levitra bitcoin

+7(495) 725-8986  г. Москва

Журналы

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

В.Н. Макаревич,  (Гл. научный сотрудник, доктор геолого-минералогических наук, академик РАЕН, профессор, ВНИГРИ)

Н.Н. Герасимов,  (Министр, кандидат геолого-минералогических наук, Министерство промышленности и энергетики Республики Коми)

Л.А. Орлова,  (Ст. научный сотрудник, ВНИГРИ)

Журнал «Минеральные ресурсы России. Экономика и управление» # 2008-4

 

Северо-Западный федеральный округ (СЗФО) в отношении добычи и переработки УВ-сырья является самым малоосвоенным в европейской части России, несмотря на относительно небольшую удаленность как от основных потребителей УВ и продуктов их переработки внутри региона, так и от возможных потребителей за его пределами, включая рынки Европы и США.

ДОБЫЧА УГЛЕВОДОРОДОВ

Добыча нефти и газа в округе ведется в пределах трех субъектов РФ – Республики Коми, Ненецкого АО и Калининградской области. В последние годы добыча нефти растет во всех добывающих субъектах, добыча газа стабильна на относительно невысоком уровне (табл. 1; рис. 1).

Таблица 1.

Динамика добычи нефти и свободного газа в СЗФО за период 1975-2007 гг.


Год


Объем добычи нефти, млн т


Объем добычи свободного газа, млрд м3

Республика Коми

Ненецкий АО

Всего по ТПП

Калининградская область

Итого по СЗФО

Республика Коми

Ненецкий АО

Всего по ТПП
и СЗФО

1975

10,8

10,8

0,3

11,1

19,6

0,1

19,7

1976

12,1

12,1

0,6

12,7

20,7

0,0

20,7

1977

14,2

14,2

0,9

15,2

20,9

0,0

20,9

1978

16,4

16,4

1,2

17,5

20,9

0,0

20,9

1979

17,5

17,5

1,3

18,8

20,6

0,0

20,6

1980

19,8

19,8

1,3

21,1

20,9

0,1

21,0

1981

20,1

20,1

1,4

21,5

20,8

0,1

20,9

1982

19,9

19,9

1,4

21,4

20,4

0,1

20,5

1983

20,3

20,3

1,5

21,8

20,3

0,1

20,4

1984

20,0

20,0

1,5

21,6

19,5

0,1

19,6

1985

19,4

19,4

1,5

21,0

18,4

0,1

18,5

1986

18,3

18,3

1,5

19,8

17,4

0,1

17,5

1987

17,4

0,1

17,5

1,4

18,9

16,3

0,1

16,3

1988

16,4

0,1

16,6

1,3

17,9

13,5

0,1

13,6

1989

15,1

0,5

15,6

1,2

16,8

10,6

0,1

10,7

1990

14,1

1,2

15,3

1,2

16,5

8,2

0,1

8,3

1991

12,4

1,6

14,0

1,1

15,1

6,2

0,1

6,3

1992

10,5

1,9

12,4

1,0

13,4

5,5

0,1

5,6

1993

9,7

1,8

11,4

0,9

12,3

5,3

0,1

5,4

1994

7,8

2,0

9,8

0,8

10,6

3,5

0,1

3,6

1995

6,6

2,7

9,3

0,8

10,1

3,2

0,1

3,3

1996

7,1

3,0

10,1

0,8

10,9

3,2

0,1

3,3

1997

7,4

3,3

10,8

0,8

11,5

3,2

0,1

3,3

1998

7,8

3,4

11,1

0,7

11,8

3,3

0,1

3,4

1999

7,3

3,9

11,2

0,7

11,9

3,2

0,1

3,4

2000

7,8

4,5

12,3

0,7

13,0

3,4

0,1

3,5

2001

8,1

4,5

12,6

0,7

13,3

3,3

0,1

3,4

2002

9,2

5,1

13,8

0,7

14,6

3,0

0,1

3,1

2003

9,6

7,4

17,0

0,8

17,8

3,0

0,1

3,1

2004

9,9

10,4

20,3

0,8

21,1

2,9

0,1

3,0

2005

10,9

12,1

23,0

1,2

23,7

2,9

0,1

3,0

2006

11,3

13,0

24,3

1,4

25,7

2,8

0,1

2,9

2007

12,1

13,6

25,7

1,5

26,2

2,7

-

2,7

 
 
 

С 1994 по 2007 г. в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (ТПП) значительно возросла доля нефти, добытой из подготовленных к промышленному освоению и разведываемых месторождений: в Республике Коми – с 1,8 до 22 % всей добычи, в Ненецком АО – с 2,9 до 15,0 %.

    Нефть. Добыча нефти на месторождениях ТПП, начатая еще в 1930-е гг. (с момента открытия в 1929 г. Чибьюского нефтяного месторождения и в 1932 г. крупного Ярегского месторождения тяжелой нефти), была сосредоточена до начала 1990-х гг. в основном на территории Республики Коми. Начало добычи нефти в Ненецком АО связано с вводом в 1985 г. в опытную эксплуатацию Песчаноозерского месторождения на о-ве Колгуев, а в 1987 г. – в промышленную эксплуатацию Харьягинского месторождения.

    Ненецкий АО – единственный в СЗФО и в целом в европейской части России субъект РФ со значительным потенциалом роста нефтедобычи. Его принципиальными отличиями от перспективных и еще слабо освоенных нефтегазоносных районов Восточной Сибири являются высокая степень изученности нефтегазоносных площадей, их достаточно компактное размещение и близость к европейским рынкам сбыта. Природные ресурсы, в первую очередь УВ-сырье, рассматриваются в Ненецком АО как единственная реальная база его социально-экономического развития. Доля нефтегазодобычи в промышленном производстве округа составляет свыше 95 % и других вариантов роста доходов региональной экономики в округе пока нет.

За последние 10 лет добыча нефти в округе значительно возросла и в настоящее время составляет уже более половины всей добываемой в СЗФО. Основной объем добычи – 52,8 млн т с начала разработки (64 % накопленной добычи в округе) обеспечили два месторождения – Харьягинское и Ардалинское.

Существенные запасы нефти подготовлены в северо-восточной части Ненецкого АО в пределах Хорейверской впадины и Варандей-Адзьвинской структурной зоны (месторождения им. А.Титова, им. Р.Требса, Западно-Хоседаюское, Северо-Хоседаюское, Наульское, Лабаганское и др.). В настоящее время в разработке находится 16 месторождений, в том числе 13 нефтяных, 2 нефтегазоконденсатных и 1 газоконденсатное. Подготовлено к разработке 21 месторождение, в разведке находятся 38 и в консервации – 2.

Всего добыча нефти в Ненецком АО в 2006 г. составила 13 млн т, в 2007 г. – 13,6 млн т. Ее наращивание связано как с трудностями экономического (финансирование, привлечение инвесторов) и технологического (сложные геолого-физические характеристики месторождений) характера, так и с отсутствием развитой инфраструктуры, возникающими экологическими проблемами.

