levitra bitcoin

+7(495) 725-8986  г. Москва

Журналы

  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал

Э.М. Халимов,  (ВНИГРИ)

К.Э. Халимов,  (Севморнефтегаз)

Журнал «Геология Нефти и Газа» # 2007-2

 

Россия – крупнейший в мире производитель и экспортер нефти и газа на мировом рынке. В 2006 г. доходы от поставок нефти, нефтепродуктов и газа за рубеж превысили 160 млрд дол., или более 70 % всех поступлений от экспорта.

Нефтегазовый комплекс России, являющийся базовой отраслью экономики страны, обеспечивает более 2/3 общего потребления первичных энергоресурсов, 4/5 их производства и служит главным источником налоговых и валютных поступлений государства.

Уже по приведенным цифрам можно представить насколько тесно благополучие страны, долгие годы развивающейся как сырьевая держава, зависит от состояния нефтегазового комплекса. Очевидна и актуальность своевременного принятия исчерпывающих мер по дальнейшему устойчивому развитию отрасли, характеризующейся большой капиталоемкостью и инерционностью.

Успехи и перспективы развития нефтегазового комплекса страны на всех этапах определялись количественной и качественной характеристиками сырьевой базы.

Первый нефтяной фонтан, ознаменовавший начало индустриального этапа истории нефтяной промышленности России, был получен в 1866 г. на Кубани. Российская нефтедобывающая промышленность стала приобретать современный облик в 30-40-х гг. XX в. в связи с открытием и вводом в разработку крупных месторождений Урало-Поволжья. В это время экстенсивным путем шло наращивание сырьевой базы добычи нефти за счет роста объема геолого-разведочных работ (поисково-разведочного бурения, геофизических методов поисков и разведки).

В нашей стране 30-70-е гг. ХХ в. были периодом создания мощной сырьевой базы и развития добычи нефти и газа. Открытие и освоение крупнейших нефтегазоносных провинций Урало-Поволжья и Западной Сибири позволили СССР занять 1 место в мире по объему разведанных запасов и уровню годовой добычи нефти.

Динамику развития отечественного нефтегазового производства в этот период ярко характеризуют следующие показатели:

  • объем разведанных запасов нефти в стране за период с 1922 г. (год национализации нефтяной промышленности) до 1988 г. (год достижения максимума текущих разведанных запасов нефти) увеличился в 3500 раз;
  • объем эксплуатационного и поисково-разведочного бурения вырос в 112 раз (1928 г. – 362 тыс. м, 1987 г. – 40 600 тыс. м);
  • добыча нефти возросла в 54 раза (1928 г. – 11,5 млн т, 1987 г. – год максимальной добычи – 624,3 млн т).

За 72 года открыто 2027 нефтяных месторождений (1928 г. – 322, 2000 г. – 2349).

Газовая промышленность начала развиваться в России с начала 30-х гг. XX в. Однако более чем полувековое отставание от нефтедобывающей промышленности было преодолено ее быстрым развитием. Уже в 1960 г. в РСФСР было добыто 22,5 млрд м3 газа, а к началу 1965 г. в РСФСР разрабатывалось 110 месторождений с суммарной добычей 61,3 млрд м3. Особенно быстро стала развиваться газодобывающая промышленность страны в 1970-1980 гг. после открытия и ввода в разработку гигантских газовых месторождений на севере Тюменской области.

Количественные успехи длительного периода подъема отечественного нефтегазового производства являются огромным достижением социалистического государства, обеспечившего успешное развитие нефтегазового комплекса страны с середины и до конца ХХ в., вплоть до начала нового столетия.

К началу 2005 г. на территории РФ открыто 2901 месторождение УВ-сырья, в том числе на суше 2864 и на шельфе 37, из них в распределенном фонде 2032, в том числе на суше 2014 и на шельфе 18.

