Характеристика нафтової промисловості України

Размещено на http://www.allbest.ru/

Вступ

Нафтова газова промисловість є складовою частиною паливно-енергетичного комплексу України. нафта є не тільки цінним паливом, але й сировиною для різних галузей промисловості.

Паливно-енергетичний комплекс (ПЕК) - це складна міжгалузева система видобутку й виробництва палива та енергії, їх транспортування, розподілу та використання.

Важливу роль в економіці країни відіграє нафтова промисловість. Вона забезпечує більшість галузей народного господарства необхідною сировиною, продуктами нафтопереробки. Сучасний рівень розвитку науки і техніки дозволяє одержувати з нафти різноманітні продукти і вироби: паливо(бензин), паливний мазут, каучук, синтетичні волокна, технічний спирт, розчинники, медичні препарати тощо. Саме в цьому народногосподарське значення нафтової промисловості.

Нафтова промисловість охоплює нафтовидобувну та нафтопереробну галузі, які виникли ще в ХІХ столітті. Нафтовидобувна промисловість об'єднує підприємства з розвідування й видобутку нафти. Нафтовидобувна промисловість - це галузь обробної промисловості, яка виробляє з сирої нафти нафтопродукти, що використовуються як паливо, мастильні та електроізоляційні матеріали,розчинники, шляхове покриття та нафтохімічна сировина.

В 2005 році було видобуто 4,1 млн. т. нафти (включаючи нафтової конденсації). Потреби господарства України в нафті становлять приблизно 40 млн. т. в рік.

Хоча видобуток нафти в нашій країні зменшується, проте ми маємо і сприятливі фактори: великі потужності по переробці нафти (близько 70 млн. т), які відсутні в Росії.

1. Структура галузі

Паливна промисловість України об'єднує вугільну, кам'яновугільну, буровугільну, нафтовидобувну, газовидобувну та нафтову галузі. Вона сприяла формуванню потужних територіально-виробничих комплексів різних рангів, зумовила спеціалізацією районів щодо територіального поділу праці. На паливну промисловість припадає значна частка основних фондів і зайнятих у промисловості., тобто ця галузь відноситься до фондо- і трудомістких.

Основними споживачами палива є чорна металургія, теплові електростанції, житлово-комунальне господарство, транспорт та ін. Нещадна експлуатація мінерально-сировинної бази України, постійне зростання потреб в паливі призвела до порушення паливно-енергетичного балансу республіки. Особливістю структури видобутку палива в Україні є стабільне упродовж багатьох років переважання видобутку кам'яного вугілля (табл. 1.1).

Другою важливою особливістю видобутку палива в республіці є зменшення видобутку всіх видів палив.

Таблиці 1.1. Структура видобутку палива в Україні (в перерахунку на умовне паливо, %)

Роки	Видобуток палива, усього	Вугілля	Горючий газ	Нафта	Інші види палива
1960	100,0	86,1	10,4	1,9	1,6
1970	100,0	53,3	28,2	7,7	0,8
1980	100,0	63,2	31,1	5,0	0,7
1990	100,0	74,7	19,9	4,6	0,8

Починаючи з 70-х років, що пояснюється, насамперед, вичерпуванням родовищ (табл.. 1.2).

Таблиця 1.2. Динаміка видобутку палива в Україні

Роки	Вугілля, млн т	Нафта,, млн т	Горючий газ, млрд м	Торф, млн т
1940	83,8	0,4	0,5	3,6
1960	172,1	2,2	14,3	4,6
1970	207,1	13,9	60,9	4,1
1980	197,1	7,5	56,7	1,6
1990	164,8	5,3	28,1	1,6

Виробіток одних родовищ, відкриття і розробка інших зумовлюють постійну динаміку географії паливної промисловості. Так, створення вугільної промисловості в Західному регіоні, нафтової і газової - на Лівобережжі, розробка буровугільних родовищ у Черкаській і Житомирській областях сприяло більш рівномірному розміщенню паливної промисловості в Україні.

Сира нафта не використовується. З неї під час переробки отримують різні види палива та хімічні продукти (рідку паливо, розчинники тощо). Основну частину нафтопродуктів становить паливо для карбюраторних, дизельних двигунів, котельне паливо, бітуми. На базі продуктів нафтопереробки виробляється нафтохімічні продукти (синтетичний каучук, продукти органічного синтезу, гумоасбестові вироби тощо).

На собівартість нафти дуже впливають способи її видобутку. Видобута в Україні нафта має відносну високу собівартість, оскільки видобуток її найпрогресивнішим фонтанним способом майже припинився. Вартість нафти у районах споживання значною мірою визначається витратами на транспортування її, що залежить від діаметра трубопроводу, вмісту в сирій нафті парафіну, потужності нафто перекачувальній станцій. В останні роки визначилась тенденція подорожчання нафти, що пов'язано з ускладненням умов видобутку та експлуатації більшості родовищ.