Необходимо отметить, что все эксплуатируемые месторождения нефти на территории Ненецкого АО могут обеспечить до 13-14 млн т ежегодных отборов к 2008-2009 гг. и еще дополнительно около 6 млн т нефти к 2020 г. (табл. 2; рис. 2). Главный резерв на территории округа – месторождения, не вовлеченные в освоение.

Таблица 2.

Фактическое состояние (2001-2007 гг.) и оптимальный прогноз добычи в Республике Коми и Ненецком АО
(2008-2020 гг.)


Месторождения


Объем добычи по годам, млн т

Факт

Прогноз

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

Выявленные в Республике Коми

8,8

9,2

9,6

9,9

10,8

11,3

12,1

11,8

11,8

Выявленные в Ненецком АО

4,6

5,1

7,4

10,4

12,1

13,0

13,6

17,1

18,5

Всего по выявленным  месторождениям

13,4

14,3

17,0

20,3

22,9

24,3

25,7

28,9

30,3

Новые в Республике Коми (коэффициент 1,0)

0,1

0,2

Новые в Ненецком АО (коэффициент 0,9)

0,1

0,1

Всего по новым месторождениям

0,2

0,3

Всего с учетом новых месторождений
(коэффициент 0,8)

13,4

14,3

17,0

20,3

22,9

24,3

25,7

29,1

30,6


Объем добычи по годам, млн т

Прогноз

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2005-
2010

2011-
2015

2016-
2020

2005-
2020

11,9

11,9

11,7

11,3

10,9

10,5

10,1

9,6

9,2

8,7

8,3

69,9

56,4

45,9

172,2

21,0

23,4

25,3

27,2

28,2

28,3

28,5

28,8

28,3

27,4

26,5

95,3

132,4

139,5

367,1

32,9

35,3

37,0

38,5

39,1

38,9

38,6

38,4

37,4

36,1

34,8

165,2

188,8

185,4

539,3

0,4

0,6

0,9

1,3

1,7

2,1

2,5

2,9

3,3

3,7

4,1

0,7

6,6

16,5

23,7

0,1

0,2

0,3

0,5

0,6

0,9

1,5

2,1

3,1

4,1

5,2

0,2

2,4

16,0

18,6

0,5

0,7

1,2

1,8

2,3

3,0

4,0

5,0

6,4

7,8

9,3

0,9

9,0

32,5

42,3

33,3

36,0

38,2

40,3

41,4

41,9

42,6

43,4

43,8

43,9

44,1

166,0

197,7

217,8

581,6

 
 
 

    Республика Коми один из старейших районов добычи нефти в стране. Нефтедобывающая промышленность республики испытала длительный (около 30 лет) период становления, период постепенного наращивания объемов добычи (19 лет), период стабилизации на максимальном уровне годовых объемов добычи (7 лет), а затем перешла в стадию падения, которая продолжалась более 10 лет. В начале 1980-х гг. добыча нефти здесь достигла почти 3 % добычи нефти в СССР.

Основные объемы добычи нефти в республике обеспечивают нефтяные месторождения Усинское (начальные извлекаемые запасы – 226 млн т), Ярегское (132 млн т), Верхневозейское (53 млн т) и газонефтяное Возейское (136 млн т). Причем около 20 % добычи приходится на запасы высоковязких нефтей Усинского и Ярегского месторождений. Степень выработанности месторождений – от 15-16 % (Ярегское, Верхневозейское) до 61- 67 % (Усинское, Возейское); остаточные запасы – от 43 млн т (Возейское, Верхневозейское) до 112 млн т (Ярегское).

Средние дебиты скважин по жидкости (без учета Ярегского месторождения) составляют 50 т/сут, по нефти – 13,2 т/сут (с учетом Ярегского месторождения – 12,1 и 3,1 т/сут соответственно). Средняя обводненность продукции – 74,3 %.

Всего в промышленной разработке в Республике Коми на 01.01.2007 г. находилось 63 месторождения: 50 нефтяных, 7 нефтегазоконденсатных, 2 газонефтяных, 2 нефтегазовых, 1 газоконденсатное и 1 газовое. Подготовлено к разработке 9 месторождений, в разведке находятся 68 и консервации – 5.

Порядка 20 объектов, на которые приходится 56 % годовой добычи нефти, разрабатываются с поддержанием пластового давления путем закачки воды. При этом в большинстве случаев используются блоковые системы заводнения, усиливаемые при необходимости очаговыми скважинами или поперечными нагнетательными рядами. Ограниченное применение получили системы рассредоточенного нагнетания вытесняющего агента и системы приконтурного заводнения. 17,6 % добытой нефти получено на 24 объектах, разрабатываемых в естественном режиме. В основном это мелкие залежи в начальной стадии разработки.

Значительная доля годового объема добычи (26,4 %) приходится на залежи высоковязких нефтей на Усинском и Ярегском месторождениях, где применяется паротепловое воздействие.

Подготовка нефти месторождений Усинско-Возейской группы производится на установках подготовки нефти (УПН) "Уса", термохимической установке (ТХУ) и УПН "Возей", расположенных на головных сооружениях Усинского месторождения. На УПН "Возей" осуществляется подготовка нефти, поступающей с Тэдинского, Ардалинского, Харьягинского, Возейского, Верхневозейского и Восточно-Харьягинского месторождений.

Технический уровень обустройства разрабатываемых нефтяных месторождений можно оценить как средний.

Системы сбора нефти и газа, применяемые на месторождениях, – напорные, герметизированные, с двухступенчатой сепарацией. На месторождениях, в газах которых содержится сероводород, осуществляется третья ступень сепарации (Верхневозейское, Харьягинское, пермокарбоновая залежь Возейского месторождения).

За период 1975-2005 гг. накопленная добыча нефти по месторождениям республики составила 403,9 млн т, накопленный темп отбора начальных извлекаемых запасов – 1,1 %, текущий – 1,9 %. За 2001-2007 гг. прирост добычи нефти в среднем составил около 5 % ежегодно (см. табл. 1).

Все выявленные месторождения нефти на территории Республики Коми могут обеспечить ежегодные отборы около 12 млн т в среднесрочной перспективе, а добыча по ним в 2020 г. оценивается в 8,3 млн т (см. табл. 2). Добыча нефти из месторождений, не вовлеченных в освоение (по состоянию на 01.01.2007 г.), может достигнуть 4 млн т/год к 2011 г. и снизиться до 2,2 млн т/год к 2020 г. В то же время если рассматривать дополнительные возможности добычи из месторождений нераспределенного фонда недр, то они не так значительны. В Республике Коми добыча из месторождений нераспределенного фонда на сегодняшний день вообще не может рассматриваться как значимая. На территории Ненецкого АО доля последней в отборах может варьировать от 50 до 33 %.