В России нефть добывают 177 ор­ганизаций, в том числе 33 акционерных общества, входящих в 13 вер­тикально-интегрированных компаний, 75 организаций и АО с российский капиталом, 43 ЗАО, ООО, ОАО с иностранным капиталом, 6 до­черних предприятий ОАО “Газпрома”, 9 АО и организаций “Ростоппрома”, 11 организаций МПР РФ.

Система магистральных трубопроводов “Транснефти” обеспечивает транспорт 94 % добываемой нефти на территории России. Трубопроводы компании проходят по территории 53 республик, краев, областей и автономных округов РФ. Эксплуатируются 48,6 тыс. км магистральных нефтепроводов, 336 нефтеперекачивающих станций, 855 нефтяных резервуаров общей емкостью 12 млн м3 и множество сопутствующих сооружений.

Добычу природного газа в объеме 85 % общероссийского осуществляет ОАО “Газпром” на 78 месторождениях в различных регионах РФ. Газпрому принадлежит 98 % газотранспортной сети страны. Магистральные трубопроводы объединены в Единую систему газоснабжения (ЕСГ) протяженностью 153 тыс. км и пропускной способностью более 600 млрд м3. В ЕСГ входят 263 компрессорные станции. 179 газораспределительных организаций обслуживают 428 тыс. км распределительных газопроводов стра­ны и обеспечивают поставки газа в 80 тыс. городов и сельских населенных пунктов РФ.

Кроме ОАО “Газпром” добычу газа на территории РФ осуществляют независимые производители газа, нефтяные и региональные газовые компании (АО “Норильскгазпром”, АО “Камчатгазпром”, АО “Якутгазпром”, АО “Сахалиннефтегаз”, ООО “Итера Холдинг” и другие, обеспечивающие газоснабжение территорий, не связанных с ЕСГ).

Состояние сырьевой базы

С начала 70-х гг. вплоть до политического кризиса конца 80-х гг. в СССР объемы поисково-разведочных работ на нефть и газ постоянно увеличивались. В 1988 г. объем буровых геолого-разведочных работ достиг максимума – 6,05 млн м, что позволило в этом году открыть 97 месторождений нефти и 11 – газа с запасами нефти 1186 млн т и газа 2000 млрд м3.

С середины 70-х гг. началось закономерное снижение эффективности геолого-разведочных работ, связанное как с уменьшением размеров запасов вновь открываемых месторождений, так и выходом в труднодоступные районы Крайнего Севера. Затраты на производство геолого-разведочных работ резко возросли. Несмотря на то, что дальнейшее развитие народного хозяйства страны требовало сохранения высоких приростов запасов и поддержания уже достигнутых высоких уровней добычи нефти, возможности увеличения государственных ассигнований на эти цели в этот период уже были исчерпаны.

Современное состояние минерально-сырьевой базы УВ-сырья характеризуется снижением текущих разведанных запасов нефти и газа и низкими темпами их воспроизводства.

Начиная с 1994 г., приросты запасов нефти и газа существенно меньше, чем добыча этих полезных ископаемых. Объемы геолого-разведочных работ не обеспечивают воспроизводство минерально-сырьевой базы нефтяной и газовой промышленности. “Проедание” нефти (превышение добычи над приростом запасов) в период 1994-2005 гг. составило более 1,1 млрд т, газа – свыше 2,4 трлн м3.

Из открытых 2232 нефтяных, нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений разрабатывается 1235. Ресурсы нефти и газа приурочены к территориям 37 субъектов РФ, но, в основном, они сосредоточены в Западной Сибири, Урало-Поволжье и европейском Севере. Наиболее высокая степень освоения разведанных запасов в Уральском (85 %), Поволжском (92%), Северо-Кавказском (89%) регионах и Сахалинской области (95 %).

Структура остаточных запасов нефти в целом по стране характеризуется тем, что текущая добыча нефти (77%) обеспечивается отбором из крупных месторождений так называемых активных запасов, обеспеченность которыми составляет 8-10 лет. В то же время доля трудноизвлекаемых запасов в целом по России постоянно увеличивается и по основным нефтедобывающим компаниям колеблется от 30 до 65 %.

