Нефть и нефтепродукты
AP Argus Petroleum возникла как компания, торгующая непосредственно сырой нефтью и очищенными нефтепродуктами, что и по сей день остается существенной частью нашей деятельности.
Физическая торговля требует устойчивых отношений между поставщиками и покупателями, в тандеме с идеальной логистикой, финансовыми возможностями, управлением рисками и маркетингом.
Для того чтобы добиться позиции узнаваемой международной торговой компании, мы продумываем каждый шаг своего менеджмента и доставки торговых услуг.
Наша эффективная бизнес стратегия и плодотворные отношения с ведущими компаниями и крупными НПЗ позволили нам предоставлять товары неоспоримого качества по конкурентоспособным ценам, что делает AP Argus Petroleum сильным участником на европейском и азиатском рынке нефти. AP Argus Petroleum предлагает широкий ассортимент товаров, таких как: сырая нефть, легкие и средние дистилляторы, тяжелые нефтяные фракции, топливный газ, нефтехимия и добавки.
Сырая нефть
Сырая нефть представляет собой сложную смесь сотен соединений, включая твердые тела, жидкости и газы, которые отделяются в процессе рафинирования. Сырая нефть является одним из самых востребованных товаров.
Это природное ископаемое можно превратить в дизельное топливо, бензин, мазут, топливо для реактивных двигателей, керосин и различные виды нефтехимии.
AP Arguspetroleum обеспечивает маршруты поставок всех основных сортов сырой нефти морским, железнодорожным и трубопроводным транспортом.
Легкие дистилляторы
Пропан (С3), бутан (С4) или пропан/бутан смеси (С3/С4 или Р-В смесь) как топливо имеют идеальные свойства и широко используется по всему миру. У них высокое содержание энергии и относительно низкое содержанием серы. Это топливо чистого сгорания можно экономично транспортировать в жидкой форме и использовать как жидкость или газ.
Те же самые железнодорожные/автоцистерны и резервуары для хранения могут использоваться для пропана или пропан/бутан смесей (в разных пропорциях содержания пропана и бутана, в зависимости от сезона).
Мы регулярно поставляем клиентам Р-В смеси от всемирно известных НПЗ в соответствии с Европейским стандартом EN 589; спецификациями ASTM D 1835 и GPA.
Бензин используется во всем мире преимущественно в качестве топлива для двигателей внутреннего сгорания. Отличительная черта бензиновой смеси – способность противостоять слишком раннему воспламенению (что вызывает стук и снижает эффективность в поршневых двигателях); измеряется она октановым числом.В рамках нашей деятельности, связанной с торговлей бензином, мы укрепляем свою позицию на рынке 95 RON и 98 RON бензина, в соответствии со спецификацией EN 228.
Работая на основе спот-рынка, мы гарантируем гибкость цен, а наша развитая сеть транспортных услуг обеспечивает своевременную доставку бензина для наших европейских клиентов.
Средние дистилляторы
В соответствии с регламентом, направленным на сорта с низким содержанием серы, наш бизнес, связанный с нефтяным топливом, сконцентрирован на физической торговле дизельным топливом с ультра низким содержанием серы. Мы можем предложить своим клиентам автомобильное дизельное топливо, которое в Евросоюзе соответствует стандарту EN 590 с максимальным содержанием серы 10 ppm.
По просьбе наших клиентов мы можем обеспечить поставку других сортов дизельного топлива, а именно: с 50 ppm содержания серы, 350 ppm для железнодорожного дизельного топлива, 1000 ppm для морского дизельного топлива, вплоть до 2000 ppm.
AP Arguspetroleum имеет долгосрочные контракты на поставку дизельного топлива преимущественно в Европу, хотя мы планируем расширить наше присутствие в Азии, за счет поставок морским и железнодорожным транспортом.
Сохранение глобальной перспективы и понимание специфики местного рынка дизельного топлива, а также прочные связи с основными европейскими НПЗ и нефтебазами будет гарантией того, что мы можем предоставить своим клиентам продукцию самого высокого качества, предлагая управление рисками и своевременную доставку (как морским, так и наземным транспортом).
