Меню

Глушение скважины с низким пластовым давлением

Легко ли добыть нефть. Как заглушить скважину. Часть 2.

В прошлой части я вкратце описал суть глушения и ознакомил с терминами: Легко ли добыть нефть. Как заглушить скважину. Часть 1.

Сегодня также вкратце ознакомлю с технологическими жидкостями, которые применяются для глушения скважин.

Во время «жизни» скважина множество раз ремонтируется, и практически все ремонты сопровождаются попаданием в призабойную зону скважины технологических жидкостей. Это приводит к ухудшению фильтрационно-емкостных свойств пласта и для их восстановления требуется долговременный и дорогостоящий процесс освоения скважины. Но даже с его помощью далеко не всегда удается вывести скважину на планируемый режим. Поэтому к любой жидкости глушения (ЖГ) ( и к другим тоже, которые применяются для промывок, райбирования, бурения, фрезерования, сркпирования) имеется ряд определённых требований:

1. Обеспечивать надежное глушение

2. Оказывать минимальное воздействие на породу пласта (не вызывать набухание глинистых частиц, содержать мехпримесей не более 20-100 мг/литр (зависит от технологической жидкости, чем плотность выше – тем КВЧ выше) размером не более 2 мкм.

3. Должна быть экологически безопасна

4. Должна быть технологична и иметь относительно низкую стоимость.

5. Не должна образовывать стойких водонефтяных эмульсий

Все жидкости для глушения делятся на три группы: на водной основе; углеводородные жидкости глушения; комбинированные жидкости.

Скажу сразу, что ни разу в жизни не сталкивался с углеводородными жидкостями глушения. Обычно это дегазированная нефть. А уж глушений я провел/написал планов/заверил/проконтролировал сотни. Это связано с ценой. Выделить 50-60 м3 кубических на глушение – это дороговато. Хотя многие водные ЖГ стоят и дороже. Но, самое главное – это небезопасно. Поднимать оборудование, полностью покрытое нефтью, иметь скважины, до устья залитую нефтью, иметь в качестве долива минимум 4,5 м3 нефти – это, конечно, трэш ее том. Покурит какой-нибудь долбоеб на устье (а таких дебилов хватает, уверяю вас) – и готов сгоревший подъемник, скважинное оборудование, а то и несколько трупов. И это, несмотря на то, что нефть обладает прекрасным свойством – она не портит фильтрационно-ёмкостные призабойной зоны.

Поэтому для этого были разработаны комбинированные жидкости глушения как на нефтяной, так и на полимерной основе. Но это относится к щадящему глушению, поэтому про это напишу отдельную тему, как дойдут руки.

Это не мед, это инвертная эмульсия. Бари понял)))

Уже сшитый полисахаридный гель

Ну и, наконец, самые используемые – это жидкости на водяной основе.

Для глушения с нормальным и аномально низким пластовым давлением используется простая техническая вода. Она имеется на любом месторождении, ее могут брать из пластовых вод, грунтовых, сеноманских, сточных и пр., очистить и использовать для глушения. Она достаточно дешева стоит всего 600 рублей за 1 м3 (на том месторождении, где я работаю, цена с учетом закачки). А раньше было еще проще, подбивали к скважине ППД и промывали скважину. Или еще проще – приходила одна ЦА-шка, одна бочка, качнут десять кубов вместо 60, напишет мастер левые сертификаты – и лепота. А потом при подъеме выброс. А сейчас понаставили камер, понагнали супервайзеров, не дают работать нефтяникам))).

Правда если скважина дебитная, хоть и с низким давлением, то применяют щадящее глушение, закачают блок-пачку инветной эмульсии, потом заполнят до устья водой и приступают к ремонту.

Для глушения скважин с аномально высоким пластовым давлением применяют рассолы всевозможных солей.