Все крупные и крупнейшие нефтяные месторождения (179), на которые приходится 3/4 текущей добычи нефти в стране, характеризуются значительной истощенностью запасов и высокой обводненностью добываемой продукции.

В России открыто 786 месторождений природного газа, из которых в разработку вовлечено 338 с разведанными запасами 20,8 трлн м3, или 44,1 % всех запасов России.

В Западно-Сибирской провинции сосредоточено 78 % всех разведанных запасов газа России (37,1 трлн м3), в том числе 75 % заключено в 21 крупном месторождении. Крупнейшими месторождениями свободного газа являются Уренгойское и Ямбургское нефтегазоконденсатные с начальными запасами газа соответственно 10,2 и 6,1 трлн м3, а также Бованенковское (4,4 трлн м3), Штокмановское (3,7 трлн м3), Заполярное (3,5 трлн м3), Медвежье (2,3 трлн м3) и др.

Добыча нефти

В 1974 г. Россия в составе СССР вышла на 1 место в мире по объему добычи нефти и конденсата. Добыча продолжала расти еще 13 лет и в 1987 г. достигла максимума – 569,5 млн т. В период кризиса 90-х гг. добычу нефти снизили до уровня 298,3 млн т (1996 г.) (рис. 1).

 

Рис. 1. ДОБЫЧА НЕФТИ С ГАЗОВЫМ КОНДЕНСАТОМ В СССР И РФ И ПРОГНОЗ до 2020 г.
1 – СССР (фактическая); 2 – РФ (фактическая); 3 – ожидаемая; 4 – по “Энергетической стратегии…
”“Основные положения Энергетической стратегии…” одобрены Правительством РФ (протокол № 39 от 23 ноября 2000 г.).

 

С возвращением России на путь рыночной экономики развитие нефтегазового комплекса стало подчиняться законам рынка. Благоприятная конъюнктура мирового рынка и рост цены на нефть в конце 1990 – начале 2000 г. были в полной мере использованы российскими нефтяными компаниями для интенсификации добычи из действующего фонда скважин. В период 1999-2006 гг. годовую добычу нефти увеличили в 1,6 раза (на 180 млн т), что намного превысило самый оптимистический сценарий государственной “Энергетической стратегии...”. Объемы добычи нефти на большинстве месторождений превысили проектные показатели, оптимизированные на длительный период.

Негативные последствия интенсивных отборов и связанное с ними последующее быстрое падение добычи не замедлили сказаться. Годовые приросты добычи нефти после достижения в 2003 г. максимума (41 млн т – темп 9,8 %) начали снижаться. В 2006 г. темп прироста добычи снизился в 4 раза (2,2 %) (см. рис. 1).

Анализ состояния сырьевой базы добычи нефти, сложившейся ситуации с воспроизводством запасов нефти, структуры запасов разрабатываемых месторождений позволяет заключить, что добыча нефти в России закономерно вступила в критическую фазу динамики, когда растущая/стабильная добыча нефти сменяется падающей траекторией. Такая смена приходит неотвратимо после интенсивной эксплуатации невозобновляемых запасов. Падение добычи нефти следует ожидать, несмотря на возможное продолжение роста цен на нефть, так как оно обусловлено объективными причинами исчерпания невосполняемых активных запасов, разрабатываемых с неснижающимся темпом.