AP Arguspetroleum предлагает JET A-1 – авиационное топливо, также известное как керосин, которое подходит для большинства реактивных самолетов. Наш товар соответствует всем международным требованиям, а именно: DEF STAN 91/91, спецификация ASTM 1655 и НАТО F-35.
В настоящее время для военных и коммерческих самолетов используют реактивное топливо, которое производится практически исключительно из керосиновой фракции сырой нефти или при аналогичных сокращениях интервала температур кипения в определенных процессах нефтепереработки. Основные требования сконцентрированы на содержании серы и ароматических свойствах, характеристиках чистого сгорания и стабильности при хранении. Мы главным образом поставляем товар нашим клиентам из европейских НПЗ посредством железнодорожного транспорта.
Тяжелые дистилляторы
Наша команда располагает превосходным знанием о рынке и эффективной партнерской сетью для осуществления регулярных поставок тяжелого газойля, мазута и смазочных материалов как для средних промышленных предприятий, так и малого бизнеса.
Топливный газ
В связи с постоянным ростом спроса на европейский газ и изменением в европейском ценовом формате, торговля СПГ стала значительной частью нашей бизнес стратегии.
Политика нашей компании сосредоточена на создании активного присутствия на рынке СПГ, а стратегическое партнерство с российскими производителями и поставщиками газа предоставляет возможности для установления далеко идущих позиций на азиатском рынке СПГ. Мы также ожидаем новые возможности поставок СПГ из США и Австралии.
Нефтепродукты
Химикаты полученные из нефти или природного газа – нефтепродукты – в настоящее время являются существенной частью химической промышленности. Наша деятельность, связанная с торговлей нефтепродуктами, охватывает обе группы нефтепродуктов: олефины (включая этилен и пропилен) и арены (включая бензол, толуол и ксилол).
Добавки
AP Arguspetroleum предлагает соединения, смешанные с нефтепродуктами для изменения их свойств, такие как октан, цетан и др. Некоторые соединения могут быть получены из биомассы, в то время как другие могут иметь углеводородное происхождение.
AP Arguspetroleum может предложить следующие продукты:
- кислородосодержащие соединения, такие как спирты (метанол, этанол),
- простые эфиры (такие как МТБЭ (метил-трет-бутиловый эфир),
- ТАМЭ (трет-амил-метиловый эфир)
- эстеры (рапсовый метиловый эфир, диметиловый эфир и др.)
- химические соединения (такие как TML, TEL и детергенты)
Биотопливо
AP Arguspetroleum продает биотопливо, в частности биодизель, средним и крупным клиентам в Европе, преимущественно посредством железнодорожного транспорта. Наши товары всегда имеют ISCC сертификаты и соответствуют всем законодательным требованиям страны назначения. Пожалуйста, свяжитесь с нами, сообщите о своих требованиях и мы будем действовать согласно правовой политике Вашего рынка.
Источник: https://arguspetroleum.com/ru/oil-petroleum-products/
Нефть
Химический состав Характеристики Плотность серы Фракции воды Механические примеси Вязкость
Нефть обладает исключительно высокой теплотворной способностью: при горении нефть выделяет значительно больше тепловой энергии, чем другие горючие смеси.
Нефть добывается и используется с 6-го тысячелетия до нашей эры. Самые древние промыслы известны на берегах Евфрата, в Керчи, в китайской провинции Сычуань.
Химический состав нефти
Химический состав нефти
Нефть / состав нефти: выделяют углеводород, асфальто-смолистые и зольные компоненты, а также порфирины и серу.
Углеводороды, содержащиеся в нефти, делятся на три основные группы: метан, нафтеновый и ароматический.
Метановые (парафиновые) углеводороды химически наиболее стабильны, а ароматические — наименее стабильные (они имеют минимальное содержание водорода). В то же время ароматические углеводороды являются наиболее токсичными компонентами нефти.