Самая дешевая и используемая соль, это, конечно, всем известный галит – хлорид натрия, каменная соль. Его рассол может иметь плотность до 1,18 г/см3. Но раствор хрористого натрия вызывает набухание глинистых частиц, которые практически всегда имеются в терригенных пластах. Это приводит к падению дебита скважин. Чтобы избежать этого применяют для глушения другую соль – хлористый калий, который не вызывает набухания глинистого цемента пласта. Но он, во-первых, обладает меньшей плотностью, не более 1,16 г/см3. Во-вторых, он стоит в несколько раз дороже. Поэтому его применяют значительно реже. Правда есть выход, даже небольшое количество, 5-10% хлористого калия вызывают гораздо меньшее набухание глин. Поэтому часто делают комбинированный раствор, или готовят раствор из природного минерала сильвинита – смеси хлористого натрия и калия. Правда он содержит еще множество примесей, поэтому требует длительного отстоя и фильтрации.

Замер плотности раствора ЖГ ареометром АОН. Где-то 1,06 г/см3

Для более тяжелых растворов используется хлористый кальций. Его расторов может достигать максимальной плотности 1,4 г/см3. Но у него есть недостаток – он часто в контакте с другими солями вступает в конфликт и может образовывать осадкообразование в пластовых условиях. Также он обладает высокой коррозионной активностью И его раствор, также, как и хлористый натрий, вызывает набухание солей. Поэтому обычно к растворам хлорида кальция добавляют небольшое количество гидрофобизатора. Он изменяет смачиваемость пород, уменьшает глубину проникновения жидкости в пласт, снижает набухание солей и уменьшает вероятность образования эмульсий. Кроме того, насыщенный раствор хлорида кальция имеет очень низкую температуру кристаллизации — -51 градус Цельсия, поэтому применяется для заболнения ствола скважины для ликвидации скважин и их консервации.

Для ее более тяжелых растворов используются другие соли. Например, поташ (карбонат кальция). Он обеспечивает плотность технологических жидкостей до 1,55 г/см3 и уменьшает набухание глин, да так, что дебит скважин повышается. Только есть один огромный минус – он слишком дорог. Поэтому для более тяжелых растворов применяются другие соли. Например нитрат кальция (ниткал). Он обеспечивает плотность до 1,56, но обладает очень высокой коррозионной активностью. Поэтому за границей, в тех же США, для ЖГ, имеющих плотность выше 1,4 г/см3 используются бромиды кальция, натрия и цинка. Самой большой плотностью обладает смесь бромида кальция и цинка, обеспечивающая плотность до 2,3 г/см3.

Кроме того, для глушения сейчас активно применяются готовые сухие смеси, которые кроме солей имеют добавки гидрофобизатора, ингибитора коррозии, ингибиторов солеотложение, что обеспечивает их высокую технологичность, максимально быстрое приготовление рассола и минимизирует вредное взаимодействие на пласт и оборудование. Смесей очень много, например, ТЖС, КТЖ, PellttOil, МaxOil и другие. Правда они стоят дорого, даже очень дорого. НК примеру, 1 метр кубический раствора ТЖС плотностью 1,5 г/см3 стоит порядка 50 тысяч рублей.

Растворы солей приготовляют на РСУ, если это кому интересно, то если я поеду на технический аудит РСУ, то сделаю фото и расскажу принципы их работы.

В следующей теме я напишу про технологию глушения скважин

PS. Просили больше картинок и видео, я стараюсь выкладывать по максимум в сови статьи. Но тут такая тема, что разместить особо и нечего. Да и очень жалею и сотнях удаленных фото(((

Читайте также:  Расчет давления фундамента на грунт калькулятор

Найдены возможные дубликаты

Где же картинки для лл((

Вспомнил,был советский фильм как тушили загоревшийся фонтан.Впечатлило.