Важным условием, снижающим риски негативных последствий от быстрого падения добычи и обеспечивающим устойчивое развитие любой горно-добывающей отрасли, является своевременное восполнение и наращивание производственной мощности. Благополучие и устойчивое развитие нефтедобывающей отрасли зависят, в основном, от состояния эксплуатационного фонда скважин и динамики охвата разработкой запасов действующими скважинами. К началу 2006 г. эксплуатационный фонд добывающих скважин по нефтяной отрасли составил 152612, что на 3079 скважин меньше, чем год назад. Снижение эксплуатационного фонда и значительная доля в нем неработающего фонда (20 %) не могут считаться удовлетворительными показателями. К сожалению, отрасль последнее 10-летие характеризовалась в целом неудовлетворительной работой по вводу новых добычных мощностей (вводу новых месторождений и новых запасов, эксплуатационных скважин) и по поддержанию фонда в рабочем состоянии. В конце 1993 г. эксплуатационный фонд составлял 147049 скважин, а число действующих – 127050. Таким образом, за 12 лет производственные мощности по фонду скважин отрасли не только не выросли, а даже сократились.

В последние 6 лет увеличение годовой добычи нефти на 180 млн т нефтяные компании осуществляли преимущественно за счет интенсификации добычи по действующему фонду скважин. Среди методов интенсификации массовое распространение получил гидроразрыв пласта. По масштабу применения этого метода российские компании превзошли США. На одну скважину действующего фонда в России производится в среднем 0,05 операций против 0,03 в США.

“Основные положения Энергетической стратегии…” одобрены Правительством РФ (протокол № 39 от 23 ноября 2000 г.).

В условиях активного “проедания” невосполняемых запасов нефти, неадекватного наращивания числа эксплуатационных скважин и агрессивной эксплуатации действующего фонда все более проявляется тенденция дальнейшего снижения добычи нефти. По итогам 2006 г. в 5 из 11 вертикально-интегрированных компаний произошло снижение годовой добычи нефти, в том числе в “ТНК-ВР”, “Газпромнефти”, “Башнефти”. Ожидается, что в ближайшие 2 года (2007-2008) сохранится существующая тенденция падения добычи нефти в целом по России. Лишь в 2009 г. за счет ввода в разработку Ванкорского, Талакановского и Верхнечонского месторождений в Восточной Сибири появится возможность увеличить добычу нефти.

Добыча газа

Газовая промышленность начала развиваться в России с начала 30-х гг. XX в. В 1930 г. было добыто 520 млн м3. В труднейший период войны (1942 г.) введено в эксплуатацию Елшанское месторождение в Саратовской области.

В 1950-1960 гг. в Ставропольском и Краснодарском краях было открыто большое число газовых месторождений (Северо-Ставропольское, Каневское, Ленинградское и др.), разработка которых обеспечила дальнейший рост добычи природного газа (рис. 2). Для развития газовой промышленности большое практическое значение имело открытие в 1964 г. Вуктыльского и в 1966 г. Оренбургского газоконденсатных месторождений. Дальнейшее развитие добыча и сырьевая база европейской части страны получили с открытием в 1976 г. Астраханского нефтегазоконденсатного месторождения и его освоением.

 

Рис. 2. ДОБЫЧА ГАЗА В СССР И РФ И ПРОГНОЗ ДО 2020 г.
1 – СССР (фактическая); 2 – РФ (фактическая); 3 – по “Энергетической стратегии…”

 

К началу 1960 г. на севере Тюменской области была открыта уникальная в мире газоносная провинция с гигантскими месторождениями: Уренгойским, Медвежьим, Ямбургским и др. Ввод в эксплуатацию газа из этих и других месторождений позволил резко нарастить добычу до 450-500 млрд м3 в 1975-1985 гг.

После достижения пика в 1990 г. 815 млрд м3 (в СССР, в том числе РСФСР – 740 млрд м3) объем добычи газа по России снизился до 570 млрд м3. В последние 6 лет добыча поддерживается в пределах 567-600 млрд м3, что ниже уровня, предусмотренного минимальным вариантом “Энергетической стратегии…”. Отставание связано с невыполнением ОАО “Газпром” программы освоения новых газовых месторождений на п-ове Ямал.