Соединение нефть — асфальт — смола частично растворимо в бензине: растворимая часть представляет собой асфальтены, а нерастворимая часть — смолу.Интересно, что в смоле содержание кислорода достигает 93% от его общего количества в составе нефти.
Порфирины представляют собой азотистые соединения органического происхождения, они разрушаются при температуре 200-250 ° С.
Сера присутствует в составе нефти либо в свободном состоянии, либо в виде соединений сероводорода и меркаптанов.
Нефть, а точнее ее зольная часть представляет собой остаток, полученный при его сжигании, состоящий из различных минеральных соединений.
Характеристики сырой нефти
Нефть, добываемая непосредственно из скважин, называется сырой. При выходе из нефтяного резервуара нефть содержит частицы горных пород, воды, а также растворенных солей и газов.
Эти примеси вызывают коррозию оборудования и серьезные трудности при транспортировке и переработке сырой нефти. Таким образом, для экспорта или доставки на удаленные нефтеперерабатывающие заводы из горных предприятий необходима его промышленная переработка: вода, механические примеси, соли и твердые углеводороды удаляются из нее, и газ выделяется.
Газ и большинство легких углеводородов должны быть отделены от нефти, потому что они являются ценными продуктами и могут быть потеряны во время хранения. Кроме того, присутствие легких газов при транспортировке нефти через трубопровод может привести к образованию газовых мешков на повышенных участках маршрута.
Нефтепродукты, очищенные от примесей, вода и газы поставляются на нефтеперерабатывающие заводы, где во время переработки производятся различные виды нефтепродуктов.
Качество сырой нефти и нефтепродуктов, полученных из нее, определяется ее составом: именно он определяет направление нефтепереработки и влияет на конечные продукты.
Важнейшими характеристиками сырой нефти являются плотность, содержание серы, фракционный состав, а также вязкость и содержание воды, хлоридные соли и механические примеси.
Плотность нефти
Одним из основных свойств необработанной нефти является ее плотность, которая зависит от содержания тяжелых углеводородов, таких как парафин и смолы.
Ее экспрессия используется как относительная плотность, выраженная в г / см3, и плотность, выраженная в единицах Американского института нефти — API, измеренная в градусах.
Относительная плотность нефти = масса соединения / масса воды API = (141,5 / относительная плотность) — 131,5
| Нефть | Относительная плотность, г/см3 | Плотность API, °API |
| light | 0,800-0,839 | 36°-45,4° |
| average | 0,840-0,879 | 29,5°-36° |
| heavy | 0,880-0,920 | 22,3°-29,3° |
| very heavy oil | more 0,920 | less 22,3° |
Чем меньше плотность нефти, тем легче процесс переработки и тем выше качество производимых из нее продуктов.
серы в нефти
В соответствии с содержанием серы нефть в Европе и России делится на малосернистые (до 0,5%), серы (0,51-2%) и высокосернистые (более 2%), в США — сладкие (до 0,5%), средне-сладие / средняя кислота (0,51-2%) и кислые (более 2%).
Классификация, принятая в США, которая кажется на первый взгляд необычной, имеет, однако, прямое отношение к вкусу. В первые дни производства нефти в Пенсильвании керосин, полученный из него, использовался в качестве лампового масла для освещения помещений.
Керосин с высоким содержанием серы давал отвратительный запах при сжигании, поэтому его ценили керосин с низким содержанием серы, сладкий по вкусу. Отсюда и терминология.
Соединения серы, которые входят в нефть, как правило, являются вредными примесями.
Они токсичны, имеют неприятный запах, способствуют осаждению смолы, в соединениях с водой они вызывают интенсивную коррозию металла. Особенно в этом отношении, сероводород и меркаптаны опасны.Они сильно коррозируют, разрушают цветные металлы и железо. Поэтому их присутствие в товарной нефти неприемлемо.