Нафту використовують як високоефективне паливо і цінну сировину для хімічної промисловості. На нафту в структурі видобутку палива, у перерахунку на умовне паливо, припадає 7,2%.

2. Сучасний стан галузі

Нафтовидобувна промисловість орієнтується на нафтові родовища суходолу і континентального шельфу. Нафтопереробна промисловість розміщується поблизу нафтопромислів, у портах ввозу сирої нафти або на трасах магістральних нафтопроводів.

Для розвитку нафтової промисловості необхідне устаткування, яке виробляють різні галузі машинобудування. На основі районі видобутку паливних ресурсів виникають населені пункти, так як розвиток промисловостей потребує певної кількості трудових ресурсів.

Трубопровідний транспорт призначений для транспортування нафти, газу та інших рідких, газоподібних та сипучих речовин. Довжина газопроводів у межах нашої країни сягає близько 35 тис.км, нафтопровід - 2,5 тис. км, нафтопродуктопровід - близько 3 тис. км.

Найбільший нафтопровід «Дружба» є транс європейською магістраллю і в межах України має протяжність 680 км. Прокладено декілька нафтопроводів з Росії до великих НПЗ нашої держави в Кременчузі, Лисичанську і Херсоні. В межах України нафтопроводи тягнуться від родовищ нафти до переробних заводів у Передкарпатті.

Мережа газопроводів більш розгалужена. Було збудовано потужні магістральні газопроводи:

Дашава-Київ-Москва;

Дашава-Мінськ-Вільнюс-Рига;

Шебелинка-Белгород-Брянськ-Москва;

Шебелинка-Дніпропетровськ-Кривий Ріг-Одеса-Кишинів.

В межах України почали діяти газопроводи:

Дашава-Дрогобич;

Дашава-Стрий;

Дашава-Полтава-Київ та ін.

Через Україну із Західного Сибіру та інших районів Росії пролягають кілька магістральних газопроводів до країн Центральної та Західної Європи. Найбільший серед газопроводів Уренгой-Помари-Ужгород.

Через Україну проходять магістральні газопроводи «Союз», «Прогрес», «Братство», що постачають газ з Росії та Туркменістану до європейських країн. У міжнародній торгівлі газом 78% припадає на трубопровідний транспорт та 22% - на морське транспортування.

На своєму засіданні 4 вересня 1998 року Кабінет Міністрів України прийняв рішення не надавати послуги по транспортуванню газу тим оптовим трейдерам, котрі не укладають угоди з державною компанією «Нафтогаз України» про збереження в підземних сховищах не реалізованих до 15 вересня 1998 року газ , і про передачу в газосховища страхового запасу цього виду палива.

У відповідності з Постановою уряду до кінця 2005 року у підземних газосховищах України необхідно зібрати 19 млрд куб. м газу.

Україна підтримала програму розвитку транспортного коридору Азія-Кавказ-Європа. Президент України Віктор Ющенко 8 вересня 2005 року підписав багатосторонню угоду про розвиток транспортного коридору Азія-Кавказ-Європа.

В умовах переходу до ринкової економіки та дефіциту капіталовкладень на Україні почали розвиватися міні-НПЗ. Такі НПЗ нині функціонують в багатьох державах світу, з 2004 року вони з'явились в Україні, хоча кількість міні-НПЗ країни поки що поступаються кількості великих відношень 2/6. Одною з переваг міні_НПЗ перед нафтопереробними гігантами є в тому, що їх можна розгорнути блище до місця запасу сировини.

У Полтавськів області працює такий міні-НПЗ. Місцеве підприємство працює на газовому конденсаті та виробляє достатньо якісні нафтопродукти. Технологічний вихід продуктів переробки такий: 60% від загальної кількості - бензин, 30% - дизельне паливо, 5-7% мазут.

Потужність підприємста дозволяє переробляти 18 тис. тон газоконденсату на рік. Розрахункова вартість заводу скоадає 9 млн. гривень.

