Состояние сырьевой базы нефтяной промышленности.

· Состояние сырьевой базы нефтяной промышленности.

Нефтяная промышленность – одна из основных, базовых отраслей,

13% ВВП- рез-т отрасли

30% экспорта, 17%- доля бюджетных поступлений

Сырьевая база – состояние с запасами нефти, газа.

Особенность геолого-разведки- нет прямых методов определения залежей, имеет длит период, суть работ – последовательное наращивание информации.

Категории запасов и ресурсов: Д2, Д1, С3, С2, С1, А и Б.

Прогнозные Ресурсы Д2,Д1, разведанные ресурсы С3, С2

Запасы – С1, А и Б – точно знаем параметры, объёмы и характеристики.

Ресурсная база- сумма запасов и ресурсов.

Общая хар-ка – 2 показателя:

-Объём запасов

-кэф-нт кратности – отношение запасов к текущему объёму добычу

К= З/Qтек

Мы определяем на сколько лет хватит запасов при условии, что объём добычи не будет меняться.

К кратности в нефт пром = 22-24 лет.

9-11 млрд тонн – наши запасы нефти

География размещения запасов. Степень разведанности РФ на нефть = 33%

Запасы сосредоточены в З.Сибири – основной нефтедобывающий район

В европейской части России не наблюдаются серьёзные запасы. Заметных приростов нет.

Но внедрение горизонтального бурения дало возможность поднять на поверхность те запасы нефти, которые ранее считались недостижимыми. Проведение доразведки действующих месторождений.

Восточная Сибирь – перспективный район – Сахалин, Камчатка, шельф дальневосточных морей

Малоперспективен шельф чёрного моря.

Ресурсы. Объём = 50 млрд тонн

Коэф-нт перевода ресурсов в запасы = 0,5

Т.е. 25 млрд может перейти в запасы.

2 негативных момента:

1. «Проедание» запасов – ситуация, когда годовой объём добычи нефти превышает годовой прирост запасов нефти. Результаты не полностью компенсируют объём нефти.

2. Ухудшение «качества запасов». – категория эк-кая – менее качественные – более дорогие.

· В структуре месторождений всё больше преобладают мелкие и мельчайшие месторождения – 80%

Мельчайшие – до 3 млн тонн запасов

Мелкие – до 5 млн тонн

Капитальные и текущие затраты на таких м/р высокие.

· Значительная часть м-р нах-ся в приполярье и за полярным кругом.

В этих условиях затраты значительно больше. Эти зоны не развиты: общая и производственная инфраструктура. Коэф-нт может быть и 2 и 3 и более.

Шельфовая зона – колоссальные затраты.

· Углубление скважин. 3,5-4-5 тыс метров. Стоимость метра проходки увеличивается прогрессивно.

· Большинство м-р старые, находятся в завершающей стадии разработки, там остались только остаточные запасы. Отобраны зоны с высокими дебитами скважины. Коллекторские зоны пласта хуже.

· Высокая обводнённость нефти. Средняя величина = 80%.

Обводнённость – кол-во воды, которая выходит наружу с нефтью.

à дополнительные затраты. Увеличивается доля трудноизвлекаемых запасов.

Усложнение фракционного состава флюида в продуктивном пласте, за счёт компонентов (сера, азот, гелий, конденсат) à сложная промысловая подготовка.

По мнению геологов четверть ресурсов находится на глубине до 3 км, а ещё четверть от 3 до 5 км. Эра дешёвой нефти кончилась в силу этих обстоятельств.

Весь геолого-разведочный процесс разделён на 2 части:

1. от нуля (от прогнозных запасов) до С1

2. от С2 до Б и А

1- наращивание запасов- должно решаться гос-вом и финансироваться им. Но большая часть перевода из категории в категорию – финансирование компаниями.

2- задача нефтяных компаний.

Пути улучшения использования ОФ в строительстве скважин.

- снижать количество неустановленного оборудования (выявляется в процессе переоценки).

- стараться увеличивать фактическое время работы, приближая его к календарному (увеличивается коэффициент экстенсивного использования) за счет снижения времени простоев, перекуров, введение резервных источников энергии (чтобы не было простоев из-за отсутствия электроэнергии).

-наращивание мощностных характеристик.

Состояние сырьевой базы газовой промышленности.