    Калининградская область. Промышленная добыча нефти в области была начата в 1975 г. на Красноборском месторождении. В настоящее время накопленная добыча превысила 30 млн т. Максимальный годовой уровень добычи (около 1,5 млн т) был достигнут в 1983-1986 гг., после этого он неуклонно снижался (до 0,6-0,7 млн т в последние годы без учета Кравцовского месторождения).

    Конденсат. Добыча конденсата в СЗФО составляет около 2 % общего объема добычи по России.

    В Ненецком АО добыто всего 172 тыс. т конденсата, из которых 90 тыс. т – на разрабатываемом с 1975 г. Василковском месторождении и 3 тыс. т – на Песчаноозерском месторождении, введенном в разработку в 1995 г. В перспективе можно ожидать наращивания добычи конденсата на месторождениях Ненецкого АО и на прилегающем шельфе Баренцева моря.

    В Республике Коми наибольший объем конденсата добыт на разрабатываемом с 1968 г. Вуктыльском нефтегазоконденсатном месторождении – 5740 тыс. т; на разрабатываемом с 1981 г. Западно-Соплесском – 1902 тыс. т и на разведываемом Югидском – 429 тыс. т.

Значительный рост добычи конденсата, учитывая высокую степень выработанности разведанных запасов, маловероятен.

    Природный газ. Основной объем добычи газа приходится на Республику Коми (90,9 % общего объема). Более 70 % промышленных запасов газа в республике сосредоточено на разрабатываемых месторождениях. Большая часть остаточных промышленных запасов содержится на Вуктыльском месторождении, которое вошло в стадию падающей добычи. Остальные месторождения либо мелкие по запасам, либо находятся на значительном расстоянии от транспортных систем.

Добыча природного газа в СЗФО в настоящее время не соответствует имеющемуся сырьевому потенциалу и потребностям округа в этом виде энергетического сырья. Уровень добычи газа от своего максимума в начале 1980-х гг. (около 20 млрд м3 в год) неуклонно снижался и продолжает снижаться – с 6,2 млрд м3 в 1991 г. до 2,3 млрд м3 в 2006 г. Основной объем добычи обеспечивают Вуктыльское (более 80 %), Западно-Соплесское и Василковское месторождения.

НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩИЕ ПРЕДПРИЯТИЯ

Освоение месторождений нефти и газа в СЗФО ведут около 30 предприятий различных организационно-правовых форм. Наибольшую роль в добыче УВ играют предприятия, входящие в состав крупных российских вертикально-интегрированных компаний (ВИНК) – ОАО "НК "ЛУКОЙЛ", ОАО "НК "Роснефть", ОАО "Газпром", разрабатывающих месторождения УВ в Ненецком АО и Республике Коми (табл. 3, 4).

Таблица 3.

Распределение запасов нефти и газа разрабатываемых месторождений Ненецкого АО по группам  добывающих предприятий.


Вертикально-
интегриро-ванная
компания


Нефтегазодобывающее предприятие


Число разрабатываемых
месторож
-дений


Запасы разрабатываемых месторождений по категориям
(по состоянию на 01.01.2007 г.)


Добыча за 2006 г.

нефти
(извлекаемой), млн т

свободного газа,
млрд м3

нефти,
млн т

свободного газа,
млрд м3

С1

С2

С1

С2

ОАО "НК "ЛУКОЙЛ"

ООО "ЛУКОЙЛ-Коми"

2

62,1

7,1

2,851

ЗАО "СеверТЭК"

1

18,5

1,0

2,097

5,739

1,341

ООО "БОВЭЛ",
ООО "ЛУКОЙЛ-Заполярнефть"

1

16,8

0,1

1,036

ООО "Нарьянмарнефтегаз"

2

42,6

5,6

0,392

ЗАО "Арктикнефть"

1

7,3

4,3

1,804

0,045

Итого по предприятиям ОАО "НК "ЛУКОЙЛ"

7

147,3

18,1

3,901

5,739

5,665

ОАО "НК "Роснефть"

ОАО "Северная нефть",
ОАО "НК "Роснефть"

4

45,9

16,3

4,138

ООО "Компания Полярное
Сияние"

4

10,4

8,5

1,200

Итого по предприятиям ОАО "НК "Роснефть"

8

56,3

24,7

5,338

ОАО "Газпром"

ЗАО "Печорнефтегазпром"

1

78,284

8,518

0,139

Итого по предприятиям ОАО "Газпром"

1

78,284

8,518

0,139

Предприятия
не входящие
в структуру ВИНК

СП "Тоталь Разведка
Разработка Россия"

1

52,7

0,895

ОАО "Печоранефть"

1

6,0

0,4

0,372

ГУП "Арктикморнефтегаз-
разведка"

1

2,3

2,2

1,289

0,036

Итого по предприятиям,
не входящим в структуру ВИНК

3

60,9

2,6

1,289

1,303

 

Таблица 4.

Распределение запасов нефти и газа разрабатываемых месторождений Республики Коми
по группам добывающих предприятий.


Вертикально-
интегриро-ванная
компания


Нефтегазодобывающее
предприятие


Число разрабатываемых
месторож
-дений


Запасы разрабатываемых месторождений по категориям (по состоянию на 01.01.2007 г.)


Добыча за 2006 г.

нефти
(извлекаемой), млн т

свободного газа,
млрд м3

нефти,
млн т

свободного газа,
млрд м3

С1

С2

С1

С2

ОАО "НК "ЛУКОЙЛ"

ООО "ЛУКОЙЛ-Коми"

35

233,612

30,494

4,120

0,808

6,811

0,063

ЗАО "СеверТЭК"

1

6,473

0,040

0,083

ОАО "Коминефть"

5

0,015

0,489

0,004

ОАО "Ярегская нефтетитано-вая компания", ОАО "Ярега-Руда", ОАО "Битран"

1

54,162

0,57

Итого по предприятиям ОАО "НК "ЛУКОЙЛ"

42

294,262

30,534

4,609

0,808

7,464

0,067

ОАО "НК "Роснефть"

ОАО "НК "Роснефть"
ОАО "Северная нефть"

7

44,498

8,458

1,455

Итого по предприятиям ОАО "НК "Роснефть"

7

44,498

8,458

1,455

ОАО "Газпром"

ЗАО "Печорнефтегазпром"

1

12,778

1,766

ООО "Севергазпром"

3

1,983

8,162

94,248

0,781

0,072

2,820

Итого по предприятиям ОАО "Газпром"

4

1,983

8,162

107,026

2,547

0,072

2,820

Предприятия,
не входящие
в структуру ВИНК

ЗАО "Колванефть"

1

0,74

0,158

0,313

ЗАО "НефтУс"

2

1,694

1,136

0,164

ЗАО "Печоранефтегаз"

2

5,848

0,334

ООО "Динъельнефть"

3

2,945

1,550

0,099

ЗАО "Чедтый нефть"

1

1,995

1,196

0,005

ООО "Енисей"

1

10,379

0,629

0,832

ООО "Комнедра"

1

4,699

0,328

ООО "Нефтегазпромтех"

1

0,313

4,554

ООО "Тэбук"

1

0,174

0,156

ООО "Севедж"

1

0,017

ООО "ЦНПСЭИ"

2

1,089

0,273

0,038

ООО "Верхнеомринская нефть"

1

0,529

0,128

ООО "Нижнеомринская нефть"

1

3,304

1,218

ООО "Войвожнефть"

1

0,022

ООО "Экотех"

1

1,032

0,085

Итого по предприятиям, не входящим
в структуру ВИНК

20

34,78

11,411

1,785

 

Стратегическими планами этих компаний предусмотрены рост добычи нефти и газа на эксплуатируемых месторождениях, вовлечение в освоение новых месторождений распределенной и нераспределенной частей фонда недр и ввод в освоение вновь открываемых месторождений.