За підрахунками Державного комітету нафтової, газової та нафтопереробної промисловості в першому півріччі 1998 року виробництво нафтопродуктів в Україні збільшився на 13,5 % порівняно з ци періодом 2005 року. В загальній кількості вироблено 793,1 тис тон нафтопродуктів порівняно з 6246, 9 тис. тон в першому півріччі 2005 року. Майже в 3 рази збільшив обсяги Одеський НПЗ, на 40,6 % збільшилось виробництво на Лисичанському заводі ЛИНОС, на 16,1% - на Кременчуцькому АТ «УКРТАТНАФТА». За той же період часу значне зниження відбувається на Херсонському НПЗ (на 49,2%) та на Дрогобицькому НПЗ ( на 19,2%). У січні-червні 2005 року НПЗ випустила:

-Кременчуцький НПЗ:

-Бензину - 617,7 тис. тон

-Дизельного палива - 745,8 тис. тон

-Мазуту - 150, 5 тис. тон

-Лисичанський НПЗ:

-Бензину - 398,2 тис. тон

-Дизельного палива - 508,9 тис. тон

-Мазуту - 482,2 тис. тон.

В 1-му півріччі 1005 року в Україні збільшилось виробництво трьох основних видів нафтопродуктів у порівнянні з 1-м півріччям 2004 року:

- Бензину на 26,7 %;

- Дизельного палива на 13,1%;

- Мазуту на 5,2%.

За цей період на переробку до українських НПЗ надійшло 1 303, 3 тис. тон нафти вітчизняного виробництва, 3 775,7 тис. тон нафти з Росії та 1 391,9 тис. тон нафти з Казахстану, причому 4 990,2 тис. тон імпортної нафти отримано на давальницьких умовах.

Таблиця 2.1. обсяги виробництва нафтопродуктів українськими підприємствами в червні та за 6 місяців 2005 року.

Назва підприємства	червень	за 6 місяців	Темпи росту або зниження,%
	2005	2004	2005	2004	За 6 місяців 2006 р.
	Переробка нафти, тис. Т
1. Укртатнафта	436,4	374,6	2744,0	2363,0	116,1
2. ЛИНОС	226,0	286,1	1611,3	1146,2	140,6
3. Херсоннафтопереробка	77,0	128,5	586,2	1132,4	51,8
4. Одеський НПЗ	178,9	84,3	923,3	395,1	у 3 рази
5. Галичина	79,1	65,0	422,3	522,4	80,8
6. Нафтохімік Прикарпаття	61,3	51,2	394,8	409,1	96,5
7. НВО "Масма"	-	1,5	7,0	6,7	104,5
8. Укргазпром	57,4	45,7	334,2	271,3	123,2
ВСЬОГО	1116,1	1036,9	7093,1	6246,9	113,5
	Бензин автомобільний, тис. Т
1. Укртатнафта	94,0	79,3	617,7	481,9	128,2
2. ЛИНОС	98,2	53,9	398,2	208,0	191,4
3. Херсоннафтопереробка	22,0	15,3	91,7	196,0	46,8
4. Одеський НПЗ	21,9	4,3	136,1	46,8	у 3 рази
5. Галичина	19,4	18,6	93,0	102,3	90,5
6. Нафтохімік Прикарпаття	15,5	17,9	88,5	91,7	96,5
7. Укргазпром	29,4	24,3	176,1	135,2	130,3
8. Інші	1,1	0,8	5,9	6,9	85,5
ВСЬОГО	301,5	214,4	1607,2	1268,8	126,7
	Дизельне паливо, тис. Т
1. Укртатнафта	117,7	99,5	745,8	573,0	130,2
2. ЛИНОС	115,3	95,3	508,9	410,3	124,0
3. Херсоннафтопереробка	35,0	58,0	226,8	406,6	55,8
4. Одеський НПЗ	50,3	11,9	283,3	93,7	у 3 рази
5. Галичина	23,2	15,5	131,9	163,7	80,6
6. Нафтохімік Прикарпаття	23,4	21,8	136,8	135,4	101,0
7. Укргазпром	17,2	12,9	96,2	94,2	102,1
ВСЬОГО	382,1	314,9	2129,7	1876,9	113,1
	Мазут, тис. Т
1. Укртатнафта	129,9	112,0	850,5	852,8	99,7
2. ЛИНОС	59,4	60,5	489,2	394,9	123,9
3. Херсоннафтопереробка	4,3	22,0	145,9	381,8	38,2
4. Одеський НПЗ	90,4	35,1	506,9	201,2	у 3 рази
5. Галичина	40,2	30,9	159,3	176,3	90,4
6. Нафтохімік Прикарпаття	25,5	26,2	142,7	174,8	81,6
ВСЬОГО	349,7	286,7	2294,5	2181,8	105,2

Розміщення підприємств галузі НПЗ

3. Паливний комплекс України

Специфічною рисою розміщення нафтовидобувної промисловості є високий рівень її територіальної концентрації, а видобуток зорієнтований на найвигідніші умови експлуатації родовища.

Нафтовидобувна промисловість найбільш розвинена в районах крупних родовищ нафти. Підприємство нафтопереробної промисловості орієнтується на споживача нафтопродуктів, так, як передавати сиру нафту набагато легше, а також на сировинну базу. В недалекому минулому нафта перероблялась виключно в районах її видобутку.

