159 Нефть», «Первомайнефть» и «Богатовскнефть» объединения «Куй-

бышевнефть».

С большим творческим подъемом трудился в одиннадцатой пя­

тилетке коллектив нефтегазодобывающего управления «Мамонтов-

нефть» объединения «Юганскнефтегаз» Главтюменнефтегаза. Со­

средоточив усилия на изыскании и приведении в действие внут­

ренних резервов при максимальном использовании возможностей

техники и передовой технологии, труженики управления досрочно

завершили пятилетнее задание. В результате внедрения центро­

бежных электронасосов повышенной надежности они увеличили

межремонтный период работы скважин до 407 сут.

За выдающиеся достижения в труде в 1985 г. были удостоены

Государственной премии СССР мастера по добыче нефти и газа

В. С. Косачев (нефтегазодобывающее управление «Ишимбай-

нефть»), И. Л. Пичкур (объединение «Урайнефть») и Т. Б. Фасхи-

ев (нефтегазопромысловое управление «Джалильнефть»).

В двенадцатой пятилетке будет происходить дальнейший рост

'фонда скважин с последующим переводом их на механизирован­

ные способы эксплуатации, поэтому проблема дальнейшего повы­

шения использования фонда скважин становится весьма важной.

Контрольными цифрами, утвержденными XXVII съездом

КПСС, предусматривается увеличить межремонтный период рабо­

ты скважин за двенадцатую пятилетку в 1,4—1,8 раза.

Добыча и переработка нефтяного газа

В годы одиннадцатой пятилетки значительное внимание уделя­

лось повышению эффективности добычи и переработки нефтяного

газа. В результате коэффициент использования ресурсов нефтяного

газа увеличился с 68,6% в 1980 г. до 75,0% в 1985 г., а потери неф­

тяного газа в год за этот период были снижены на 14%.

В десятой и одиннадцатой пятилетках была реализована об­

ширная программа строительства газоперерабатывающих заводов.

Мощность заводов, построенных в течение этого десятилетия, пре­

вышала мощности, введенные в действие за весь предшествующий

20-летний период. В целом по стране объем переработки нефтяного

«газа увеличился в период 1981—1985 гг. на 6,6 млрд. м

3

.

За это же время была решена крупная народнохозяйственная

задача по созданию в Западной Сибири технической базы для бо­

лее полного и рационального использования ресурсов нефтяного

газа этого региона путем строительства газоперерабатывающих за­

водов: Нижневартовского, Белозерного, Сургутского и Южно-Ба-

лыкского.

Развитие переработки газа в стране обеспечило устойчивый

рост производства ценной продукции. Так, в 1985 г. производство

сжиженных газов составило 2,2 млн. т, производство нестабильно­

го газового бензина за 1080—1985 гг. увеличилось с 2 до 4,3 млн.т,

серы — с 9 до 10,5 тыс. т, а сухого отбензинепного газа — до

24,2 млрд. м

3

(в 1,5 раза).

160 Однако проблема полного использования ресурсов нефтяного

газа пока еще не решена. Суммарные потери его по Миннефтепро-

му составили за 1981—1985 гг. более 60 млрд. м

3

; только в 1985 г.

было сожжено 11,7 млрд. м

3

газа. Темпы роста переработки нефтя­

ного газа до сих пор значительно отстают от темпов прироста ре­

сурсов и добычи газа. В 1985 г. было переработано всего лишь 55%

ресурсов и 73 % объема добычи нефтяного газа.

Падение добычи нефти и нефтяного газа в старых нефтедобы­

вающих районах и концентрация газопереработки в новых выдви­

нули со всей остротой задачу повышения эффективности отрасли,

прежде всего за счет полной загрузки действующих заводов сырь­

ем. Следует отметить, что поставки нефтяного газа только на заво­

ды Урало-Поволжья с 1980 по 1985 г. сократились на 35%; ухуд­

шилось и качество перерабатываемого газа (на 18% снизилось

потенциальное содержание в газе жидких углеводородов).