Принципиальным вопросом при планировании возможных уровней добычи в СЗФО является прогноз добычи на месторождениях нераспределенной части фонда недр, которые могут обеспечить ее существенный рост. Большинство месторождений нераспределенного фонда (особенно в пределах Ненецкого АО) входит в сферу стратегических интересов крупных нефтяных компаний (ОАО "НК "ЛУКОЙЛ", ОАО "НК "Роснефть", ОАО "Газпром", ОАО "ТНК-ВР", ОАО "Сургутнефтегаз", ОАО "Зарубежгеология"). Соответственно реализация того или иного прогноза добычи будет непосредственно зависеть от результатов конкурсов и аукционов по крупным месторождениям, а также шагов по наращиванию нефтетранспортных мощностей, связанных как с действиями добывающих компаний, так и государства в лице ОАО "Транснефть".

Существующие мощности трубопроводного транспорта ограничивают добычу нефти в ТПП на уровне, достигнутом в 2006 г. – около 25 млн т (см. табл. 2), и без существенного увеличения не позволят транспортировать более 30 млн т в год.

Наиболее вероятными для реализации будут два основных варианта: первый базируется на допущении ограничения транспортировки нефти, т.е. развития локальных сетей и маломощных морских терминалов; второй – на отсутствии таких ограничений, т.е. их существенного расширения как за счет частного капитала (создание новых принципиальных схем транспорта с использованием железных дорог и новых мощностей морской транспортировки), так и государственного участия – расширение Балтийской трубопроводной системы, создание нового магистрального трубопровода и т.д.

Первый вариант не предполагает значительных инвестиций в нефтетранспортную систему, а разведанные запасы и структура запасов распределенной и нераспределенной частей фонда недр СЗФО позволяют говорить об обеспеченности добычи, превышающей при отборах 22-25 млн т в год, на период 20 лет.

Второй вариант, предполагающий "неограниченный" уровень вывоза нефти из региона, будет определяться собственно возможностями ее отборов из месторождений. При макроэкономических показателях, достигнутых в отрасли в последние годы, и при существующих ценах на нефть такой вариант представляется наиболее вероятным. Прогноз добычи в этом случае будет базироваться на двух составляющих – прогнозе добычи на распределенной части фонда недр (планируемом компаниями-недропользователями) и сроках лицензирования и ввода в освоение месторождений нераспределенной части фонда.

    ОАО "НК "ЛУКОЙЛ". Дочерние и зависимые предприятия компании осуществляют добычу нефти и газа и проводят ГРР на территории Ненецкого АО (с 1998 г.), Республики Коми (с 1999 г.) и Калининградской области (с 1994 г.).

Политика компании при освоении УВ-потенциала ТПП изначально имела своей целью максимально возможную консолидацию местных предприятий, и в течение десятилетия ОАО "НК "ЛУКОЙЛ" был установлен полный контроль над управлением присоединенных предприятий.

В ТПП на долю ОАО "НК "ЛУКОЙЛ" приходится около 60 % текущей добычи нефти, из которых 28 % обеспечивают Харьягинское, Усинское, Ярегское нефтяные и Возейское нефтегазоконденсатное месторождения. После слияния с компанией ОАО "НК "Коми ТЭК", владеющей лицензиями на 50 месторождений (из которых 27 находились в стадии промышленной разработки), общие запасы нефти ОАО "НК "ЛУКОЙЛ" возросли на 25-26 %, газа – на 78 %, а добыча нефти увеличилась на 13 %.

По оценке аудиторской фирмы Miller & Lents доказанные запасы нефти ОАО "НК "ЛУКОЙЛ" в СЗФО по состоянию на 01.01.2006 г. составили более 3,9 млрд баррелей. С 2000 по 2005 г. компанией было открыто в округе 16 месторождений, и доказанные запасы нефти выросли более чем в 2 раза. За этот период добыча нефти предприятиями компании в СЗФО возросла с 7,95 до 13,66 млн т (на 72 %).

На территории СЗФО функционируют принадлежащий ОАО "НК "ЛУКОЙЛ" нефтеперерабатывающий завод (ООО "ЛУКОЙЛ-Ухтанефтепереработка") с ежегодным объемом производства свыше 3 млн т, а также сеть АЗС. В 2005 г. в округе реализовано около 2,5 млн т нефтепродуктов, в том числе более 750 тыс. т через сеть АЗС.

На территории Ненецкого АО основные объемы ГРР на нефть выполняются ООО "Нарьянмарнефтегаз" (дочернее предприятие ОАО "НК "ЛУКОЙЛ"), созданным в 2005 г. в рамках стратегического партнерства с компанией ConocoPhillips. Предприятие владеет 11 лицензиями с правом добычи (месторождения им. Ю.Россихина, Северо-Сарембойское, Мядсейское, Медынское, Тобойское, Западно-Леккейягинское, Южно-Хыльчуюское, Ярейюское, Хыльчуюское, Варандейское, Торавейское). Варандейское и Торавейское нефтяные месторождения, расположенные в северной части Ненецкого АО, находятся в разработке. Ежегодная добыча по ним составляет около 0,4 млн т.

С 2000 г. ОАО "НК "ЛУКОЙЛ" реализует для нефти, добываемой в округе, специальный транспортный проект – нефтеналивной терминал Варандей, арктический подводный перегрузочный комплекс которого способен пропускать до 1,5 млн т нефти в год. Дальнейшее развитие терминала связано с одним из крупнейших в ТПП Южно-Хыльчуюским месторождением (запасы нефти – более 65 млн т), разработка которого начнется в 2008 г. Проектный уровень добычи к 2009 г. по расчетам компании составит 7,5 млн т в год. Транспортировка сырья предполагается через терминал Варандей по нефтепроводу "Южное Хыльчую – Варандей".

В северной части ТПП в пределах Ненецкого АО работает еще несколько нефтедобывающих предприятий ОАО "НК "ЛУКОЙЛ" – ЗАО "СеверТЭК", ООО "ЛУКОЙЛ-Заполярнефть" и ООО "ЛУКОЙЛ-Коми", ведущих освоение Харьягинского, Тэдинского и Южно-Шапкинского месторождений. Добыча нефти на Харьягинском месторождении (ООО "ЛУКОЙЛ-Коми") в 2006 г. составила почти половину общей добычи предприятий ОАО "НК "ЛУКОЙЛ" на разрабатываемых месторождениях Ненецкого АО.