Фракции нефти
Нефть представляет собой смесь нескольких тысяч химических соединений, большинство из которых — комбинация атомов углерода и водорода — углеводородов;
Каждое из этих соединений характеризуется собственной точкой кипения, которая является наиболее важным физическим свойством нефти, широко используемым в нефтеперерабатывающей промышленности.
На каждой стадии кипящей нефти некоторые соединения испаряются. Соединения, испаряющиеся в заданном интервале температур, называются фракциями, а температуры в начале и в конце кипения называют кипящими границами фракции или пределами кипения.
Таким образом, фракционирование представляет собой разделение сложной смеси компонентов на более простые смеси или отдельные компоненты нефти.
Фракции, кипящие до 350 ° С, называются легкими дистиллятами. Фракция, кипящая выше 350 ° С, представляет собой остаток после отбора легких дистиллятов и называется мазутом.
Мазут и фракции, полученные из него, являются темными. Названия фракций назначаются в зависимости от направления их дальнейшего использования.
Как правило, сырая нефть содержит следующие фракции:
| Температура кипения | Фракции нефти |
| свыше 430°C | Мазут |
| 230-430°С | Газ |
| 160-230°С | Керосин |
| 105-160°С | Нафта |
| 32-105°С | Бензин |
| ниже 32°С | Углеводородные газы |
Различная нефть сильно отличаются по составу. В легкой нефти, обычно больше бензина, нафты и керосина, в тяжелой газа и мазута. Наиболее распространенная неть с содержанием бензина 20-30%.
воды в нефти
Во время экстракции и переработки нефть дважды смешивается с водой: когда она выходит с высокой скоростью из скважины вместе с соответствующей водой, и в процессе обессоливания, то есть промывают пресной водой для удаления хлоридных солей.
В нефте и нефтепродуктах вода может содержаться в виде простой суспензии, тогда она легко растворяется во время хранения, и в форме стабильной эмульсии, тогда вы должны прибегать к специальным методам обезвоживания.
Часть эмульсии захватывается ловушками, собирается и накапливается в глиняных амбарах и нефтяных прудах, где из нее испаряются легкие фракции. Эту нефть называют «зернохранилищем». Они очень водные и смолистые, с высоким содержанием механических примесей, их трудно обезвоживать.Присутствие в нефти, особенно растворенных в нем хлоридных солей, усложняет его обработку. При наличии воды в карбюраторе и дизельном топливе снижается их теплотворная способность, происходит засорение и блокировка частей двигателя или авиалайнера. Кроме того, содержание воды в нефти увеличивает его склонность к окислению, ускоряет коррозию металлических деталей в контакте с нефтью.
механических примесей в нефти
Наличие механических примесей в нефти объясняется условиями его возникновения и способов производства.
Механические примеси состоят из частиц песка, глины и других твердых пород, которые, осаждаясь на поверхности воды, способствуют образованию масляной эмульсии. В септических резервуарах, резервуарах и трубах при нагревании нефти, на дне и стенах осаждаются некоторые механические примеси, образуя слой грязи и твердых осадков.
В то же время производительность оборудования уменьшается, и когда осадок осаждается на стенках труб, их теплопроводность уменьшается. Массовая доля механических примесей до 0,005% включительно оценивается как их отсутствие.
Вязкость нефти
Вязкость определяется структурой углеводородов, из которых состоит нефть, т. е. их природа и соотношение, характеризует возможность распыления и прокачки нефти и нефтепродуктов: чем ниже вязкость жидкости, тем легче транспортировать ее по трубопроводам, для переработки.
Эта характеристика особенно важна для определения качества нефтяных фракций, полученных при нефтепереработке и качества стандартных смазочных масел. Чем выше вязкость нефтяных фракций, тем выше температура кипения.
Легкая нефть с низким содержанием серы, воды, солей и механических примесей, а также низкой вязкостью — имеет наибольшее значение.
Разведка нефти включает геологоразведку, целью которой является выявление и подготовка к разработке нефтяных месторождений, а также их геолого-экономическая оценка.