В 1985 г. использование мощностей газоперерабатывающих

заводов составило по объединению «Укрнефтегазопереработка»

30%, по Миннибаевскому заводу 49,6%, по Туймазинскому заводу

32,3 %, по Пермскому заводу 35 %. Так и не смогли достичь проект­

ных показателей по переработке газа Шкаповский, Белорусский

газоперерабатывающие заводы, вторая очередь Пермского завода

и Грозненский завод.

Снизилась и загрузка жидким сырьем газофракционирующих

установок с 61,3% в 1980 г. до 53,1% в 1985 г. Особенно низким

в 1985 г. было использование мощности таких установок на Гроз­

ненском газоперерабатывающем заводе — 22,9 %.

За 1981—1985 гг. темп прироста объема переработки газа опе­

режал темп прироста выработки жидкой продукции в 2 раза. Сте­

пень извлечения этана и Сз+высш. при переработке нефтяного

газа в 1985 г. составила соответственно 17 и 81,7%. Суммарные

потери этих фракций за счет неполного их извлечения достигли

почти 5 млн. т. Производство гелия на Миннибаевском и Отраднен-

ском газоперерабатывающих заводах за 1980—1985 гг. сократи­

лось на 42 %.

Недостаточно эффективно использовались новая технология и

техника переработки нефтяного газа. Отечественное машинострое­

ние все еще сдерживает развитие газоперерабатывающей промыш­

ленности. До сих пор отсутствует специализация машиностроения

для нужд этой отрасли. Особенно отстает обеспечение газоперера­

батывающих заводов современными средствами автоматизации уп­

равления производством, продолжается некомплектная поставка

оборудования, причем с низкими эксплуатационными характери­

стиками. Это в основном определяет неудовлетворительную глу­

бину переработки газа.

За годы одиннадцатой пятилетки извлечение целевых углеводо­

родов увеличилось в среднем по всем газоперерабатывающим за­

водам незначительно (с 68,7 до 81,7%). Неудовлетворительно об­

стоит дело и с извлечением этана. Динамика технико-экономиче­

ских показателей по газопереработке также показывает, что

М Заказ № 956 161 достигнутый технико-экономический уровень не соответствует тре­

бованиям значительного повышения эффективности газоперераба­

тывающего производства.

Ликвидация потерь нефтяного газа, достижение 96—97%-ного

уровня использования его ресурсов потребуют:

повышения темпов ввода и освоения мощностей по переработке

газа;

разработки и широкого внедрения на отдаленных нефтяных

промыслах передвижных малогабаритных газоперерабатывающих

установок (особенно на мелких месторождениях и для использова­

ния газов концевых ступеней сепарации);

внедрения установок по очистке газа от сернистых соединений

(обустройство месторождений Тенгиз и Жанажол);

совершенствования техники и технологии нефтегазопромысло-

вого обустройства скважин;

создания принципиально новых технологических схем и обору­

дования для реализации газа непосредственно в районах добычи.

Рациональное использование ресурсов нефтяного газа тесно

связано с увеличением степени его переработки. При сохранении

современного уровня извлечения целевых компонентов к 2000 г.

потери этана составят 1,5—2,0 млн. т, а жидких углеводородов —

почти 3 млн. т. Вместе с тем именно эта продукция газопереработ­

ки может обеспечить замену дефицитных нефтепродуктов, исполь­

зуемых в настоящее время в качестве сырья в нефтехимии (бензи­

нов), а также частично высвободить из топливно-энергетического»

баланса страны нефтяное котельное топливо (мазут).

Вовлечение в переработку почти всего добываемого нефтяного

газа, увеличение степени извлечения этана и жидких углеводоро­

дов потребуют:

дальнейшей разработки и внедрения системы криогенной тех­

нологии;

внедрения турбодетандерной схемы переработки газа на отече-

ственном оборудовании (Губкинский и Красноленинский газопе-

рерабатывающие заводы);

включения этановых производств в технологию газоперераба­

тывающих заводов Западной Сибири, Коми АССР и других рай­

онов;

создания техники и технологии, обеспечивающих гибкость схем

для переработки различных видов сырья на газоперерабатывающих

заводах с падающей загрузкой;

создания принципиально новых высокоэффективных процессов

разделения газа без применения низких температур;

рационального использования всей продукции газоперерабаты­

вающих заводов преимущественно с развитием ее химической пере­

работки.