ЗАО "СеверТЭК" владеет лицензиями на разработку Южно-Шапкинского, Среднесерчейюского и северной части Пашшорского месторождений. В районе работ предприятия создана нефтетранспортная инфраструктура, месторождения соединены с Харьягинским ЦПС и далее с системой магистральных трубопроводов АК "Транснефть" (налажена утилизация попутного газа, имеются собственные электрогенерирующие мощности). С 2003 г. ЗАО "СеверТЭК" эксплуатирует трубопровод от Южно-Шапкинского месторождения. Добыча нефти за 2006 г. составила 1,3 млн т.

На территории Республики Коми основной нефтегазодобывающей компанией является ООО "ЛУКОЙЛ-Коми", образованное в 2002 г. на базе ОАО "НК "Коми ТЭК". В состав ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" входят три территориальных производственных предприятия – "ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз", "ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз" и "ЛУКОЙЛ-Севернефтегаз". На территории Ненецкого АО работает "ЛУКОЙЛ-Севернефтегаз", Республики Коми и Ненецкого АО – "ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз", Республики Коми – "ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз".

ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" производит широкий комплекс работ – от ГРР до освоения месторождений и транспортировки добываемого сырья. Особое внимание отводится внедрению прогрессивных технологий. Так, в феврале 2004 г. на Возейском месторождении ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" впервые в республике была применена технология бурения вторых стволов скважин, повышающая эффективность работы.

В настоящее время компания имеет 40 лицензий с правом разработки 35 месторождений. В 2006 г. объем нефти, добытой ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" на месторождениях республики, составил 6,9 млн т, из которых 3,2 млн т – на Возейском и Усинском месторождениях.

ЗАО "СеверТЭК" имеет также лицензии на разработку (в пределах Республики Коми) Верхне-Грубешорского, южной части Пашшорского и доразведку и разработку Южно-Юрьяхинского месторождений.

В Калининградской области основной нефтегазодобывающей компанией является ООО "ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть" – дочернее предприятие ОА "НК "ЛУКОЙЛ". Кроме основных видов деятельности – ГРР и добычи нефти, предприятие осуществляет морские буксировки и перевалку нефти, производит уникальные для России мобильные буровые установки, делает газовые смеси и занимается реализацией нефтепродуктов, производимых на предприятиях ОАО "НК "ЛУКОЙЛ".

ООО "ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть" имеет успешно функционирующий современный комплексный нефтяной терминал, газонаполнительную станцию, цех изоляции и опрессовки труб. Сеть АЗС компании включает более 30 современных станций, реализующих не только жидкое топливо, но и газовую автомобильную смесь. На заводе металлоконструкций выпускаются мобильные буровые установки, танки-контейнеры для перевозки сжиженных газов. Здесь же в сентябре 2003 г. завершено строительство морской ледостойкой стационарной нефтяной платформы Д6 – первой морской платформы, построенной в России. В феврале 2003 г. началась ее эксплуатация, и с 2004 г., когда было введено в эксплуатацию Кравцовское нефтяное месторождение, расположенное на шельфе Балтийского моря, добыча нефти (2005 г.) составила 561 тыс. т (46 % всей добычи в области и более 47 % добычи компании).

На 01.01.2007 г. накопленная добыча нефти компании на суше превысила 31,96 млн т (более 99 % всей добычи Калининградской области). ООО "ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть" принадлежат лицензии на 32 из 35 месторождений на суше области и 2 месторождения на шельфе Балтийского моря.

Лидерство ООО "ЛУКОЙЛ-Калиниградморнефть" сохранится и в дальнейшем, так как основным объектом проведения ГРР на ближайшие 15 лет, несомненно, будет транзитная зона шельфа Балтийского моря, где подготовлено к бурению около десятка структур с извлекаемыми НСР нефти около 42 млн т, в том числе неразведанных – 33 млн т.

    ОАО "НК "Роснефть". Компания осуществляет добычу нефти и проводит в незначительном объеме ГРР на нефть на территории Ненецкого АО и Республики Коми. Это один из самых активных недропользователей на территории ТПП как по темпам добычи, так и по числу осваиваемых месторождений, участвует в различных проектах по развитию добычи и транспортной инфраструктуры в пределах ТПП.

Объектами недропользования ОАО "НК "Роснефть" в ТПП являются 12 месторождений Республики Коми (Среднемакарихинское, Верхнемакарихинское, 4 месторождения Баганской группы, Сандивейское, Салюкинское, Усино-Кушшорское, Веякошорское, Южно- и Восточно-Веякские), а также 3 месторождения вала Гамбурцева, расположенных на территории Ненецкого АО (Хасырейское,Черпаюское и Нядейюское).

В 2006 г. компания выиграла аукцион на право пользования Осовейским участком недр (Осовейское нефтяное месторождение), находящимся в непосредственной близости от месторождений вала Гамбурцева, что позволяет прогнозировать расширение в ближайшей перспективе объемов добычи в этом регионе. В настоящее время добыча ведется на 11 из 16 месторождений компании. Все разрабатываемые месторождения находятся в начальной стадии освоения. Главное направление деятельности – освоение группы из трех месторождений вала Гамбурцева.

Компания применяет современные технологии бурения и эксплуатации пробуренных скважин. В 2006 г. добыча нефти составила 5,6 млн т, превысив аналогичные показатели 2005 г. на 15,1 %. Значительный объем добычи обеспечивает Хасырейское месторождение, добыча по которому в 2006 г. составляла почти половину всей добытой компанией нефти.

С 2001 г. ОАО "НК "Роснефть" готовит товарную нефть и напрямую сдает ее в систему магистральных трубопроводов АК "Транснефть". Общая протяженность собственной трубопроводной системы превышает 300км.

До последнего времени компания реализовывала в СЗФО схему доставки нефти потребителям с использованием железнодорожного и морского транспорта.

Принимая участие в развитии транспортной инфраструктуры на северо-западе России, ОАО "НК "Роснефть" завершило первый этап реконструкции перевалочного комплекса в пос.Талаги Архангельской области. Кроме того, эксплуатируется плавучее нефтехранилище "Белокаменка" в незамерзающей бухте Кольского залива.

Нефтепроводы ОАО "НК "Роснефть" связывают его месторождения с принадлежащим ОАО "Транснефть" магистральным нефтепроводом "Усинск–Ярославль", который идет до западной границы России. ОАО "НК "Роснефть" перегружает нефть из нефтепровода "Усинск–Ярославль" на собственной перевалочной базе на станции Приводино, которая находится на полпути между Усинском и Ярославлем, в железнодорожные цистерны для ее отгрузки в Архангельск и последующей поставки на экспорт танкерами на рынки Западной Европы с использованием танкера-накопителя "Белокаменка" около Мурманска.