А чо б не бежать? Особенно если с КПБП. Недавно у нас подвеска +400м кабеля над ней улетело при подъёме, хз кому и куда этот кабель ушатал, если б начали какие то действия предпринимать. Или как в Татарстане, в начале лета. Двое после начала фонтанирования, без пво, начали полителеном трубки укрывать, что б подъемник не засрать. Фонтан. Без пво. Полителеном. Искра и нет двух людей. Хотя да, причина и там и там, в ебейшом распиздяйстве

В Татарии ПВО — это ведро накинутое на НКТ и прижатое талевым блоком)

Это пиздец. Даже не верится, что такое встречается до сих пор

Интересный вопрос, да? Как то так получилось, то ли меняли и во воемя не привезли новый, то ли ещё что. При спуске эцн на 10 трубе начало фонтанировать. Там в принципе всё один к одному сошлось. Прс не смог сорвать пакер при первом подъеме, поставили крс, сорвали, а там две разные структуры у прс и крс, в общем проебались с глушением. Его вообще не делали. Как то весь ремонт обошлись без глушения, тупо доливались, наверное, при конечном спуске ебануло.

Ну дак все в курсе что нарушение. Но в Татарстане чуток другая структура в татнефти, как мне известно. Ни как в том же СН-МНГ, где есть только один заказчик, а все работы за него делают подрядчики, а службе св как можно меньше денег отдать за работу, еще и штрафов с упп сорвать. В татарстане же и св и все сервисные организации все так или иначе принадлежать татнефти, поэтому чаще договариваться, что б не было простоев. Думаю одна из причин в этом. Хотя по 2-3 камеры стоять в бригаде, думаю виновных все же выявили. Хотя вспоминаю, на покамасах мы и сами, было пару, раз, делали ремонты без глушения, и почти всегда это сопровождались выбросами нгш, благо там много новых скважин и почти все были оборудованы устьевыми сборниками (или корытами, хз, как они правильно называются), и все стекало в подземные бочки.

О, точно, так и называли)

Я в Татнефти не работал, а в СН-МНГ да, именно так. Там супервайзинг делает Интех и НИЦ НГТ, меня туда звали работать

Эт да. Сейчас, когда ушёл с устья, вспоминаю и понимаю, что минимум два раза меня буквально судьба спасла от тяжёлых травм, как минимум, а то и более плохих последствий. Очень интересно вас читать, если можно, хотел бы почитать про освоение СД, про технолоогию грп, мгрп, когда для грп спускается пакер, когда стингер, компановка BPS. Как это всё работает. Про ОРЗ и ОРД. Понимаю, что можно в инете найти, но что то только ваши посты в формате пикабу заходят)

Работа ещё та.Ведь до сих пор,нужен физический труд,причём всё время с оглядкой,одна ошибка и ку-ку?

У вас как у рыбаков,тяжело,опасно но работают годами.

Это судьба.Извините ,что звучит как то пафосно.Удачи!

Вообще, теоретически, бинарник нитрат кальция + хлорид кальция может аж до 1,79 выдать, но нестабилен.

Плюс еще сейчас, возможно, попрут формиаты — ввиду кратно более низкой, чем у бромидов, токсичности.

Потому шта он дико дороже формиата натрия, хоть с и с плотностью насыщенного рассола 1,58. Есть еще формиат цезия, но что это за зверь вообще плохо понимаю — по моему, скандинавы с ним баловались.

Вы не так это представляли 🙂

Где и сколько добывают нефти в России

Добычей нефти в России занимается 336 компаний и только 76 из них в промышленных масштабах (объемы добычи свыше 1 миллиона тонн).
Наибольшие объемы добычи принадлежат «большой четверке» — Роснефть, Газпромнефть, Лукойл и Сургутнефтегаз. Также неплохие объемы добычи попутной нефти у газовых компаний –Газпрома и НОВАТЭК.

Добыча иностранными компаниями ведется только в рамках соглашения о разделе продукции (СРП) и составляет порядка 3,5% добываемой нефти в России
12 компаний добывают 89 % всей российской нефти, а остальные 324 – всего 11%. Многие мелкие компании, например, оренбургская Преображенскнефть, эксплуатируют 1-3 небольших месторождения.

