1. Состояние и основные направления развития нгк россии
Скачать 102.02 Kb.
|
| 1. Состояние и основные направления развития НГК России. При переходе к рынку в нефтяном комплексе наметились проблемы, к-е до сих пор сказываются на состоянии отрасли: 1 - нет госуд-го инвестирования, 2 - недостаток средств инвестирования, 3 - отсутствие достаточно-развитой законодательной и экон-ко-правовой базы. Геологоразведка:
Причины снижения добычи:
Основные р-ны добычи:
Основные Н м/р: Ромашкинское, Туймазинское, Орманское, Ишинбаевское, Мегионское, Усть-Балыкское, Самотлорское, Федоровское. Транспорт Н:
Н/переработка: 28 НПЗ Проблемы: высокая степень износа оборудования- более 80%, отсюда большое число аварий; большой V неиспользованных мощностей- загружена на 55-70%; низкий % отбора светлых нефтепродуктов. Перспективы развития Н пром-ти в России и УР:
Удмуртия: Первонач-но прогнозные запасы в УР -800 млн. т, с учетом более глубоких девонских горизонтов примерно 2000млн т. В наст. время 118 м/р в УР, из них в р/р 70. ^ в 2006 добыто 4004, 36 тыс т. ОАО «УН» 5970 тыс т. Max= 9,3 млн т в 1982г Россия: max годовой V был достигнут в 1988г- 640 млн т, из них в ЗАП Сиб добывалось 408,6 мил т. В 2007- 470 млн.т. 2.Планирование на нефтегазовом предприятии: сис-ма, этапы и виды планирования. Планирование – умение предвидеть цели орган-ции, рез-ты ее деят-ти, ресурсы необходимые д/достиж-я опред-х целей. Управлять - предвидеть! Управление - процесс план-ия, организации, мотивации и контроля, необходим для того, чтобы сформулировать и достичь цели организации. ^ : опред-е цели, стратегии; обеспеч-ие устойчивых темпов на произ-ве; обеспеч. Развития всех частей на п/п; достижение сбалансированной работы на п/п; обеспеч. Наиболее оптимал-го и эф-го функц-ия. Виды пл-в: все планы различают по: содержанию, назначению, периодом действий. ^ стратегический, текущий, операт-производ-й. Страт-й план -основной вид плана; назначение: опред. целей, стратегий, програм. произ-ва прод-и, формиров-е и использование ресурсов и программ нововведения. Д.б.: комплексным, научно обоснованным, разраб-ся на несколько лет (3-5 лет не более) ^ (тактический) - разветнут-ая программа деят-ти п/п и его подраздел. Страт. пл. разраб-ся руковод-м п/п, текущ.пл. – разрабатывает работник п/п и его подраздел-е на 1 год опред-ет тактику дейст-ти п/п, тесно связан со страт. планом. Операт-производ-й (календ-й) план – разработка заданий и методов, их выполнение по отдельным продраздел-м на короткий отрезок времени - месяц, сутки. Необходим с целью обеспеч-ия текущ. плана; для ритмич-й, непрерыв-й работы, загрузки п/п. БП –план сост-й д/отдельн-х программ нововедений, д/реализ. отдел-х проектов, д/малых п/й; либо часть текущ.плана, либо основ. часть. ^ : 1)опред.цели; 2)анализ внеш. и внутр. сред; 3)раз-ка различных вариантов плана; 4)оценка и выбор оптимального варианта; 5)план реализации выбранного варианта; 6)контроль и анализ за реализ-й. 3. Основные особенности строения нефтяных месторождений Удмуртии. Трудноизвлекаемые запасы нефти и эффективные методы их разработки. На территории Удмуртии открыты 63 нефтяных м/р. По общности строения структур, принадлежности нефтеносности к определенным стратиграфическим интервалам, однотипности коллекторов и содержащихся в них нефтей и газов все м/р разделяются на 6 зон нефтенакопления. 1. ^ , приуроченная к северному борту Камско-Кинельской впадины, наиболее крупная по числу выявленных залежей и концентрации запасов нефти. Залежи нефти находятся в карбонатных, верейских, башкирских, турнейских, терригенных и яснополянских отложениях. Над залежами нефти в верейских и башкирских отложениях ряда м/р имеются газовые шапки, содержащие, в основном, азот. 2. ^ , содержит значительные запасы нефти, в основном в яснополянских терригенных отложениях. 3. В зоне нефтенакопления, расположенной во внутренней части Камско-Кинельской впадины, м/р приурочены к тектоноседиментационным структурам, связанным с рифогеннокарбонатными массивами. Нефтеносность установлена в тех же стратиграфических интервалах, что и в Киенгопской зоне. 4. ^ , нефтеносность к-й связана со средне-верхнедевонским терригенным комплексом. 