ОАО "НК "Роснефть" реализует на паритетных началах с ОАО "Сургутнефтегаз" проект строительства нефтеперерабатывающего завода в Приморске Ленинградской области. Кроме того, компания располагает крупной сетью АЗС в Мурманской и Архангельской областях и экспортным морским терминалом в Архангельске.

В настоящее время наряду с ВИНК, пришедшими в регион в конце 1990-х гг., довольно четко обозначили свое присутствие в СЗФО практически все крупные компании с российским и иностранным капиталом, работающие в России.

    ОАО "Сургутнефтегаз", являясь в СЗФО лидером по нефтеперерабатывающим активам (ООО "ПО "Киришинефтеоргсинтез") развивает проекты по наращиванию ресурсной базы в ТПП. Предприятие владеет 4 лицензиями и проводит ГРР на территории Ненецкого АО, в результате которых в последние годы выявлен ряд новых залежей и месторождений нефти в пределах Колвинского мегавала и вала Сорокина.

    ОАО "Татнефть" владеет тремя лицензиями на разработку Хосолтинского, Подверьюского и Северо-Хаяхинского месторождений на территории Ненецкого АО.

В конце 2007 г. ОАО "Газпромнефть" (дочернее предприятие ОАО "Газпром") выиграло аукцион на право пользования Южно-Торавейским участком недр, включающим подготовленное к промышленному освоению Южно-Торавейское нефтяное месторождение.

Двумя участками недр в Ненецком АО, в результате проведения ГРР на которых уже получены положительные результаты, владеет ОАО "ТНК-Нягань" – дочернее предприятие ОАО "ТНК-ВР".

В освоении УВ-потенциала ТПП в рамках совместных проектов принимают участие и зарубежные компании. Так, ConocoPhillips (США) на паритетных условиях с ОАО "НК "Роснефть" осуществляет разработку Ардалинской группы месторождений, а также принимает участие в освоении месторождений совместно с дочерними предприятиями ОАО "НК "ЛУК- ОЙЛ" в Ненецком АО (ООО "Нарьянмарнефтегаз"). В 2006 г. предприятие "Полярное Сияние" добыло 1,2 млн т нефти, ООО "Нарьянмарнефтегаз" – 0,5 млн т нефти. Компании Total (Франция) и Norsk Hydro (Норвегия) – основные партнеры ОАО "НК "ЛУК- ОЙЛ" в проекте освоения Харьягинского месторождения на условиях СРП в Ненецком АО.

Учрежденное компанией Fortum (на паритетных условиях с ОАО "НК "ЛУКОЙЛ") предприятие ЗАО "СеверТЭК" осваивает месторождения в Ненецком АО (Южно-Шапкинское) и Республике Коми (Пашшорское).

    ОАО "Газпром". Основными газодобывающими предприятиями в СЗФО являются дочерние компании ОАО "Газпром": ООО "Севергазпром", ЗАО "Печорнефтегазпром" и ЗАО "Севморнефтегаз".

ООО "Севергазпром", существовавшее до октября 2007 г., вело разработку четырех месторождений на территории Республики Коми – Вуктыльского, Западно-Соплесского, Югидского и Печорокожвинского (97,6 % добычи свободного газа в республике).

В 2007 г. состоялась реструктуризация ООО "Севергазпром" путем выделения из его состава ООО "Газпромпереработка", ООО "Газпромюгподземремонт-Ухта" и ООО "Газпромтранс-Ухта".

Лицензии на право пользования участками недр с целью разведки и добычи УВ и геологического изучения на территориях Ненецкого АО и Республики Коми в 2007 г. переоформлены на ООО "Газпромпереработка".

Осваиваемые месторождения дочерних предприятий ОАО "Газпром" находятся на завершающей стадии разработки.

В ближайшие годы планируется увеличение добычи газа до 3,3-3,4 млрд м3 за счет освоения Югид-Соплесского, Печорогородского и Западно-Печорогородского месторождений, а также увеличения конечной газоотдачи пластов при доразработке Вуктыльского месторождения.

Кроме ОАО "Газпром", на газовых направлениях в ТПП работают созданные в последние годы предприятия ООО "Корсария", ООО "Луидор" и ООО "СН Инвест". Их интересы связаны с двумя районами в Республике Коми и Ненецком АО: Кожимским геолого-экономическим районом и районом с компактно расположенной группой газовых месторождений Шапкина-Юрьяхинского вала. Проведение здесь ГРР необходимо для подготовки сырьевой базы и создания на территории СЗФО нового газодобывающего района.

Основными недропользователями на шельфе прилегающих к СЗФО морей являются дочерние компании ОАО "Газпром": ЗАО "Севморнефтегаз" и ЗАО "Арктикшельфнефтегаз". Промышленная разработка месторождений в пределах акваторий Печорского и Баренцева морей пока не начата.

ЗАО "Севморнефтегаз" – оператор по обустройству и эксплуатации нефтегазовых месторождений на континентальном шельфе Северного Ледовитого океана и прилегающих к нему районах материка. Компания владеет лицензиями на разработку Приразломного нефтяного месторождения в Печорском море и Штокмановского газоконденсатного месторождения в Баренцевом море.

В настоящее время наиболее активно развивается проект освоения Приразломного месторождения. Создаваемая инфраструктура станет основой для последующего освоения УВ-потенциала Баренцева и Карского морей.

Район Приразломного месторождения значительно удален от промышленно развитых территорий и инфраструктур, там практически отсутствуют транспортные коммуникации. Использование морского транспорта затруднено из-за сложной навигационной обстановки, ограничивается мелководной прибрежной зоной при отсутствии соответствующих портов. Эти проблемы будут решаться за счет использования береговой инфраструктуры, а также создания морской транспортно-технологической системы.

Ключевой элемент обустройства Приразломного месторождения – стальная гравитационная ледостойкая платформа. Подготовленная на платформе к транспортировке нефть будет накапливаться в нефтехранилищах вместимостью до 110 тыс. м3, затем перевозиться челночными танкерами усиленного ледового класса типа DAT дедвейтом 70 тыс. т до плавучего хранилища в Кольском заливе и в последующем линейными танкерами дедвейтом 120-170 тыс. т – на экспорт. Морская платформа "Приразломная" рассчитана на 25 лет эксплуатации в экстремальных условиях среди дрейфующих льдов Арктики. Общая ее масса составляет более 90 тыс. т.

Привлекательность проекта освоения Штокмановского газоконденсатного месторождения заключается в возможности стабильной добычи газа в течение 50 лет (91 % запасов сосредоточено в двух пластах). В настоящее время ведутся предпроектные исследования и уточняется технология разработки месторождения.

ЗАО "Арктикшельфнефтегаз" создано в 2002 г. для поиска, разведки и добычи УВ на шельфе Баренцева моря. Компания владеет лицензиями на освоение Медынско-Варандейского и Колоколморского шельфовых участков.