Состояние сырьевой базы газовой промышленности. Есть 2 показателя: запасы (48 трлн. м3 в России); обеспеченность = отношение запасов к текущему объему добычи (на сегодня 650 млрд кубометров)

Может хватить на 80 лет (при постоянной добыче каждый год)

Ресурсная база:

Ресурсы – 236 трлн кубометров (70 из них – в море, на шельфах – ост. На суше)

Х-ся более высоким коэф. Перехода от ресурсов к запасам = 0,7.

Высокая концентрация запасов. Это выражается в том что в 115 газовых месторождениях содержится 94 % запасов. Такая концентрация в отдельных месторождениях снижает с/с продукции. Чем крупнее месторождение, тем ниже с/с.

Ухудшение качества запасов.

Стали открываться все больше мелкие и мельчайшие месторождения(на смену гигантам) – эта проблема более остра чем в нефтяной.

Единственным видом транспорта является газопровод! Труба должна работать 33 года à газа на мелких месторождениях может не хватить! Альтернатива – местное газоснабжение. Можно сжимать, сжижать Однако технологии сжижения крайне дорогие.

На мелких месторождениях это возможно, но нужны небольшие установки для сжижения.

Второй негативный момент – «проедание» имело место как в нефтяной, так и в газовой промышленности.

Газпром постепенно стал приближаться к соотношению 1:1. Но по итогом года результат не сохранился.

В геолого - разведке в связи с этим поменялись приоритеты. Разведка ведется в тех местах где эффективность геолого-разведочных работ виде прироста была бы максимальной.

География запасов.

-Надым-пуртазовский район;

-по-в Ямал (запасы 13 трлн.м куб)

-Бованенковское месторождение

- шельф.

Нет перспектив газоносности в Оренбурге. Опред. приросты запасов могут быть в Астрахани.

-Высокая газоносность в иркутская область – Ковыктинское месторождение.

Традиционный газ – газовый, газонефтяные и газоконденсатные месторождения.

Есть нетрадиционный газ- метан в угольных бассейнах. Кемеровская область - предпосылки для того чтобы извлекать и добывать газ из таких угольных бассейнов.

(пробурено 9 скважин). А также Тимано-печорский угольный бассейн также практически готов для такого извлечения газа из угольных бассейнов (при опред. финансовой поддержке). Западная Сибирь – тоже возможно, и «Кусок» Донбасса.

К нетрадиционному газу можно отнести также газогидратные залежи.

Газовые гидраты находятся практически в «придонном» слое – запасы огромны. Находятся практически везде – в океанах и морях.

Проблема – нет безопасной системы регазификации.

В Японии пробурены скважины на газогидраты, но япошки боятся их пустить в эксплуатацию. И на Байкале есть газогидратные залежи.

И последний – растворенный газ (тож нетрадиционный). Превышает ресурсную базу традиционного газа.

 

Порядок расчета показателей использования ОФ в строительстве скважин.

Обобщающими показателями использования основных фондов являются:

Фо = Q/Фср.г.

Фе = 1/Фо

Фв = Q/n,

Где Фср.г. - среднегодовая стоимость основных фондов п

Q - продукция

n - численность промышленно-производственного персонала или всех работников предприятия. Существует 2 формулы для расчета среднегодовой стоимости основных фондов:

Фср.г. = Фнг + ∑((Фввед.*Тн)/12) - ∑((Фвыб.*(12-Тр))/12)

и Фср.г. = (Фнз. + Ф кг)/2, где Тр – время работы, считается с 1-го числа месяца введения (выбытия).

Продукцией Q в строительстве скважин являются скважины законченные строительством и сданные заказчику, т.е. общий объем проходки по этим скважинам.

Для расчета продукции в натуральном выражении берут общий объем проходки в метрах, для расчета в стоимостном выражении умножают проходку на стоимость (сметную или фактическую) проходки 1 метра, руб.

Коэффициенты использования основных фондов:

1. Экстенсивное использование, коэффициент Кэ = Тработы/Ткаленд

В бурении исчисляются в станко-месяцах (30 дней). В Тработы учитывается время простоя. Для перевода в станко-месяцы из дней надо разделить на 30.

2. Интенсивное использование, коэффициент.

В бурении используются скорости: техническая и коммерческая

Ки = Vк/Vм, где Vк = Н/Тобщее и Vм = Н/Т производительное, в Тпроизв. Не учитывается время простоев.