Начавшиеся в десятой и одиннадцатой пятилетках важные

сдвиги в переработке нефтяного газа будут осуществляться в пер­

спективе еще более высокими темпами и в более крупных масшта­

бах. Почти 70% всего объема переработки в двенадцатой пятилет-

162 ке будет приходиться на Западную Сибирь — Нижневартовский,

Южно-Балыкский, Белозерный, Сургутский, Локосовский, Красно-

ленинский и Губкинский газоперерабатывающие заводы. Крупные

мощности по производству этана намечено ввести в состав устано­

вок производственного объединения «Сибнефтегазпереработка»

(15—20 млрд. м

3

), Усинского завода, а также Волго-Уральского

региона.

Ликвидация потерь нефтяного газа будет осуществлена за счет

широкого внедрения на промыслах малогабаритных комплектно-

блочных установок. Предполагается строительство передвижных

установок суммарной мощностью более 3 млрд. м

3

, в том числе в

Западной Сибири — 1,5 млрд. м

3

. Более рациональным станет ис­

пользование нефтяного газа и продукции его переработки. Удель­

ный вес переработки газа по отношению к добыче возрастет до

90—95%- Этан, газовый бензин и значительная часть сжиженных

газов будут использованы как ценное нефтехимическое сырье.

Таким образом, от задач повышения уровня утилизации нефтя­

ного газа на основе его отбензинивания газопереработка должна

перейти к обеспечению производства высококачественной нефтехи­

мической и энергетической продукции.

Для повышения экономической эффективности добычи и пере­

работки нефтяного газа необходимо обеспечить ускоренное разви­

тие научно-технического прогресса с целью создания:

комплексов по совместной подготовке нефти, воды и перера­

ботке нефтяного газа (центральный пункт сбора — газоперераба­

тывающий завод), позволяющих осуществить все ступени сепара­

ции нефти, подготовку воды и 100%-ную переработку газа всех

ступеней сепарации, включая продукцию стабилизации нефти;

технологии двухфазного транспорта нефтяного газа;

комплектно-блочных автоматизированных промысловых ком­

прессорных станций с осушкой на базе центробежных компрессо­

ров с электроприводом, а также с приводом от газовой турбины

мощностью 1000 кВт;

комплектно-блочных малогабаритных установок производитель­

ностью 25 и 100 млн. м

3

/год и др.;

комбинированных низкотемпературных процессов в установ­

ках переработки газа с детандером, жидкостными вихревыми

трубами, дросселированием жидких потоков производительностью

1 млрд. м

3

/год;

технологических процессов в установках с использованием

мембран для осушки, очистки и извлечения Сз+высш. из нефтяно­

го газа на базе оборудования в модульном исполнении производи­

тельностью 1 млрд. м

3

/год;

жидкостной осушки нефтяного газа путем использования вы­

сокоэффективного массообменного оборудования.

Нефтепромысловое строительство

Нефтепромысловое строительство характеризуется малообъем-

ностыо и многочисленностью отдельных объектов, территориаль-

163 ной разбросанностью, отдаленностью от мест сосредоточения круп­

ных строительно-монтажных организаций, сложными транспорт­

ными схемами доставки оборудования и материалов. Нефтепромыс­

ловые объекты действуют в сложных климатических и гидрогеоло­

гических условиях. Объекты системы сбора, подготовки и транс­

порта нефти, воды и нефтяного газа работают в условиях, когда в

процессе эксплуатации в зависимости от обводненности и других

свойств добываемой продукции, а также от способов добычи нефти

изменяется состав сооружений.

Высокие темпы освоения новых месторождений, особенно в За­

падной Сибири, привели к резкому увеличению объемов капитало­

вложений на нефтепромысловое обустройство и потребовали тех­

нического перевооружения отрасли, направленного на повышение

эффективности капитального строительства.

Техническое перевооружение в отрасли шло по пути комплекс-

ной автоматизации технологических процессов добычи, сбора и

подготовки нефти и индустриальных методов строительства, осно­

ву которых составило широкое применение блочного автоматизи­

рованного оборудования и блочно-комплектных устройств завод­

ского изготовления.