Разведочные работы можно разделить на 2 этапа: исследование и разведку. На этапе исследования начинается первоначальная оценка и изучение потенциальных месторождений нефти и газа, после чего проводится тестовое бурение.
Первые разведочные скважины пробурены до максимальной глубины. Обычно сначала исследуется верхний слой отложений, а затем более глубокие слои. На этапе разведки месторождение непосредственно готовится к разработке и производству.
Узнать стоимость нефти
Источник: https://russianoil.ru/petroleum/
Максимальная отдача – Журнал «Сибирская нефть»
Компания «Салым Петролеум Девелопмент» (СПД) — совместное предприятие «Газпром нефти» и Shell — запустила установку смешения компонентов АСП — инновационной технологии, способной существенно повысить нефтеотдачу на выработанных месторождениях Западной Сибири. Пилотный проект на Западно-Салымском месторождении СПД даст необходимую информацию и подготовит почву для дальнейшего широкомасштабного внедрения технологии в России
Большая часть месторождений в Западной Сибири, на которые приходится около половины общего объема российской добычи нефти, характеризуется высокой степенью выработки. По данным Департамента недропользования Сибирского федерального округа, речь идет почти о полуторакратном снижении добычи с 2013 по 2015 год — с 975 тыс. тонн до 661 тыс. тонн.
Между тем остаточные запасы месторождений, при разработке которых использовались стандартные методы добычи, огромны. После применения традиционного метода воздействия на пласт — заводнения — в недрах остается 60–70% нефти, из которых 40–50% защемлено в порах, а 20–30% — в зонах с пониженной проницаемостью и ловушках.
Извлечь хотя бы часть этих остатков можно лишь с помощью современных эффективных методов увеличения нефтеотдачи (МУН).
Внедрением одного из них — технологии АСП (анионное ПАВ — сода — полимер) занимается компания «Салым Петролеум Девелопмент» (СПД), совместное предприятие Shell и «Газпром нефти», созданное в 1996 году для освоения Салымской группы нефтяных месторождений в Западной Сибири. На пиковый уровень добычи СПД (8,4 млн тонн в год) вышла в 2011 году. Теперь, с учетом постепенного снижения объемов, эти месторождения стали идеальной площадкой для испытания и применения новых технологий повышения нефтеотдачи.
Перспективный МУН
Первые МУН стали появляться еще в 60-е годы прошлого века. Большинство этих технологий можно разделить на три категории: тепловые, химические и газовые. К тепловым методам относится введение в пласт пара, тепловая энергия которого уменьшает вязкость нефти и облегчает ее передвижение к добывающей скважине.
В случае газовых методов в пласт закачивается газ (природный, азот или CO2), который помогает вытеснить нефть. Химические МУН предусматривают закачку в пласт водного раствора химреагентов. Наиболее распространенное — полимерное заводнение, при котором используется раствор полимеров с высокой молекулярной массой.
Эффективность применения разных методов зависит от особенностей каждого конкретного месторождения.
Алексей Говзич,
генеральный директор «Салым Петролеум Девелопмент»
Наша компания первой в стране реализует метод увеличения нефтеотдачи, который позволяет технически добывать из недр дополнительно до 30% нефти.
Я уверен, что в случае снятия технических рисков и предоставления необходимых налоговых льгот эта технология позволит более рационально разрабатывать десятки месторождений Западной Сибири.
Технология АСП — метод химического заводнения с использованием трехкомпонентной смеси из анионного поверхностно-активного вещества (ПАВ), соды и полимера. Она была разработана в начале 1980-х в научносследовательском центре компании Shell в США.
В то время проводились многочисленные эксперименты по совместному применению ПАВ и полимеров для повышения эффективности их использования.
Анионный ПАВ снижает поверхностное натяжение между нефтью и водой, что позволяет мобилизовать защемленную между зернами породы нефть. Полимер увеличивает вязкость раствора, что повышает эффективность процесса вытеснения мобилизованной ПАВ нефти.