5. Зона накопления Верхнекамской впадины с нефтеносностью, установленной в отложениях башкирского яруса, верейского горизонта и в каширо-подольских отложениях. Над залежами нефти, как правило, имеются шапки азотного газа. 6. Зона нефтенакопления, приуроченная к западному борту Камско-Кинельской впадины, является предполагаемой и полностью неизученной. Геологический разрез на территории Удмуртской Республики вскрыт в настоящее время до глубины 5500 м. (Сарапульская площадь, скв. 1). Нефтегазопроявления отмечены в широком стратиграфическом диапазоне как в палеозойских, так и в протерозойских отложениях. Но в одних горизонтах отмечены незначительные их проявления, в других — открыты залежи нефти. Наибольшее число залежей Удмуртии открыто в каменноугольных карбонатных отложениях: верейских, башкирских и турнейских. Карбонатные коллекторы представлены известняками и известняками доломитизированными, водорослево-фораминиферовыми доломитами тонкозернистыми, среднезернистыми с поровым и кавернозным строением полостного пространства. В разрезе осадочных пород выделяют несколько нефтеносных и нефтегазоперспективных комплексов. Турнейский ярус относится к верхнедевонско-турнейскому карбонатному комплексу. В верхней части разреза турнейского яруса (черепетский горизонт) выделяется один продуктивный пласт, сложенный органогенными тонкозернистыми известняками. Пористость меняется от 2 до 16 %, проницаемость от 0,104 до 2,85 мкм2, увеличиваясь в зонах развития рифовых массивов вдоль бортов Камско- Кинельской системы прогибов, что обусловлено палекарстовыми прогрессами и трещиноватостью. Залежи нефти массивного типа с этажами нефтеносности 26-72 м на Мишкинском, Лиственском, лудошурском и Южно-Киенгопском м/р. Среднекаменноугольный комплекс включает в себя отложения башкирского и московского ярусов. Литологически комплекс представлен в основном карбонатными породами — известняками и доломитами, и только верейский горизонт сложен терригенно-карбонатными образованиями. Продуктивные отложения (пласт А4) приурочены к верхней части башкирского яруса и залегают непосредственно под окремнелой пачкой известняков башкирского яруса и аргиллитов верейского горизонта. Пласт неоднороден, состоит из частого переслаивания отдельных проницаемых прослоев толщиной от 0,5 до 5 м. Пористость варьирует в широких пределах от 9 до 23%, проницаемость до 1,172 мкм2. Наиболее распространены коллекторы с пористостью 12—15%, проницаемостью 0,05— 0,130 мкм2. Нефтепроявления самого широкого диапазона распространены по всей территории Удмуртии. Залежи нефти установлены на Красногорской, Зотовской, Кезской, Чутырско-Киенгопской, Мишкинской, Гремихинской, Лиственской, Южно-Киенгопской, Лудошурской, Лозолюк-ской и других площадях. Все выявленные залежи массивно-слоистого типа с этажами нефтеносности от 10 м до 63 м. Некоторые из них (Красногорская, Зотовская, Чутырско-Киенгопская) имеют газовые шапки. Башкирская залежь Чутырско-Киенгопского и Мишкинского состоит из 6—7 проницаемых пластов. Основными по емкости являются пласты А4-2, А4.3, А4.6. В верейских отложениях нефтеносность связана с пластами В2 и В3, хотя встречаются и залежи нефти в пласте B1. Пласты-коллекторы представлены биоморфными и детритовыми известняками. Покрышкой служат aргиллитовые и карбонатные глинистые породы. Промышленные скопления нефти открыты на 34 месторождениях, что составляет около 60 % от общего числа месторождений. Наряду с залежами нефти в отложениях комплекса выявлены и залежи азотного газа. Газоносность раздела верейского комплекса возрастает в северном направлении, в результате наблюдается переход нефтяных залежей в нефтегазовые, а затем в газонефтяные и газовые с нефтяной оторочкой. Пласт В3 расположен в нижней части верей-ского горизонта. Толщина пласта 1,58 м. Пористость до 10%, проницаемость до 0,522 мкм2. Пласт В2 расположен в 10—15 м от подошвы верейского горизонта и хорошо