В 2002-2005 гг. на Медынско-Варандейском участке были пробурены 3 поисково-оценочные скважины и впервые на шельфе Арктики получен фонтанный приток нефти из отложений нижнего девона объемом 600 т/сут.

В 2004 г. предприятие приступило к разработке концепции освоения и промышленной эксплуатации нефтяных месторождений Медынско-Варандейского лицензионного участка.

ОАО "НК "ЛУКОЙЛ" и ОАО "Газпром" являются стратегическими партнерами и работают в рамках Соглашения о стратегическом сотрудничестве, рассчитанного на период 2005-2014 гг. Этот документ предусматривает совместную реализацию проектов, связанных с разведкой и разработкой месторождений нефти и газа в различных регионах России, включая территорию Ненецкого АО, а также взаимодействие в сфере развития морской транспортировки нефти и газового конденсата из его северных районов.

Независимые (не входящие в структуру ВИНК) российские компании обеспечивают 13 % добычи нефти в СЗФО. Из этих компаний по числу лицензий с правом добычи выделяются ООО "Динъельнефть", ООО "Статинефтегаз", ОАО "Комнедра", ЗАО "Печорнефтегаз", ООО "ЮС", ОАО "Калининграднефть".

ПЕРЕРАБОТКА УВ-СЫРЬЯ

    Нефтепереработка. Основным нефтеперерабатывающим предприятием в СЗФО является ООО "ПО "Киришинефтеоргсинтез", основанное в 1966 г. как Киришский нефтеперерабатывающий завод. С 1993 г. завод принадлежит компании ОАО "Сургутнефтегаз". Предприятие производит все виды топлива, продукцию, пользующуюся большим спросом в нефтехимической и лакокрасочной промышленности, на предприятиях бытовой химии и в строительной индустрии.

Товарную номенклатуру предприятия составляют неэтилированные автомобильные бензины класса "Евро-4" марок "Регуляр Евро-92/4" и "Премиум Евро-95/4", дизельное топливо, топливо для реактивных двигателей, мазуты, нефтяные битумы, углеводородные сжиженные газы, нефтяная ароматика и растворители, полиалкилбензол, линейный алкилбензол, нефтяные парафины, серная кислота, сера, кровельные материалы. Выпускаемая заводом продукция включает 40 наименований, причем 60 % товарной номенклатуры соответствует международным стандартам.

Установленная мощность по переработке нефти составляет 17,3 млн т/год. Объем переработки в последние годы колеблется от 16,0 до 17,3 млн т/год. В 2005 г. завод вышел на уровень, превышающий его проектную мощность, – переработано 18,3 млн т нефти.

Для контроля и управления объектами эстакады налива нефти и мазута в железнодорожные цистерны и объектами товарных баз мазута и нефти ПО "Киришинефтеоргсинтез" была разработана и внедрена АСУТП комплекса объектов эстакады автоматического налива нефти и мазута в железнодорожные цистерны и объектов товарной базы мазута и сырьевой базы нефти (АСУТП КОНМ), включающая в себя:

  • АСУТП комплекса объектов эстакады автоматического налива нефти и мазута;
  • АСУТП объектов сырьевой базы нефти;
  • АСУТП объектов товарной базы мазута.

В 2009 г. планируется ввести в действие технологический комплекс по глубокой переработке нефти на базе гидрокрекинга мазута, что позволит ежегодно перерабатывать порядка 5 млн т мазута (выпуск из них светлых нефтепродуктов – бензинов, керосина и дизтоплива – составит около 3 млн т).

Вторым по значимости предприятием по переработке нефти в СЗФО является Ухтинский НПЗ – один из старейших в России (построен в 1934 г.). Он расположен в Республике Коми и принадлежит ОАО "ЛУКОЙЛ-Ухтанефтепереработка" (дочернее предприятие ОАО "НК "ЛУКОЙЛ"). Предприятие имеет топливный профиль, перерабатывает легкие нефти месторождений ТПП, газовый конденсат и тяжелую ярегскую нефть и специализируется на выпуске автомобильного бензина, дизельного топлива, мазута, масел, битумов, вакуумного газойля и других видов продукции (табл. 5, 6).

Таблица 5.

Основные показатели работы Ухтинского НПЗ за 2001-2005 гг.


Показатели


Значение показателей по годам, %

2001

2002

2003

2004

2005

Глубина переработки

58,7

69,8

71,6

69,2

71,4

Выход светлых нефтепродуктов

36,8

37,0

38,8

39,4

39,6

Доля высокооктановых бензинов
в общем выпуске автобензинов

39,2

44,1

45,6

55,4

60,3

Доля экологически чистого дизтоплива
в общем выпуске дизтоплива

0,5

8,5

70,7

80,7

 

Таблица 6.

Объемы первичной переработки нефти и выпуска нефтепродуктов на Ухтинском НПЗ в 2001-2005 гг.


Вид продукции переработки


Значение показателей по годам

2001

2002

2003

2004

2005

Первичная переработка нефти, млн т

3,51

3,61

3,62

2,89

3,41

Выпуск товарной продукции, млн т

3,39

3,49

3,48

2,80

3,26

Выпускаемые нефтепродукты, %:

бензин автомобильный

9,7

9,8

9,6

9,8

9,6

дизельное топливо

25,0

26,3

26,7

27,3

27,9

реактивное топливо

0,1

0,5

0,9

0,7

судовое топливо

7,0

14,9

13,4

12,2

14,5

печное топливо

1,1

0,3

0,7

вакуумный газойль

6,4

6,9

9,1

10,8

11,8

бензин технологический

2,6

2,1

2,7

2,6

3,1

мазут

44,0

36,3

34,2

33,4

29,6

битум

4,0

3,2

3,1

3,0

2,7

масла

0,2

0,1

кокс

прочие

0,1

 

В 2001 г. в состав ОАО "ЛУКОЙЛ-Ухтанефтепереработка" вошло ЗАО "Битран" – нефтедобывающая и нефтеперерабатывающая компания, производящая широкий спектр нефтепродуктов на базе уникального Ярегского месторождения, в том числе около 100 тыс. т битумов различной модификации.

Установленная мощность Ухтинского НПЗ по первичной переработке нефти – 5 млн т/год, его загрузка в 2007 г. составляла 4,14 млн т (92 %).

В 1996 г. на заводе была внедрена новая технология охлаждения высокоплавких битумов (Sandvik Process Systems, Австрия) и их упаковки в брикеты (Vollenda, Германия).

В соответствии с комплексной программой реконструкции и модернизации НПЗ, утвержденной в 2000 г., сооружен комплекс железнодорожной эстакады налива светлых нефтепродуктов с резервуарным парком (вместимость – более 100 тыс. т) и завершена модернизация головной установки завода. Оснащение установки первичной переработки нефти (АТ-1) новой ректификационной колонной позволило увеличить отбор светлых нефтепродуктов до 98 % потенциального содержания в нефти (ранее не выше 91 %). Четкое погоноразделение бензиновых фракций дало возможность предприятию освоить производство автомобильных бензинов под маркой "ЛУКОЙЛ" по единым корпоративным техническим условиям, а затем перейти на производство бензинов по ГОСТ Р 51105-97. В декабре 2003 г. ОАО "ЛУКОЙЛ-Ухтанефтепереработка" получило постоянный допуск Госстандарта на производство авиакеросина ТС-1.