Розміщення підприємств нафтопереробної промисловості залежить від розмірів споживання нафтопродуктів у різних районах, техніки переробки та транспортування нафти, територіального співвідношення між ресурсами.

Добута з надр землі нафта вміщує велику кількість піску, води та солі. Нафту треба очищувати, тому спочатку вона надходить до очищувальних заводів, котрі розміщуються в місцях її видобутку. Потім очищена нафта йде до нафтопереробних заводів, які будуються в районах її споживання.

Технічний прогрес призвів до відриву нафтовидобувної промисловості від нафтопереробної.

Наближення нафтопереробної промисловості до місць її споживання має свої переваги, які пов'язані з її зберіганням:

- Транспортування нафти є більш економічним ніж перевезення її виробів;

- Для транспортування нафти широко використовуються трубопроводи, які окрім сирої нафти здійснюють транспортування світлих продуктів;

- Зберігання сирої нафти дешевше ніж нафтопродуктів;

- Споживачам можливість одночасно використовувати сиру нафту, яка надходить з різних районів;

- Нафтопереробка в різних районах країни залежить не тільки від якості сирої нафти, але й від того, які види палива в місцевих умовах є найбільш ефективними.

Україна має великі перспективні нафтогазоносні площі. За оцінками спеціалістів можливі відкриття родовищ світового масштабу. Насамперед це стосується шельфу Чорного моря. Є також перспективи подальшого видобутку нафти і природного газув районах, де їх видобувають десятки років. По-перше, за існуючою на Україні неефективною технологією експлуатації нафтових родовищ близько 70% нафти залишається в надрах землі. По-друге, як виявилось, Україна недостатньо досліджена в геологічному відношенні, тобто є перспектива пошуку енергоносіїв практично на всій території Закарпаття, Передкарпаття, Волині, Чернігівщини, Причорномор'я, Донбасу, Придніпров'я тощо.

Українські геологи розвідують нові родовища нафти та газу. В Україні розвідано близько 300 родовищ, які є базою нафтогазової промисловості. Найбільш перспективним за видобутком нафти і газу вважається Дніпровсько-Донецький регіон, де зосереджено до 85% ресурсів країни. Відкриті газові родовища в Карпатському регіоні.

Нафтопереробна промисловість України представлена Лисичанським, Кременчуцьким, Херсонським, Надвірнянським, Дрогобицьким та Львівським нафтопереробними заводами.

Нафта і природний газ в Україні видобувають у Передкарпатті, на Лівобережній та в Причорноморському нафтогазоносному регіоні. Провідне місце належить Лівобережжю. Тут, у Чернігівській, Сумській та Полтавській областях є родовища високоякісної нафти. Вони мають значну кількість попутного природного газу, який використовується для газифікації навколишніх міст і сіл.

Найбільші родовища газу зосередженні в Харківській, серед яких особливо відоме Шебелинське. Менше 1\5 частини видобутку природного газу України зосереджено в Передкарпатті, це Дашава і родовища Івано-Франківської області. Доволі значні родовища природного газу на півдні країні передусім в Криму. В останні роки зростає видобуток газу з дна Чорного моря.

В Україні склалася густа мережа газопроводів, які ведуть від родовищ Харківської області, Передкарпаття і Криму до великих індустріальних центрів: Полтави, Києва, Кривого Рогу, Дніпропетровська, Одеси,Харкова, Сімферополя, Севастополя, Ялти тощо.

Найбільшими родовищами газу є Шебелинське, Західнохрестищенське та Єфремівське ( сумарні запаси перевищують 970 млрд. куб. м). найбільшими нафтовими родовищами є Доменське, Бориславське, Леляківське, Гнідинцівське та Глинсько - Розбищівське.

Понад 80% видобутих нафти та газу припадає на Дніпровсько - Донецьку нафтогазоносну область.

Кримсько - Причорноморська нафтогазоносна область охоплює Причорноморську западину (з Кримським Півостровом) та Азовське та Чорне моря.. в ній розвідано більше 60 родовищ нафти та газу.

Увагу привертають і райони Дніпровсько-Донецької западини. Саме тут у 1998-1991 роках виявлено 12 промислових родовищ нафти та газу в Сумській, Харьківській та Луганській областях. Нафта і газ знаходяться на глибині 3-3.5 км. У південних надрах Чорного моря є умови для виникнення ділянок з нафтогідратоутворенням на глибинах 700 - 750 м, а на глибинах 300 - 350 м - сумішей вуглеводних газів.