Добыча нефти ведется в 34 регионах России, но сосредоточена крайне неравномерно.

Основа российской нефтяной промышленности – Западная Сибирь. Главный регион – ХМАО. Но в ХМАО большинство месторождений сильно истощены, поэтому добыча нефти в нем медленно, но стабильно снижается. Сорок лет назад в нем добывали 60 % всей нефти РСФСР, но в прошлом году в нем добыли 51% российской нефти.

Второй регион по объемам добываемой нефти – ЯНАО. Добыча нефти в нем относительно невелика, в прошлом году добыли почти 9% всей нефти, но в добыче газа это лидер, который вырывается на корпус вперед – свыше 80% всего нашего газа добывают именно там.

Следующий район нефтедобычи – это «второй Баку». Так называют Урало-Поволжье, добывать нефть в котором начали еще до войны, в тридцатых годах. Здесь имеются два лидера: Татарстан и Оренбургская область, которые попеременно разделяют третье и четвертое место по нефтедобыче. В прошлом году пальма первенства безоговорочно принадлежала Татарстану, там добыли 37 миллионов тонн нефти.

Очень хорошим потенциалом обладает Астраханская область, только на шельфе Каспийского моря имеется порядка миллиарда тонн, но ввиду того, что добыча там сопровождается большими сложностями (много сероводорода, большие глубины, трудности морской добычи) добыча ведется там довольно медленно, порядка 6-7 миллионов тонн ежегодно.
Также неплохо ведется добыча в Самарской области и Башкортостане, в других регионах добыча ниже (Удмуртия, Чувашия, Пермский край).

Третьим районом добычи нефти является Тимано-Печерская нефтегазносная провинция. Добыча там осуществляется в двух регионах: Республике Коми и находящемся за полярным кругом в сложных погодных условиях – Ненецком автономном округе (НАО). Если добыча нефти в Коми достигла пика в 1980-х годах, то в НАО добыча начала развиваться только в 1990-х годах из-за прихода иностранных инвесторов в рамках соглашения о разделе продукции. В Тимано-Печоре добывается 5,5% от добычи в стране.

Самым старым районом нефтедобычи в России является Сереный Кавказ, где добыча нефти ведется более ста лет. В результате добыча в нем совсем невелика, не более 0,3% всей добычи, в основном в Краснодарском крае и Ставрополье, а в Чечне, Ингушетии и Дагестане добыча нефти снизилась до нескольких сотен тонн. Знаменитые некогда Грозненские промыслы, к которым рвался Гитлер, дают всего 202 тонны нефти в день. Примерно такая же ситуация в Калмыкии, правда там объемы добываемой нефти всегда были невелики.

Читайте также:  Атмосферное давление в субтропическом поясе африки

Наиболее же молодым регионом по добыче нефти является Восточная Сибирь и Дальний восток. Месторождения были открыты там давно, но ввиду труднодоступности района и практически полного отсутствия инфраструктуры добыча велась в промышленных масштабах только на Сахалине. Но после распада СССР у нас появился новый друг –Китай с его огромным рынком. В результате была распечатана эта кубышка. В 1990-х гг. началась добыча нефти на шельфе Сахалина – проекты СРП Сахалин 1,2 (позже – 3). С 2010-х гг. добыча стала активно развиваться в Красноярском крае, Иркутской области и Якутии, откуда нефть преимущественно экспортируется в азиатские страны (Китай, Япония, Корея) по трубопроводу ВСТО. В регионах Восточной Сибири и Дальнего Востока добывается 13,5% нефти, больше всего – на Ванкорском месторождении Красноярского края. Большие запасы нефти и близость азиатских рынков сбыта делает восточные регионы самыми перспективным для развития нефтедобычи.