Сода же снижает смачиваемость породы нефтью, увеличивая ее подвижность, уменьшает оседание ПАВ на породе, а при реакции с кислой нефтью еще и производит дополнительный объем ПАВ.
Учитывая саму природу химических МУН, крайне важно, что технология АСП позволяет существенно снизить нагрузку на окружающую среду, в частности за счет того, что для ее внедрения не требуется строительства новой промысловой инфраструктуры, что заметно сокращает объем отходов на тонну дополнительно добытой нефти. Сами реагенты, закачиваемые в пласт, нетоксичны, используются в бытовой химии (сода и ПАВ) и водоочистке (полимер).
Еще один плюс АСП — энергоэффективность. При использовании стандартного МУН — заводнения — на извлечение нефти тратятся десятилетия. При применении же АСП средний срок нефтедобычи составляет 3–5 лет.Впрочем, несмотря на все преимущества, до широкомасштабного применения технологии АСП в 1980‑х дело не дошло: на тот момент она была слишком дорогой. Западные компании вспомнили о ней лишь в начале 2000‑х.
Толчком к этому стали как растущая необходимость повышать нефтеотдачу, так и ряд благоприятных факторов: высокие цены на нефть, понижение цен на ПАВ и полимеры, а также появление инструментов для моделирования разработки с применением химического заводнения.
В настоящее время периметр применения АСП в мире — порядка 20 проектов. Наибольших успехов в этой области добились в Канаде, США и Китае.
Первый в России
Первый в России проект внедрения технологии АСП реализуется на Западно-Салымском месторождении СПД. Для этого актива рассматривались разные МУН, однако исследования показали, что оптимальный вариант — именно АСП. Вязкость нефти здесь мала, что делает применение тепловых методов нецелесообразным.
Закачка азота, СO2 или дымовых газов также не принесет значительной дополнительной добычи, так как при пластовом давлении невозможно добиться условий, необходимых для смешивания газа с нефтью, а закачка газа в несмешивающихся условиях неэффективна.
При пластовых условиях с нефтью смешивается углеводородный газ, однако этот метод на Западно-Салымском также неперспективен из-за недостатка попутного газа, а тот ПНГ, что есть, почти весь успешно реализуется.
Закачка низкоминерализованной воды и чистое полимерное заводнение на поздней стадии разработки месторождения также не принесут такого эффекта.
Работать с технологией АСП в СПД начали в 2008 году. Простое тиражирование метода с актива на актив невозможно: с точки зрения условий применения АСП-заводнения каждый коллектор, каждое месторождение уникально. Поэтому в лабораторных испытаниях необходимо было подобрать такую рецептуру химреагентов, которая бы четко соответствовала составу пластовых вод и минералогии породы.
Для этого сначала тестировалась химикофизическая стабильность ПАВ при условиях, соответствующих пластовым. Затем проверялась их способность к вытеснению нефти на образцах керна, отобранного из скважин месторождения. Полевые испытания, проведенные в 2009 году на одной из скважин, подтвердили теоретические расчеты: АСП-заводнение дает возможность выработки 90% остаточной нефти.
В настоящее время на Западно-Салымском месторождении реализуется пилотный проект, призванный снизить технические и экономические риски для последующего коммерческого применения АСП.
В его ходе планируется собрать информацию об эффективности нового метода, приобрести реальный опыт эксплуатации специализированного оборудования, подготовки химических растворов, решить логистические задачи, а также установить партнерские отношения с производителями оборудования и химических реагентов.Совместное предприятие, созданное в 1996 году для освоения Салымской группы нефтяных месторождений в Западной Сибири. Акционерами СПД на паритетных началах выступают ПАО «Газпром нефть» и «Шелл Салым Девелопмент Б. В.». Салымская группа месторождений включает Западно-Салымское, Верхнесалымское и Ваделыпское месторождения.
Лицензиями на разработку всех трех месторождений владеет компания «Салым Петролеум Девелопмент Н. В.». Общая площадь лицензионных участков — 2141,4 км2. Извлекаемые запасы нефти категории С1 + С2 по Салымской группе месторождений, утвержденные Государственной комиссией по запасам Российской Федерации, составляют 140 млн тонн. Накопленная добыча СПД превышает 65 млн тонн.