На Україні існує 6 великих нафтопереробних заводів (НПЗ), які знаходяться на території п'яти нафтовидобувних регіонів.

Західний регіон, до якого входять Закарпатська., Івано-Франківська, Волинська, Рівненська, Тернопільська, Хмельницька. Чернігівська та Львівська області. Більша частина бензину на світлих нафтопродуктах надходить з регіонів Дрогобицького НПЗ, в меншій частині з Надвірненського. Бензин високооктанованого ґатунку надходить з Литви, Угорщини, Словаччини та Росії.

Центральний регіон,- це Черкаська, Полтавська, Кіровоградська та Вінницька області. Основна кількість нафтопродуктів визначається наявністю Кременчуцького НПЗ. У меншій кількості надходить бензин з Лисичанська. Постачається також бензин російського та литовського походження.

Північний регіон представлений Житомирською, Київською, Чернігівською та Сумською областями. Основне постачання нафтопродуктів контролює Кременчуцький,Одеський та Надвірненський НПЗ. За рахунок великої питомої ваги оптових торгівців у Києві, частка вітчизняного бензину в столиці та області невисока.

Східний регіон,до якого входять Харківська, Дніпропетровська, Донецька та Луганська області. Цей промисловий район забезпечує Лисичанський Нпз (ЛИНОС), невелику частину в постачанні займає Кременчуцький НПЗ, а також є доля бензину з Росії та Литва.

Південний регіон - це херсонська, Запорізька, Миколаївська,Одеська області. В рівній мірі по району розходиться одеський та херсонський бензин. Але ж більша частина ринку, особливо в Запорізькій області, належить Кременчуцькому НПЗ. Крім того до Криму здійснюються одноразові постачання з Італії та інших країн дальнього зарубіжжя.

Всі шість українських нафтопереробних заводів втримують жорстку конкуренцію з боку імпортних нафтопродуктів, переважно російських та литовських.

ЗАТ УКРНАФТА (Кременчуцький НПЗ). Займає перше місце по переробці нафти в Україні. Транснаціональна фінансово-промислова нафтова компанія була заснована в 1995 році. 50 % уставного фонду компанії належить Фонду Госмайна України, 28% - Державному комітету республіки Татарстан, інша частина уставного фонду належить татарським підприємствам ТАТНАФТА та ТАТНАФТАХІМПРОМ.

Потужність Кременчуцького НПЗ складає 18 млн. т нафти в рік. В 2005 році було перероблено 4671 тис. т, з яких 80% - давальницька сировина.

В першому півріччі 2005 року УКРТАТНАФТА на 16% перевищила обсяг переробки в порівнянні з аналогічним періодом 2004 року.

ОАТ ЛИНОС (Лисичанський НПЗ). За перерахунками Держмайна України завод коштує 416 млн. гривень, але статусний фонд складає 9 877 421 гривню. Рентабельність роботи підприємства за минулий рік дорівнює 14,7 %.

ОДЕСЬКИЙ НАФТОПЕРЕРОБНИЙ ЗАВОД. Балансовий прибуток заводу 12 253, 6 тис. гривень, чистий прибуток 583 тис. гривень, рентабельність роботи підприємствав 2004 році складала 42,8%. 77% акцій належать держав, 8,13%-робітникам, 14,8%-було продано на сертифікатних аукціонах.

НАФТОПЕРЕРОБНИЙ КОМПЛЕСК ГАЛИЧНА (Дрогобицький НПЗ). За оцінкою, НПЗ коштує 118, 1 млн. гривень. До 20% акцій належить фізичним особам, 26% - фонду Держмайна, а інша частина - юридичним особам. Переваги заводу в наявності трубопроводу та близькому розташуванні біля кордону з Польщею, Угорщиною, Словаччиною та Молдовою.

ВАТ ХЕРСОННАФТОПЕРЕРОБКА (Херсонський НПЗ). Рентабельність заводу в 2004 році дорівнювала 11,2%. Об'єм реалізації продукції 54,7 млн. гривень. Планується будівництво гідро очистки дизельного палива, потужність якого буде складати до 2 млн. т в рік.

ВАТ НАФТОХІМІК ПРИКАРПАТТЯ (Надвірненський НПЗ). За попередніми перерахунками цей завод коштує 112.9 млн. гривень. Найбільшу кількість акцій має управління Державної кредитно-інвестеційної компанії ДЕРЖІНВЕСТ - 30%, ще 26% акцій знаходиться у державній власності. 20% переробленої в 2004 році сировини належало нафті, яка була видобута на карпатських промислах, 39% - належало охтирській нафті, а інша сировина - давальницька. Цей завод має вигідне географічне положення, великий об'єм споживання нафтопродуктів у прикарпатських областях, застосування нових технологій.