В итоге многолетней работы научно-исследовательских, проект­

ных, конструкторских и строительных организаций Миннефтепро-

ма, Минхиммаша, Миннефтегазстроя, Минприбора и других мини­

стерств и ведомств по совершенствованию нефтепромыслового

строительства метод блочно-комплектного строительства стал осно­

вой, обеспечивающей высокие темпы ввода мощностей в эксплуа­

тацию.

Снижение эффективности индустриальных методов нефтепро­

мыслового строительства в эти годы объясняется следующими при­

чинами:

отсутствием комплексного решения проблемы. Блочное обору­

дование основного технологического назначения разрабатывалось

без учета компоновочных решений, унификации оборудования;

низкими темпами разработки и освоения блочного автоматизи­

рованного оборудования (БАО);

отставанием объемов производства БАО от потребностей от­

расли;

некомплектной поставкой блоков БАО;

низкими качеством и эксплуатационной надежностью БАО.

Перечисленные недостатки привели к тому, что обустройство»

нефтяных месторождений и строительство коммунально-бытовых

объектов стали резко отставать от объема добычи нефти, особенно

в Западной Сибири. Как известно, это явилось, одной из причин

срыва планов добычи нефти в годы одиннадцатой пятилетки.

Стало обычной практикой, когда на проектный максимальный

уровень добычи нефти месторождения выходят при реализации

объема строительно-монтажных работ всего на 35—50%, что так­

же служит одной из основных причин современных трудностей на­

ращивания добычи нефти и разработки месторождений. Такое по-

164 ложение имело место, например, на Варьеганском, Северо-Варье-

ганском и других месторождениях Западной Сибири. Технологи­

ческими схемами их разработки ввиду высоких газовых факторов

(200—300 м

3

/т) и наличия газовых шапок был предусмотрен газ-

лифтный способ эксплуатации скважин. Однако на этих месторож­

дениях до конца одиннадцатой пятилетки даже не приступили к

строительству компрессорных станций и систем газораспределения.

По этой причине на месторождениях простаивают несколько сот

скважин, прекративших фонтанирование и не поддающихся экс­

плуатации центробежными электронасосами.

Основное развитие нефтяной промышленности, как известно,

намечено в северных приполярных зонах Западной Сибири. Эти

районы характеризуются весьма суровыми почвенно-климатиче-

скими условиями, большой отдаленностью от индустриальных

центров страны и практически полным отсутствием местных ра­

бочих и технических кадров. Строительные работы в этом регионе

в 5 раз, а иногда и больше дороже аналогичных работ в централь­

ных районах. Стоимость транспортных перевозок весьма велика,

поскольку иногда единственно возможным транспортным средст­

вом является авиация (вертолеты).

Однако нефтяникам приходится работать в этих районах с той

же техникой и технологией, с какими они работают в зонах с уме­

ренным климатом. Для того чтобы в этих сложных условиях уско­

ренными темпами создавать промыслы и мощности по добыче неф­

ти, требуются новые эффективные технологии и технические сред­

ства, особенно в области обустройства промыслов.

Для северных условий промыслы нужно создавать на заводах

в виде блочных комплексов, которые должны устанавливаться на

месторождениях с минимальным производством строительных

работ.

В условиях северных нефтяных промыслов особое значение

приобретают надежно работающая автоматика и наличие автома­

тизированных систем управления технологическими процессами.

Но поставляемые Миннефтепрому средства автоматизации в усло­

виях Севера просто не работают.

Еще хуже обстоят дела с автоматизированными системами уп­

равления (АСУ) для отдельных технологических процессов, осу­

ществляемых на промыслах (сбора воды, обезвоживания нефти,

подготовки газа и др.). Такие АСУ отсутствуют, и нефтяникам

приходится затрачивать весьма дорогую и дефицитную рабочую

силу на то, что должны выполнять приборы и ЭВМ.

Следует особо отметить, что промыслы не имеют средств изме­

рения дебитов нефти, воды и газа для широкого ряда категорий

скважин. Отсутствие таких средств лишает возможности контро­

лировать процессы разработки залежей и режимы работы скважин

и управлять ими, а в конечном счете повышать эффективность

добычи нефти.