В отличие от прошлого периода бурного роста добычи для 1991-2005 гг. характерно приостановление роста годовой добычи газа, производимой ОАО “Газпром”. Это связано со спецификой выбытия добычных мощностей на интенсивно разрабатываемых на естественном режиме высокопродуктивных месторождениях в условиях редкой сетки эксплуатационных скважин. Выбытие добычных мощностей, обусловленное отбором газа и падением пластового давления, происходит непрерывно во времени. В то же время новые эксплуатационные скважины подключаются к сборным сетям лишь после завершения строительства новых установок комплексной подготовки газа (УКПГ), компрессорных станций (КС), дожимных компрессорных станций (ДКС), представляющих собой единичные капитальные, сложные в строительстве сооружения. В 2000-2005 гг. число этих объектов, вводимых в среднем в год, составляло: УКПГ-3, ДКС-4, КС-5.

В 2006 г. 86% общероссийского объема газа добыто ОАО “Газпром”, в котором основную добычу обеспечивают три крупнейших месторождения севера Западной Сибири (Уренгойское, Медвежье, Ямбургское). Эти месторождения в течение 15-25 лет интенсивно разрабатывались на естественном режиме без поддержания пластового давления, обеспечивая до 80 % общероссийской добычи газа. В результате интенсивной эксплуатации пластовое давление в них снизилось, а выработка (истощение запасов) сеноманских залежей сухого газа достигла на Уренгое 66 %, Ямбурге 55%, Медвежьем 77%. Ежегодное падение добычи газа на этих трех месторождениях сейчас происходит с темпом 8-10 % в год (25-20 млрд м3).

Чтобы компенсировать снижение объемов добычи газа, осуществлен ввод в эксплуатацию в 2001 г. крупнейшего нефтегазоконденсатного месторождения Заполярное. Уже в 2006 г. на этом месторождении добыто 100 млрд м3 газа. Однако добыча с этого месторождения недостаточна, чтобы компенсировать падение добычи нефти по базовым истощенным месторождениям.

С начала 2006 г. по ОАО “Газпром” стали проявляться признаки текущего снижения объемов добычи природного газа. Суточная добыча газа с февраля по июль 2006 г. упала с 1649,9 до 1361,7 млн м3/сут. Это привело к снижению суточной добычи газа в целом по России с 1966,8 до 1609,6 млн м3.

Завершающая стадия разработки сеноманских залежей базовых месторождений Западной Сибири характеризуется низким пластовым давлением и падающей добычей. Условия эксплуатации залежей существенно усложняются. Дальнейшая разработка возможна при:

  • эффективной эксплуатации скважин в условиях их обводнения и разрушения призабойной зоны;
  • извлечении газа, защемленного внедряющейся пластовой водой;
  • продлении добычи и увеличении объемов добычи низконапорного газа;
  • промысловой обработке УВ при низких входных давлениях (< 1 МПа).

Кроме того, требуются создание высокоэффективного оборудования для компримирования низконапорного газа, а также разработка технологии и техники для переработки низконапорного газа непосредственно на промысле.

Решение проблемы использования низконапорного газа позволит обеспечить эффективную доразработку крупнейших в мире газовых месторождений, расположенных в высоких северных широтах и на значительном удалении от центров потребления природного газа.

Важнейшим же условием, обеспечивающим гарантируемое устойчивое развитие газовой отрасли в период, рассматриваемый государственной “Энергетической стратегией…”, является ускоренный ввод в разработку новых месторождений и запасов природного газа.

В планы ОАО “Газпром” входит увеличение уровня добычи газа к 2010 г. до 550-560 млрд м3, в 2020 г. – до 580-590 млрд м3 (см. рис. 2), к 2030 г. – до 610-630 млрд м3. Запланированный уровень добычи газа до 2010 г. предполагается обеспечить за счет действующих и вводимых в разработку новых месторождений Надым-Пур-Тазовского региона: Южно-Русского, нижнемеловых залежей Заполярного и Песцового, ачимовских залежей Уренгойского. Реальность и экономическая обоснованность обусловлены близостью к существующей газотранспортной инфраструктуре.