Таблиця 3.1. Постачання нафти на НПЗ України в січні - червні 2005 року, тис. т

Підприємство	Українська нафта		Прямі договора	Давальницька	з Росії	з Казахстану
	державна	давальницька	всього
ЗАТ Укртатнафта	495,1	239,5	734,5	99,8	1683	1119,6	564,3
АТ Линос	-	-	-	-	1644	1188,7	1391,9
АТ Херсоннафто-переробка	130,1	15,4	145,5	-	451,3	158,9	1391,9
Одеський НПЗ	-	23,9	23,9	-	939,6	939,6	1391,9
НПК Галичина	118,9	68,6	187,5	17,8	209,2	144,3	1391,9
ВАТ Нафтохімік Прикарпаття	140,4	71,5	211,9	59,8	62,2	47,3	1391,9
ВСЬОГО	884,5	418,9	1303,3	177,4	4990,2	3598,3	1391,9

4. Державне підприємство «Полтавське управління геофізичних робіт»

Державне підприємство «Полтавське управління геофізичних робіт» (ПУГР) Мінпаливенерго України - перше промислово - геофізичне підприємство в нафтовій промисловості України. ПУГР створено у 1966 році з метою надання промислово - геофізичних послуг підприємствам нафтогазового комплексу України.

Виробнича діяльність ДП « Полтавське УГР» пов'язано з організацією і виконанням промислово-геофізичних і прострілювально-вибухових робіт при проведенні пошуків, розвідки та експлуатації родовищ нафти, газу та інших корисних копалин і проведення комплексної інтерпретації геолого-геофізичної інформації на родовищах нафти та газу.

Державне підприємство «Полтавське управляння геофізичних робіт» (ПУГР) Мінпаливенерго України - це сервісне підприємство, що має в своєму розпорядженні передову техніку та технології для проведення усього спектра високоефективних геофізичних досліджень (ГДС) в пошукових, розвідувальних і експлуатаційних свердловинах, а також в свердловинах діючого фонду при контролі за розробкою родовищ нафти та газу.

Мета - досягти світового рівня надання сервісних послуг з геофізичних досліджень свердловин шляхом використання сучасних технологій і розширення спектру послуг з урахуванням місцевих особливостей і досягнень вітчизняного та зарубіжного приладобудування.

Досягнення підприємства

Проведено роботи на 948 свердловинах, які пробурені на 40 площах і родовищах.

За останні роки відкрито 5 нових родовищ нафти і газу Західно-Вільшанстке Східно-Решетняківське Середняківське Веснянське Західно-Радчеківське.

Проінтерперовано 10000 пластів з яких 925 рекомендовано для випробувань на продуктивність. Випробувано 160 об'єктів. Коефіцієнт підтвердження рекомендації складає 0.95-0.98.

ДП «ПУГР» надає доброчинну допомогу та безпосередньо приймає участь у розв'язанні злободенних проблем Полтави.

5. Основні напрямки розвитку нафтової галузі в Україні

Розвиток технічної цивілізації на землі в ХХ столітті характеризується стрімким збільшенням енергоспоживання. За оцінками, в 1955- 2005 роках населення планети використало 3/3 всього палива, добутого людством за час його існування. Такі бурхливі темпи розвитку енергетики спричинило появу гострих проблем.

На перший план виходить проблема ресурсозабезпеченості енергетичного господарства. З одного боку, сумарні запаси паливних ресурсів досить великі, до того ж щороку стають відомими нові поклади викопного палива. Крім того сучасна технологія відкриває доступ до використання нетрадиційних джерел енергії і це свідчить на користь того, що абсолютного дефіциту енергетичних ресурсів на планеті поки що не існує. З іншого боку, спостерігається відносна ресурсна обмеженість, зумовлена можливістю швидкого вичерпання найбільш доступних родовищ, і перехід до розробки складніших, що спричинює подорожчання енергоносіїв і робить використання більшої частини паливних ресурсів нерентабельними.

Але особливо загострились проблеми, пов'язані з негативним паливом енергетики на стан навколишнього середовища. Масове використання викопного палива - нафти, газу завдає збитків природі і здоров'ю людини через викиди, що містять важку метали та інші шкідливі речовини.

Рослини та океани вже не встигають поглинути всю кількість вуглекислоти, яка утворюється внаслідок спалювання органічного палива. Це веде до поступового збільшення її концентрації в атмосфері, що посилює «парниковий ефект» і викликає потепління клімату.