Среднесуточная добыча сегодня — 17 тыс. тонн.
В рамках пилотного проекта АСП-заводнения на Западно-Салымском месторождении создан специальный технологический комплекс
* размеры даны в метрах
В рамках пилота уже построено семь скважин, установка подготовки смеси АСП, блок разделения эмульсий для флюидов, а также трубопровод.
Мощность установки смешения реагентов, запущенной СПД 24 марта нынешнего года, составляет 1000 м3 / сутки.
На площадке установки происходит очистка воды, ее нагрев, непосредственное приготовление рабочих растворов, их смешение и перекачивание в нагнетательные скважины.
По оценкам специалистов Научно-аналитического центра рационального недропользования им. В. И. Шпильмана, полномасштабное применение новой технологии в течение 15 лет позволит компании добыть дополнительно до 25 млн тонн нефти.
Это соответствует приросту коэффициента извлечения нефти (КИН)* на 10% по месторождению, а на тех ячейках и участках заводнения, где будет применяться технология АСП, КИН повысится на 15–20%.Внедрение метода на всей территории Ханты-Мансийского автономного округа увеличит объемы добычи за тот же период на 2,4 млрд тонн нефти.
Виды на будущее
Такие перспективы, казалось бы, снимают все вопросы по поводу будущего применения современных технологий повышения нефтеотдачи, но есть одно но: они достаточно дороги. Сегодня внедрение и распространение рогрессивных МУН сдерживают экономические риски: длительный период окупаемости и высокая себестоимость — факторы, усугубляющиеся низкими мировыми ценами на нефть.
В СПД удельную стоимость добычи нефти с применением АСП сегодня оценивают в 5–9 тыс. рублей за тонну.
При существующем налоговом режиме такие затраты окупить сложно, поэтому жизненные перспективы этого МУН в России будут зависеть не только от результатов пилотного проекта, но и от возможности создания для нефти АСП льготного налогового режима и локализации производства химических компонентов для технологии на территории России. Если заглянуть в мировую отраслевую историю, то несложно заметить, что широкое применение методов увеличение нефтеотдачи в США стало результатом многолетней поддержки этой работы со стороны властей. Аналогичные программы промысловых испытаний и освоения современных МУН существуют и в других странах: в Канаде, Норвегии, Китае, Индонезии. Через 10–15 лет приложенные усилия должны дать ощутимые результаты. По оценке Международного энергетического агентства, если сегодня за счет методов увеличения нефтеотдачи добывается порядка 4% мирового объема нефти (около 450 тыс. тонн / сутки), то к 2030 году эта цифра может возрасти примерно до 20% (около 3,5 млн тонн / сутки). Так что льготы в конечном счете обернутся ростом доходов бюджета и повышением эффективности использования недр.
Необходимость организации производства химреагентов на территории России — также насущная необходимость. ПАВ, подобные тем, что используются в пилотном проекте СПД, в стране сегодня не выпускаются — их покупают за рубежом, и это обходится недешево.
Специалисты СПД ведут активные исследования, направленные не только на разработку решений, которые позволят просто наладить производство аналогов иностранных ПАВ, но и на поиск химически отличных веществ, обладающих схожими функциональными характеристиками, компоненты которых уже производятся в России.
Нет в России и полных химических аналогов полимеров, применяемых в АСП, однако в настоящий момент в стране наблюдается общий рост производства полимеров, создаются совместные предприятия с участием ведущих химических российских и иностранных компаний, поэтому к моменту полномасштабного внедрения АСП потребность в полимерах может быть полностью обеспечена отечественными поставщиками. В сумме переход на химическую продукцию российского производства позволит снизить эксплуатационные затраты минимум на 20–30% без учета сокращения логистических издержек.
Источник: https://www.gazprom-neft.ru/press-center/sibneft-online/archive/554/1113026/