За период с 1980 г. по 2000 г. добыча нефти в России сократилась на 40%, преимущественно за счёт падения добычи в ХМАО, Татарстане и Башкирии. С 2000 г. по 2019 г. произошло как частичное восстановление добычи в старых нефтедобывающих регионах, так и начало добычи на востоке страны. Это позволило вплотную приблизиться к советскому рекорду 1983 года – 563 млн тонн. При этом можно было превысить и эти показатели, но объемы добычи нефти сдерживались картельным соглашением в рамках ОПЕК+

Легко ли добыть нефть. Сколько живет месторождение

Сегодня я рассмотрю вопрос времени разработки месторождения и этапы его разработки. Надо понимать, что какой-то единого периода разработки не существует, каждое месторождение по своему уникально, как люди, и также как люди период его «жизни» может отличаться в разы. Существуют очень старые месторождения, возраст которых перевалил за сотню лет. Это многие месторождения Азербайджана, Западной Украины, в нашей стране по 120 лет Ширванскому, Майкопскому, Хадыженскому месторождению, примерно столько же лет Грозненским промыслам. Да, они дают немного нефти, скважины малодебетные, но работают и добывать из них можно еще не один год, а то и десяток лет.

Время разработки месторождения зависит от множества факторов: пластовых условий, запаса энергии, хода разработки и тд. и тп. Кроме того, в связи с совершенствованием методов повышения нефтеотдачи время разработки месторождения может значительно увеличиваться. В качестве примера можно привести знаменитое Ромашкинское месторождение в Татарстане, которое было открыто в 1948 году. Его планировали разрабатывать до 2065 года, но в связи с интенсивным применением методов увеличения нефтеотдачи «жизнь» его продлили аж до 2190 года.

В разработке любого нефтяного месторождения выделяют четыре стадии
Первая стадия сопровождается разбуриванием месторождения, в этот период в залежи нефти много энергии, дебиты (производительность) скважин высокая, добыча происходит на естественных режимах, с использованием накопленной в месторождении пластовой энергии. Этот период относительно недолгий, 5-10 лет, а потом переходит в другой период – постоянной добычи. Как модно нынче говорить – добыча выходит на плато, не растет, но и не снижается, и эта красота длится тоже порядка десяти лет. В принципе разработку можно также вести на естественном режиме, но так добыча интенсифицирована, то и на этой стадии фонд механизируют и начинают добычу нефти с помощью глубинных насосов или другим искусственным способом.

А вот на третьем периоде механизированной добычи уже не избежать, и называется он периодом падающей добычи. По названию можно понять, что добыча начинает постепенно снижаться, в этот период в пласт начинают активно заканчивать воду (или газ) с целью поддержания пластового давления, а добыча уже ведется с помощью глубинных насосов.
Эта стадия длится также около десяти лет и постепенно переходит в четвертую стадию – завершающую. Эта стадия самая длительная, и в сумме может длиться гораздо дольше, чем первые три и длиться много десятилетий. Во время этой стадии добыча нефти постепенно снижается, дебиты скважин падают, число скважин снижается, продукция обводняется, а когда ее обводненность достигает порядка 98 процентов, то месторождение уходит на покой.

Если взять газовое месторождение, то в нем имеется не четыре, а три стадии. Это связано с тем, что газ имеет гораздо большую подвижность и подчиняется газовым законам, в том числе и Бойля-Мариотта РV=const. То есть при отборе определенного объема газа на определенный процент, на такой же процент снижается и пластовое давление.

Если взять аналогию с газовым шариком, то когда мы пробьем надутый шарик он начинает активно сдуваться, а потом эта скорость резко снижается, так как снизилось и давление газа.

Так и с газовым месторождением, по сути первая же скважина начинает снижать давление в нем. Первая стадия его разработки – это период растущей добычи. По аналогии с шариком, так как в нем много энергии, то от одной дырки он будет спускаться долго (если шарик достаточно большой). Потом, как и нефтяное, оно выходит на период стабильной добычи, после чего добыча газа начинает быстро снижаться.