6. Поверхнево-активні системи для зниження в'язкості високов'язких нафт родовищ України

Дія на привибійну зону пласта з метою інтенсифікації видобування високов'язкої нафти завжди пов'язана з певними ускладненнями. По-перше, це низька приймальність свердловин за умови хороших фільтрафійно-ємнісних показників продуктивної природи. Це означає, що колектор за наявності звичайної нафти має добру приймальність, а в умовах високов'язкої нафти, навпаки, - низьку. Для того, щоб досягти рівня відповідно приймальності, необхідно мати спеціальні насосні агрегати і справні технічні та експлуатаційні колони. По-друге, технологічні рідини, що використовується для інтенсифікації припливу пластових флюїдів, зазвичай не мають хороших проникних властивостей, що призводять до різкого зростання тиску нагнітання. Досвід використання різних методів інтенсифікації на Бугруватінському нафтовому родовищі показав, що тільки окремі такі операції є успішними.

Окрім того, позитивний досвід використання понижувача в'язкості нафти на основі жириноксу для транспортування бугруватівської нафти спонукав до пошуку таких поверхнево-активних речовин (ПАР), що здатні до зниження в'язкості високов'язких нафт Бугріватівського, Коханівського, Орховицького, Личківського та інших родовищ.

В'язкість нафтових сумішей вивчали на реовіскозиметрі Хеплера в діапазоні швидкості зсуву 1 000 - 10 000 с-1. За отриманими даними обчислювали коефіцієнти к та n степеневого рівняння в'язкості: T=kyn. Дослідження проводили при кімнатній температурі, оскільки основні ускладнення під час видобування високов'язких нафт виникають у різні х охолодження.

У ході досліджень встановлено, що для нафт конкретних родовищ, які відрізняються за компонентним складом, необхідно підбирати понижувачі в'язкості індивідуального складу. Наприклад, уведення відомих понижувачів в'язкості до складу нафти Долинського родовища в усіх випадках призводить до зростання їх в'язкості (рис.6.1).

Рис.6.1.

Аналогічне явище спостерігається також для більшості поверхнево-активних речовин і нафти Личківського родовища.

Нафта Бугруватівського родовища характеризується динамічною в'язкістю від 600 до 50 000 мПа/с при кімнатній температурі залежно від умов конкретної свердловини. Раніше для пониження в'язкості даної нафти розроблено склад понижувача в'язкості на основі суміші жириноксу та савенолу, який подається у потік рідини у вигляді розчину на основі пластової води [1,2].

Основні дослідження з пошуку оптимальних понижувачів в'язкості для нафти Бугруватівського родовища проведено на зразок нафти, відібраної зі св.. 27 - Бугруватівської. Для дослідження використано наступні продукти: неопрол марок А та В (фірма «Хімнафтосервіс»), нафтазол марок 1090, 2080, 4060, 5050, 6040, 8020, 9010 (Прикарпатський національний університет ім.. В. Стефаника), депресатор «Рена-2210» (НВК «Галичина»). Крім того, на основі відомих та вищеназваних ПАР розроблено їх суміші. Результати цих досліджень на ведемо на рас. 6. 2. та 6. 3.

Встановлено, що всі досліджені поверхнево-активні речовини та суміші на їх основі здатні зменшувати в'язкість Бугруватівської нафти , але темп зниження залежить від конкретної ПАР.

Рис.6.2.



Рис.6.3.

Наприклад, неопрол-А, який є найкращим понижувачем в'язкості нафти Коханівського родовища, також здатний понижувати в'язкість нафти Бугруватівського родовища, при цьому максимум зниження досягає при 2 % концентрації ПАР у нафті. Однак такі показники зниження в'язкості нафти Бугруватівського родовища серед досліджених ПАР є середнім. Отримані результати ще раз підтверджують, що при кожної аномально в'язкої нафти потрібно розробити індивідуальний оптимальний склад понижувача в'язкості.

Встановлено, що найбільш ефективним ПАР з точки зору зниження в'язкості нафти Бугруватівського родовища є неопрол -В. так, максимальне зниження в'язкості досягає при 5 % вмісті ПАР і зменшується в 11 разів. Необхідно відзначити, що основне зниження в'язкості нафти спостерігається за наявності ПАР до 0,5 %. Подальше збільшення конденсації ПАР призводить, в основному, до незначного її зменшення.

7. Вибір методу визначення швидкості звуку у між трубному просторі видобувної свердловини (на прикладі св.. 1-Скороходівської)

Одним із основних і найбільш розповсюджених видів досліджень, які проводять на промислах,є визначення статичного та динамічного рівнів рідини в свердловині. Це здійснюють із метою виведення свердловини на режим після ремонту, для визначення стану глибинно-насосного обладнання у процесі роботи і розрахунку вибійного та пластового тиску.