Применяемые групповые замерные установки типа «Спутник»

не могут с необходимой точностью определить дебит скважин, если

165 он меньше 5—8 т/сут или если количество газа, которое извлекает­

ся вместе с нефтью, превышает 250—300 м

3

/т.

Настоятельно необходимо, чтобы Минхиммаш, Минчермет

СССР, Минприбор, Миннефтегазстрой силами своих научно-иссле­

довательских институтов, конструкторских бюро и опытных произ­

водств в возможно более короткие сроки обеспечили нефтяников

эффективными, надежно работающими, блочно-комплектными ма­

логабаритными автоматизированными комплексами для процессов

сбора и сепарации нефти, сбора воды, деэмульсации, подготовки

газа в условиях северных промыслов и набором измерительных

приборов, установок, позволяющих определять производительность

малодебитных скважин с высокими газовыми факторами, а также

измерять низконапорные газовые потоки.

Капиталовложения в нефтедобывающую

промышленность

Усложнение условий развития нефтяной промышленности ока-

зало влияние на экономические показатели. В последние годы зна­

чительно возросли капиталовложения. В одиннадцатой пятилетке

по нефтедобывающей отрасли они увеличились по сравнению с де­

сятой пятилеткой в 1,2 раза, а по сравнению с девятой пятилет­

кой — в 2,9 раза. В значительной мере рост капиталовложений

обусловлен увеличением ввода мощностей по добыче нефти, обес­

печивающих компенсацию падения ее на старых месторождениях,

сдвигами в территориальном размещении вводимых мощностей,

расширением фронта капитального строительства в северных и

восточных районах страны, усложнением условий бурения и до­

бычи нефти и газа, а также дальнейшим техническим перевоору­

жением отрасли и возрастанием затрат на замену выбывающих

основных фондов в связи с увеличением общей их стоимости.

Из общего объема капиталовложений подавляющая часть по­

шла на компенсацию падения добычи нефти.

Более высокими темпами росли капиталовложения в новые

районы нефтедобычи. За одиннадцатую пятилетку вложения в За­

падной Сибири увеличились в 2,7 раза, в Коми АССР — в 2,1 раза,

в Казахстане — в 1,9 раза.

Рост капиталовложений в нефтяную промышленность обусло­

вил возрастание стоимости основных производственных фондов. За

1976—1985 гг. промышленно-производственные основные фонды

возросли в 3,2 раза.

При росте общей стоимости основных фондов в нефтяной про-

мышленности за годы десятой пятилетки в 1,9 раза, одиннадца-

той — в 1,7 раза стоимость ликвидированных за эти периоды ос-

новных фондов увеличилась примерно в 1,3 раза — на 30 и 27%,

что свидетельствует о замедлении темпов обновления фондов и их

старении. Коэффициент общей эффективности капиталовложений

в нефтяной промышленности, исчисленный в действующих опто-

вых ценах на нефть, снизился с 0,15 в десятой пятилетке до 0,08

166 в одиннадцатой, в оценке по замыкающим затратам на нефть —

соответственно с 1,22 до 0,96.

Рост фонда скважин и их средней стоимости при снижении в

последние годы дебитов скЕажин обусловил возрастание условно-

постоянных расходов на 1 т добытой нефти: на содержание и

эксплуатацию оборудования, амортизационные отчисления и др.

В определенной мере на уровень себестоимости нефти повлиял пе­

ресмотр цен и ставок отчислений на погашение затрат на геолого­

разведочные работы (с 1975 г.).

Факторы, обусловливающие удорожание себестоимости неф­

ти, — падение дебитов скважин, рост обводненности добываемой

продукции, преобладание механизированных способов добычи,

рост глубин новых скважин и их стоимости — имели место в боль­

шинстве нефтедобывающих районов. В десятой пятилетке начался

рост себестоимости добычи нефти в Западной Сибири, что в значи­

тельной степени определило и ее среднеотраслевую динамику.

Рост добычи нефти, увеличение числа вводимых в эксплуата­

цию новых скважин, расширение масштабов буровых работ, капи­

тального строительства — все это потребовало привлечения допол­

нительных трудовых ресурсов. Общая численность работающих в

системе предприятий нефтяной промышленности за период 1975—