Великая нефтехранящая держава или почему нельзя построить много нефтехранилищ

В моих темах про консервацию скважин и сжигание нефти не раз высказывалась мысль, что если нефть некуда девать, то можно взять и построить нефтехранилищ. Мысль, кажется, вполне соблазнительная. Белорусский Батька хотел дешевой нефти – мечты сбываются. Назначил помбура министром нефтяной промышленности, залил хранилища нефтью по 20-25 долларов за баррель, гони бензин, цены вырастут до сорока – озолотишься. Создал великую нефтехранящую державу, стриги купоны. Но как это часто бывает, что такие простые решения не более, чем неосуществимые сладкие мечты, которые в реальности реализовать сложно, долго и безумно дорого.

Начнем с того, что хранилища нефти существуют. Думаю название «Кушинг» известно каждому диванному нефтянику. Кроме этого, самого большого в мире, существует немало и других, правда размером поменьше. В том числе и в нашей стране, и у Батьки, любой нефтеперерабатывающий завод его обязательно имеет. И не только, они обеспечивают равномерную загрузку нефтепроводов, компенсируют пиковые нагрузки и сезонную неравномерность потребления нефти, в них имеется аварийный запас и стратегические резервы

Читайте также:  Где находится датчик давления масла на кайроне

Нефтехранилище в Кушинге

Хранилища нефти бывают надземными и подземными. Начнем с подземных. Самые простейшие представляют резервуар, закопанный в землю. Они имеют малую емкость, поэтому для хранения стратегических запасов их рассматривать невозможно. Другое дело природные резервуары. Это подземные полости, которые образованы вымывом пород, смещением пластов и тд. По сути своей подземные слепые пещеры (каверны). Также это могут быть горные выработки – пустоты, которые образуются при извлечении породы, например заброшенные шахты. Такие подземные хранилища имеют меньшие потери на испарение, меньшие затраты на сохранение нужного температурного режима, меньше затрат на сооружение. Одно беда – их мало, особенно если учесть, что они должны быть полностью изолированы от внешней среды, чтобы не было утечек.

Вы можете сказать – а можно ли их сделать искусственно. Да вообще не вопрос, все упирается в цену. Ведь сразу под поверхностью земли построить их невозможно. Там почвенный слой, грунтовые воды, будут оползни, обвалы, отравление подземных вод. Надо углубляться на глубины не менее нескольких сотен, а то и пары тысяч метров. Кроме того, далеко не везде их можно построить, сверху над хранилищем должен быть слой нефтенепроницаемых пород-ловушек, например каменной соли, глины, аргиллита и пр.

Подземные сооружения можно строить несколькими способами: шахтным, безшахтным и взрывным. С первым все понятно, делают шахту или скважину, и ее полость заполнят нефть. Дорого, малоэффективно, низкая емкость. Второй способ проще. По сути надо две скважины, а то и одна, которая заходит в соленосную толщу. По ней подается вода, она растворяет и размывает соль, а рассол выкачивают на поверхность. Долго, но гораздо дешевле, правда таким способом намыть большое хранилище не получается. Остается третий способ – взрывной. Строят штольню или скважину, спускают заряд – и вуаля. Проблема только в том, чтобы доставить большой заряд на глубину. А это, как вы понимаете, трудновыполнимо. Правда есть у нас атомные заряды, которые обладают колоссальной взрывной силой при малом размере. Кроме того, при ядерном взрыве бывает высокая температура, если породы представлены песчаниками, то поверхность плавится, остекловывается и становится непроницаемой для нефти. Казалось бы идеальный вариант. Но вот тут и проявляется главный минус – ядерное заражение.

Я не физик-атомщик, но нефть способно накапливать в себе сильное радиоактивное заражение. Думаю, что это связано с жидкой природой самой нефти, кроме того, она является растворителем. Пусть и очень мало растворяется породы окружающие, но этого достаточно, чтобы эту нефть никто не купил. Кроме того, имеется вероятность прорыва зараженного вещества даже при подземном взрыве. Например, в СССР при серии подземных промышленных ядерных взрывов (Программа №7) такие прорывы случались пять раз. Такие же случаи были и у американцев в рамках аналогичной программы «Плаушер». Поэтому при всей соблазнительности данной идеи она нереализуема. Правда, надо отметить, что таким способом делали промышленные хранилища газа, видимо он не подвержен такому сильному заражению. А может и от такой идеи отказались, новой информации я не нашел.