Найбільш поширеним методом вимірювання рівня рідини в нафтових і газоконденсатних свердловинах є акустичний метод ехолокації. Він ґрунтується на використанні інформації про затримку відбитого від рівня рідини ехо-сигналу відносно моменту зондування та визначенні середньої швидкості звуку на шляху від гирла свердловини до рівня рідини.

Якщо час затримки ехо-сигналу легко і з високою точністю можна виміряти сучасними електронними засобами, то під час оцінювання швидкості звуку у між трубному просторі свердловини виникає назка непростих проблем, а саме: необхідність урахування складу газу та його вологості, а також тиску і температури. Проблема полягає ще й у тому, що за умови використання механізованих способів експлуатації нафтових свердловин дані про рівень рідини є обов'язковим інформаційним параметром для обчислення такого важливого показника стану експлуатації свердловини, як тиск на вибою. Швидкість звуку в газовому середовищі свердловини значною мірою залежить від вищевказаних параметрів і може знаходитись в широкому діапазоні (250 - 450 м/с), що призводить до відповідних похибок визначення статистичних і динамічних рівнів( 7.1).

Існує три методи визначення швидкості звуку в міжтрубному газі: розрахунково-аналітичний, резонансний, локація реперів.

Розрахунково-аналітичний метод. Швидкість звуку v тиск, температура і склад газу зв'язані між собою рівнянням Лапласа:

л, (7.1)

Де л-показник адіабати;

Р0 - тиск, виміряний до проходження в газі збуджуючого імпульсу;

С- питома вага газу;

R-універсальна газова стала;

Т- температура газу;

µ-в'язкість газу (7.2).

Незважаючи на точність розрахунково-аналітичного для оперативного і малозатратного отримання результату, тому що для одержання даних про склад нафтового газу потрібен відбір проб із наступним їх аналізом. Окрім того, газ для аналізу відбирають в обмеженому об'ємі, і при цьому не враховують неоднорідності його складу по стовбуру свердловини. Цей метод можна застосувати для попередніх оцінок швидкості звуку на родовищах і перевірки експериментальних даних.

Резонансний метод. Суть його полягає в замірах характеристики хвиль, що збуджуються в замкнутому об'ємі. Відомий «трубний» метод, за яким трубу відомої довжини L заповняють газом із міжтрубого простору і збуджують у ньому стоячу хвилю частотою f або посилають короткий акустичний імпульс. У першому випадку вимірюють частоту стоячої хвилі, а швидкість звуку розраховують за формулою:

f, (7.2)

Де n - номер моди стоячої хвилі.

У другому випадку вимірюють час Т розповсюдження імпульсу в трубі між посиленням імпульсу та його фіксацією і визначають швидкість звуку за формулою:

 (7.3)

паливна нафтова промисловість

Однак резонансні методи мають суттєві недоліки:

- Взятий для аналізу газ знаходиться в міжтрубному просторі свердловини, тому важко враховувати розподіл температури і тиску по її стовбуру;

- Аналізують невелику порцію газу, при цьому не враховують неоднорідність його складу по стовбуру свердловини;

- Неминуче втравлювання газу із міжтрубному простору під час оцінювання швидкості звуку порушує рівновагу складу газу та змінює його газодинамічні властивості. У результаті отримана величина швидкості звуку може значно відрізнятися від реальної (7.3).

Метод локації реперів е має недоліків розрахунково-аналітичного і резонансного методів, оскільки під час замірювання аналізують увесь стовп газу (чи значу його частину), що знаходиться в стаціонарних умовах свердловини. Розрізняють методи локації поодиноких реперів і муфт насосно-компресорних труб (НКТ).

Метод локації поодиноких реперів передбачає ехолокацію тучного чи природного репера, що знаходиться в міжтрубному просторі свердловини з відомою глибиною установки H. Для обрахування швидкості звуку у репері вимірюють час появи відбиття від репера Tвід, значення якого підставляють у формулу:

. (7.4)

Такий спосіб дає хороший результат, якщо репер знаходиться не набагато вище рівня рідини, що в практиці зустрічається дуже рідко (7.4).

Метод локації муфт НКТ також можливий, тому що кожна муфта фактично виконує роль репера з відомим положенням. Недоліки цього методу - відсутність достовірності виявлення муфт і різна довжина всіх НКТ (7.5, 7.6).

За наявності репера відносну похибку вимірювання рівня рідини у свердловині можна обчислити за простою формулою:

(7.5)

Де - відносна похибка визначення середньої швидкості звуку на відрізку репера - рівень рідни;

- відстань між репером і рівнем рідини;

h - рівень рідини відносно поверхні.

Із наведеної формули видно, що при відомій відстані від поверхні до репера похибки вимірювання рівня рідини стає в разів менша іж похибка визначення швидкості звуку.

Размещено на Allbest.ru