прослеживается по всей территории. Толщина его 2—9 м, пористость достигает 23%, проницаемость — 0,824 мкм2. Все выявленные верейские залежи пластовые сводовые, некоторые из них имеют газовые шапки (Красногорское, Чутырско-Киенгопское, Лозолюкско-Зуринское, Сундурско-Нязинское месторождения), состоящие на 80—90% из азота. Каширско-верхнекаменноугольный комплекс распространен повсеместно и представлен карбонатными породами. Промышленные залежи нефти установлены на 7 месторождениях в отложениях каширского и подольского горизонтов в Арланском и Глазовском нефтегазоносном районах. Коллекторами являются органогенные известняки и доломиты. Суммарная толщина пластов 8—10 м, пористость их до 22%, проницаемость до 0,3 мкм2. Покрышкой служат плотные глинистые известняки и доломиты. Залежи пластовые, сводовые. Так, на Ельниковском и Кырыкмасском месторождениях выделяется до 7 проницаемых пластов. В целом, карбонатные породы чаще всего нестабильны по составу и обладают большой литологической изменчивостью как по площади, так и по разрезу. По литологии 78% запасов нефти разрабатываемых месторождений приурочено к карбонатным коллекторам, 22% — к терригенным. Активные запасы на всех разрабатываемых месторождениях не превышают 63%, из них на долю крупных месторождений (Чутырско-Киенгопское, Ельниковское, Мишкинское и Красногорское) приходится 56%. К трудноизвлекаемым запасам относится 37%, из которых 16% составляют залежи с высоковязкими нефтями (> 30 мПа-с), 10% составляют залежи с малой толщиной (< 2 м) и в водонефтяной зоне, 9,66% — залежи с малопроницаемыми коллекторами (<0,05 мкм2), более 2 % запасов находятся в подгазовых зонах. Продуктивные пласты по разрабатываемым месторождениям в основном (87, 12%) имеют толщину менее 10 %. Все вновь вводимые и подготовленные месторождения имеют толщину пластов не более 10 м. Залежи нефти наиболее крупных месторождений — многопластового строения с высокой послойной неоднородностью пород по проницаемости. Степень выработанности запасов низкая, особенно трудноизвлекаемых, которая составляет около 7%. Обобщая результаты исследований коллекторских свойств продуктивных пластов месторождений Удмуртии, можно отметить, что пористость изменяется от 10 до 33% в среднем, а начальная нефтенасыщенность — от 26 до 94%. Проницаемость колеблется от 0,098 (верейские отложения Лудошурского месторождения) до 0,285 мкм2 (яснополянский горизонт Чутырско-Киенгопского месторождения). Эффективные нефтенасыщенные толщины также меняются в широких пределах от 0,8—4,6 (верейские отложения Ижевского месторождения) до 0,4—3,5 м (тур-нейские отложения Чутырско-Киенгопского месторождения) при числе прослоев от 1 до 20. Добываемые нефти в основном высокой (> 30 мПа.с) и повышенной (от 10 до 30 мПа.с) вязкости. Последние составляют 44,5%. Повышенная вязкость нефти обусловлена большим содержанием асфальтосмолистых и парафиновых углеводородных соединений. Содержание парафина по различным месторождениям изменяется от 2,3 до 5,6%. Наибольшая вязкость нефти наблюдается на Миш-кинском (турнейский ярус) и Гремихинском месторождениях, которая превышает 75 мПа-с. Плотность нефти изменяется также в широком диапазоне от 862 (яснополянский надгоризонт Чутырской площади) до 917 кг/м3 (турнейский ярус Чутырско-Киенгопского месторождения). Пластовые воды минерализованные, содержание соли в них колеблется от 188 (турнейский ярус Лудошурского месторождения) до 300 мг-экв/л (тульские отложения Ки-енгопской площади). Большинство залежей высоковязкой нефти характеризуются начальным упруговодонапорным режимом. Следует отметить, что приведенную характеристику коллекторских свойств нефтенасыщенных толщин и физических свойств флюидов следует воспринимать как усредненную, типичную для большинства разрабатываемых месторождений. В то же время надо иметь в виду, что имеются нефтенасыщенные пласты с аномально-высокими показателями. Так, наиболее высокая проницаемость до 0,5 мкм2 зафиксирована в продуктивных отложениях турнейского яруса Мишкинского месторождения, высокая вязкость