После 2010 г. планируется приступить к освоению месторождений на п-ове Ямал, шельфе арктических морей, в акваториях Обской и Тазовской губ, в Восточной Сибири и Дальнем Востоке.

ОАО “Газпром” в декабре 2006 г. принял решение о вводе в разработку газоконденсатных месторождений Бованенковского (2011), Штокмановского (2013) и Харасавейского (2014).

Заключение

Нефте- и газодобыча на нынешнем этапе развивается по сценариям, отличающимся от правительственной “Энергетической стратегии…” [1]. Годовые уровни добычи нефти существенно превышают максимальный вариант, а добыча газа уже 10 лет практически не растет. Наблюдающиеся отклонения от “стратегии” связаны как с ошибочностью идеи, ориентирующей на замкнутость экономических границ и самодостаточность страны, так и недоучетом зависимости национальной экономики от глобальных процессов, например изменения цен на нефть [2]. Однако превалирующей причиной невыполнения стратегической программы является ослабление роли государства в регулировании и управлении энергетическим сектором экономики.

В свете произошедших в последнее 10-летие событий и изменений в структуре и количественной характеристике сырьевой базы нефте- и газодобычи, состояния производственных добывающих мощностей, сложившихся условий добычи нефти на разрабатываемых месторождениях, действующих и строящихся магистральных нефте- и газопроводов корректировка “Энергетической стратегии…” на средне- и долгосрочную перспективу крайне необходима. Разработка такой стратегии позволит оценить реальные возможности добычи нефти и газа на основе технико-экономической адресной характеристики разведанных извлекаемых запасов и складывающихся новых реалий в стране и мире.

Принципиально важным обстоятельством, определяющим дальнейшее успешное развитие нефте- и газодобычи в России, является необходимость освоения масштабных сложнейших и дорогостоящих нефтегазовых новых проектов, характеризующихся труднодоступными экстремальными горно-геологическими и природно-географическими условиями (месторождений на п-ове Ямал, шельфе арктических морей, в акваториях Обской и Тазовской губ, в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке). Глобальные нефтегазовые проекты требуют огромных затрат на их освоение, широкомасштабной кооперации и консолидации сил и средств, принципиально новых технологий во всех звеньях производства, новых образцов машин и оборудования.

По сложности решения технических, организационных, финансовых проблем, трудоемкости работ эти проекты соизмеримы с космическими программами. Об этом свидетельствует опыт первых попыток освоения уникальных нефтегазовых объектов (на п-ове Ямал, Сахалине, Восточной Сибири и др.). Их освоение потребовало громадных материальных и финансовых средств и новых нетрадиционных форм организации работ, сосредоточения усилий, производственного и интеллектуального потенциала не только отечественных, но и ведущих мировых транснациональных корпораций. Развитие начатых работ сдерживается существующими правилами и нормативами, отличающимися от современной мировой практики.

Возможность реализации масштабных уникальных нефтегазовых проектов еще в большей степени, чем для традиционных объектов, зависит от стимулирующей законодательно-нормативной базы недропользования (Закон “О недрах”), размеров дифференцированных рентных платежей и налогов на добычу полезных ископаемых.

Преодоление препятствий правового характера на пути дальнейшего развития нефтегазодобычи является важным условием реализации заявленных государством амбициозных планов, гарантирующих собственную и региональную энергетическую безопасность.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:
1. Федеральный справочник. Топливно-энергетический комплекс России. – М.: Родина-Про, 2003.
2. Халимов Э.М. Разработка нефтяных месторождений в условиях рынка. – СПб.: Недра, 2005.


©  Э.М. Халимов, К.Э. Халимов, Журнал "Геология Нефти и Газа" - 2007-2.
 

 

 

SCROLL TO TOP
viagra bitcoin buy

������ ����������� Rambler's Top100 �������@Mail.ru