая компания захочет и сможет работать.

На Верхнечонское месторождение планируется потратить до $6 миллиардов в надежде на то, что высокие цены на нефть позволят окупить вложения.

“Я уверен, что Верхнечонское в конце концов будет выгоднее Западной Сибири”, - сказал по телефону вице- президент ТНК-ВР по планированию бизнес-направления “Разведка и добыча” Николай Иванов.

ПОТЕРЯННЫЙ ГАЗ

Рабочий буровой установки следит за тем, как труба пробивает слои горной породы, постепенно уходя в сторону, и направляет ее с помощью ультрасовременной системы слежения, чтобы добраться до наиболее богатых нефтью пластов. От основания буровой установки скважины уходят скорее вбок, чем вниз, говорит рабочий компании KCA Deutag, одного из десятка подрядчиков на Верхнечонском.

“Если взять обычный карандаш и согнуть его, он сломается. Но что если этот карандаш в метр длиной?” - говорит он, описывая работу стальных буровых труб, некоторые из которых достигают длины 2,8 километра.

Такая технология используется еще только на одном российском месторождении - принадлежащем Роснефти Ванкоре также в Восточной Сибири, за счёт которого стране в этом году удается сохранять рекордную добычу. То, что нефтяные компании готовы тратить на освоение месторождений миллиарды долларов - это отчасти заслуга правительства, предоставившего налоговые льготы.

Обрадовавшись льготам, операторы решили было добавить еще одну буровую установку, но правительство, заметив, что мировые цены на нефть выросли, отменили послабления на полгода раньше срока.

“Если бы все делалось чисто из экономических соображений, возможно, некоторые из этих проектов не продвигались бы.., но так решило российское правительство: это также имеет политические последствия для азиатских рынков и Юго-Восточной Азии”, - сказал глава аналитического департамента Открытия Александр Бурганский.

Еще одно, более серьёзное последствие удалённости Верхнечонска заключается в том, что попутный газ стоимостью в сотни миллионов долларов сжигается за неимением поблизости рынка сбыта. Чем больше добывается нефти, тем больше сжигается газа.

“Потерянная выручка принимается во внимание, но никогда не в пользу газа. Наиболее экономичный способ использования этого газа - сжигать его”, - сказал Рустамов.

На нефтяных месторождениях Западной Сибири попутный газ, который невозможно поставить Газпрому, используется на электростанциях, а избыток электроэнергии подается в энергосистему. Верхнечонск использует газ на двух электростанциях, но они потребляют лишь 8,5 процентов попутного газа. В будущем году будет построена более мощная электростанция на 63 мегаватта.

С 2013 года, когда будет введена в строй установка для обратной закачки газа стоимостью $168 миллионов, попутный газ будет возвращаться под землю и оставаться там до тех пор, пока Газпром не построит газопровод для доставки этого газа на рынки. Новые газопроводы нужны Газпрому для снабжения клиентов в Сибири и для транспортировки газа с месторождения Чаяндинское на побережье Тихого океана, которое от Верхнечонска отделяет 2.000 километров.

Источник: Reuters

Метки: ВСТО, Газпром, Добыча, Запасы углеводородов, Ресурсы, Россия Russia

Запись создана в Вторник, 13 Сентябрь 2011 г. в 17:11. Рубрика: ВСТО, Газпром, Добыча, Запасы углеводородов, Ресурсы, Россия Russia, США. Вы можете подписаться на комментарии к этой записи RSS 2.0. Вы можете оставить отзыв, или отправить trackback со своего сайта.

www.wprr.ru