нефти отмечается в черепетском горизонте Мишкинского месторождения (0,375—0,424 Па-с, скв. 184, 1436, 253). Еще большая вязкость нефти определена во вновь вводимых залежах Дентемовского (яснополянский надгоризонт) и Мещеряковского (турней) месторождений (1,766-4,213 Па-с, скв. 187, 3401, 3402). Перечисленные показатели, характеризующие структуру запасов и коллекторские свойства залежей, а также физико-химические свойства нефти и принятая система разработки обусловили средние и низкие дебиты скважин на основных разрабатываемых месторождениях. По этой причине весь фонд добывающих скважин относится к насосному способу эксплуатации. Дебит скважин по нефти находится в пределах 2,5—15,5 т/сут. ^ - запасы месторождений, залежей или отдельных их частей, отличающиеся сравнительно неблагоприятными для извлечения геологическими условиями залегания нефти и (или) физическими ее свойствами. ^ трудноизвлекаемых запасов требуются повышенные затраты финансовых, материальных и трудовых ресурсов, нетрадиционные технологии, специальное несерийное оборудование и дефицитные реагенты и материалы. ^ эффективности разработки трудноизвлекаемые запасы занимают промежуточное положение между забалансовыми (нерентабельными при существующих экономических условиях, технике и технологии добычи нефти) и извлекаемыми запасами нефти, разработка которых может быть осуществлена рентабельно в современных условиях. ^ - заключенные в слабопроницаемых коллекторах (менее 0,05 мкм2); - в зонах контакта нефть-вода (водонефтяных зонах) или нефтегазовых залежах в зоне контакта нефть-газ (газонефтяных зонах); - содержащие высоковязкую нефть; - характеризующиеся высокой газонасыщенностью и извлечение которых ограничено предельно допустимой величиной депрессии, не вызывающей необратимую деформацию горной породы; - в составе которых в растворенном и/или свободном газе присутствуют агрессивные компоненты (сероводород, углекислота) в количествах, требующих применения специального оборудования и технологии работ при бурении скважин и добыче нефти; - залегающие на больших глубинах (более 4000 м); - с пластовой температурой 1000°С и выше; - с низкой разницей между пластовой температурой и температурой застывания парафина и смол |
Похожие:
 | Паспорт программы развития Анализ проблем развития Концептуальные... Целевая программа развития моу лицея г. Таганрога на 2009 – 2014 годы (далее – Программа) – основополагающий документ, устанавливающий... | | Программа вступительных испытаний по Экономике Зарождение и основные этапы развития экономической теории. Основные направления современной экономической мысли. Значение экономической... |
| Курсовая работа на тему «Структурная политика государства и ее основные направления» Основные направления развития структуры национальной экономики в условиях нтп | | Основные направления развития рынка нефти и газа Европейского союза и их последствия для России |
 | Н. Б. Морозова 03 сентября 2013 г История бухгалтерского учета в России и основные направления его развития в соответствии с мсфо | | Доклад «Состояние и тенденции развития системы образования Оймяконского... При подготовке учитываются приоритетные направления модернизации Российского образования, направления развития муниципальной системы... |
| Основные направления развития сыскного законодательства России в конце 80-х начале 90-х годов прошлого столетия, потребностями в обеспечении безопасных условий развития российского бизнеса,... | | Вопросы к экзамену по курсу «государственные и муниципальные финансы» Сущность негативного влияния бюджетного дефицита на состояние экономики и основные направления его снижения |
| Вопросы к зачёту по курсу «государственные и муниципальные финансы»... Сущность негативного влияния бюджетного дефицита на состояние экономики и основные направления его снижения | | Программа развития гскоу «Специальная (коррекционная) общеобразовательная... Настоящая программа определяет концепцию развития специальной коррекционной школы и основные направления деятельности по её реализации... |