Наземные же хранилища сейчас практически везде представлены РВС – резервуарами вертикальными стальными. Другое их название – резервуар Шухова, потому что автором этой конструкции был гениальный русский инженер-конструктор Владимир Григорьевич Шухов.

Побывав на промыслах Нобеля в Баку, изучив применявшиеся тогда кубические резервуары, а также открытые нефтехранилища, он разработал конструкцию клепанного вертикального стального резервуара, конструкция которого была описана в статье «Механические сооружения нефтяной промышленности» в 1883 году. Такая конструкция имеет гораздо меньшую массу, чем кубическая, благодаря конической крыше, которая может быть и висячей, уменьшаются потери на испарение, а установка на песчаную подушку без мощного фундамента, существенно удешевил конструкцию. Она оказалась настолько удачной, что в тех или иных вариациях используется сейчас во всем мире.

Старый клепаный резервуар Шухова

Почему же Батьке бы не взять и сделать таких резервуаров? А вот теперь мы переходим к самому главному – от теоретического разглагольствования к простейшим расчетам. Итак, усатый Президент решил сделать Беларусь нефтедобывающей, тьфу, великой нефтехранящей державой. Даешь резервуары. Обычно объем такой «бочки» составляет порядка 100-120 тысяч кубометров. Избыток нефти на сегодняшний день порядка трех миллионов кубических метров, т. е. надо тридцать таких резервуаров. И это всего для хранения всего суточного избытка нефти. Но по регламентам и нормативам на сооружение одного резервуара отводится год. Т. е. ежедневно надо закладывать тридцать резервуаров, и так 356 дней, 10680 резервуаров. Размах стройки будет сопоставим с Великой Китайской Стеной, на все это не хватит бульбы и белорусов, придется китайцев экспортировать.

Ну ладно, сгонит Батька своих бездельников, мы дадим своих, подсчитаем, сколько это будет стоить. Для примера возьмем хранилище в Сингапуре на 2,4 миллиона кубометров, без малого тот объем, который избыточно добывается ежедневно.

То самое сингапурское нефтехранилище

Стоимость этого проекта составила 760 миллионов долларов. Предположим, что у Батьки не забалуешь и распилов, откатов, воровства не будет, тогда хранилище на 3 миллиона тонн будет стоить 950 миллионов баксов, один резервуар обойдется бюджету 3,16 миллиона долларов. В кубическом метре вмещается порядка 7 баррелей нефти, то есть стоимость барреля в этой бочке составляет 45 долларов. Именно такую сумму Батьке надо вложить, чтобы построить хранилище. Если он продаст всю бульбу, трикотаж и даже свои усы сдаст за деньги – не хватит денег. Не говоря уж о том, что сооружение мало построить, на его содержание тоже тратится немалая сумма.

Также некоторые выдвигали идеи, что можно выкопать траншеи, сделать гидроизоляцию и заливать туда нефть. Господа, это вообще несерьезно. Во-первых, откуда такая уверенность, что изоляция будет надежной? Ведь речь про быстровозводимые сооружения, кинут полипропиленовые рулоны, насколько они надежны? А другие дороги. Далее – огромные потери на испарение. Это сотни тысяч кубометров в год, это окисление нефти и падение ее качества, это экологически проблемы. А взрывопожаробезопасность вообще не выдерживает никакой критики, если будет пожар – то будет настоящая катастрофа. Поэтому такой вариант не устроит никого и никто не разрешит делать такие хранилища. Поэтому идея великой нефтехранящей державы неосущствима, Батьке и другим любителям дешевой нефти остается одно – договариваться.

Источник

Adblock
detector