В 2003 г. запущен комплекс установки гидродепарафинизации дизельного топлива с блоком производства серы ГДС-850, который позволил предприятию перейти на выработку зимних сортов данной продукции.

В 2004-2005 гг. на предприятии построен узел приготовления и подачи присадок с заменой катализатора в реакторе гидроочистки установки. В результате в июне 2005 г. ОАО "ЛУКОЙЛ-Ухтанефтепереработка" перешло на выпуск дизельного топлива в соответствии со стандартами "Евро-3" и "Евро-4" с остаточным содержанием серы в гидроочищенном дизельном топливе на уровне менее 10 ppm.

В 2005 г. на Ухтинском НПЗ был введен в строй блок "Рикавери-плас", предназначенный для повышения концентрации водорода на установке гидродепарафинизации. Установка уже в настоящее время способна вырабатывать до 250 тыс. т/год арктического дизельного топлива. Кроме того, блок "Рикавери-плас" позволяет извлекать из водородсодержащего газа до 13 тыс. т/год высокооктанового легкого риформата (фракции С45) – важного компонента при компаундировании автомобильных бензинов.

Программа реконструкции Ухтинского НПЗ, которая будет реализована в период до 2010 г., предусматривает модернизацию и техническое перевооружение топливного и битумного производств, внедрения процессов и катализаторов изомеризации бензиновых и гидродепарафинизации дизельных фракций, включение висбкрекинга, а также строительство и реконструкцию объектов общезаводского хозяйства завода, создание комплексной системы управления производством.

В результате реконструкции будет достигнуто:

  • увеличение выхода светлых нефтепродуктов до 1690 тыс. т/год и доведение глубины переработки нефти до 73% при объеме переработки 3,5 т/год;
  • снижение удельных затрат на выработку товарной продукции на 7-8 %;
  • доведение качества вырабатываемой продукции до уровня стандартов Западной Европы;
  • увеличение доли высокооктановых бензинов, производство реактивного топлива ТС-1 (30 тыс. т в год) и дизельного топлива с содержанием серы до 0,05 %;
  • обновление основных фондов предприятия и повышение безопасности действующих установок.

В 2006 г. на НПЗ проводились работы по техническому перевооружению установки каталитического риформинга, а также по перепрофилированию установки АТ-2 под процесс висбкрекинга. Был введен в эксплуатацию комплекс железнодорожной эстакады слива нефти и налива темных нефтепродуктов, закончено строительство станции автоналива с выносом из прибрежной зоны р.Ухта.

В 2007 г. ОАО "ЛУКОЙЛ-Ухтанефтепереработка" ввело в эксплуатацию установку висбкрекинга, что позволило увеличить глубину переработки нефти, выход светлых нефтепродуктов и количество вырабатываемых вакуумных газойлей. Строительство установки изомеризации легких фракций и частичная реконструкция установки риформинга повысят качество производимых бензинов к 2009 г. до уровня стандарта "Евро-3", а к 2010 г. – до "Евро-4".

Небольшие объемы автобензина, дизельного топлива и мазута вырабатываются также Сосногорским ГПЗ (ОАО "Газпром") и предприятием "Комибитум".

    Переработка газа. В настоящее время большинство месторождений распределенной части фонда недр (74 % промышленных запасов газа) учтены на балансе предприятия ООО "Газпромпереработка" (Ухта), которое входит в структуру ОАО "Газпром". Предприятие выполняет весь комплекс работ – от поисков и разведки месторождений УВ до их добычи, транспорта и переработки.

ООО "Газпромтранс Ухта" (до 1 февраля ООО "Севергазпром") – крупнейшее на северо-западе России газотранспортное предприятие, обеспечивающее транспортировку около 120 млрд м3 природного газа непосредственно в границах деятельности предприятия (в Республике Коми, Ярославской, Вологодской и Архангельской областях). Остальная часть сырья подается на Московское кольцо, Санкт-Петербургское направление и далее – в страны Балтии, Финляндию и Германию. В числе крупнейших потребителей газа, поставляемого ООО "Севергазпром", – Печорская ГРЭС, Сыктывкарский ЛПК, Котласский ЦБК, машиностроительные предприятия Вологды, Рыбинска и других городов.

Протяженность трубопроводов в однониточном исполнении составляет более 11 тыс. км. Для обеспечения потребителей природным газом предприятием эксплуатируется более 100 газораспределительных станций и более 1,7 тыс. км газопроводов-отводов.

Дальнейшие перспективы развития газотранспортной системы ООО "Газпромтранс Ухта" связаны с реализацией мегапроекта "Ямал". Проект предусматривает комплекс мероприятий, включающий доразведку, эксплуатационное бурение, обустройство и ввод в разработку газоконденсатных месторождений, строительство магистрального газопровода для подачи газа с этих месторождений в ЕСГ России.

В состав ОАО "Газпром" входит первенец отечественной газопереработки – Сосногорский ГПЗ в Республике Коми (основан в 1941 г.), включающий газоперерабатывающее производство, мощности по отбензиниванию газа и стабилизации жидких УВ, промышленную установку получения бензина, производство технического углерода, цех резинотехнических изделий.

Предприятие лидирует в России по производству газовых марок технического углерода, предназначенного для использования в качестве активных наполнителей в составе резин, лакокрасочных покрытий, печатных красок, пластмасс и других композиционных материалов, а также в металлургических процессах, ряде специальных производств и т.д.

Сосногорский ГПЗ – единственное в СЗФО предприятие по комплексной переработке природного газа и нестабильного конденсата с годовой производительностью соответственно 3 млрд м3 и 1,25 млн т.

Основные виды продукции: технический углерод, бензин автомобильный, сжиженный газ, стабильный газовый конденсат, газ стабилизации, сухой газ и резинотехническая продукция.

Основным источником сырья, поступающего на ГПЗ, является Вуктыльское нефтегазоконденсатное месторождение (около 90 % всего объема добываемого в ТПП газа и более 80 % газового конденсата).

Сырье Вуктыльского ГЭР после предварительной подготовки на промыслах и окончательной на головных сооружениях Вуктыльского месторождения формируется в два потока (газовый и жидкостный), раздельно поступающих на Сосногорский ГПЗ для переработки. Содержание этана в потоке отсепарированного газа в настоящее время составляет около 8 %, а компонентов С3+ – до 4 %(моль).

В настоящее время на Сосногорском ГПЗ перерабатывается весь объем жидких УВ и около 50 % газа, добываемых на месторождениях Вуктыльского ГЭР. Столь небольшая доля вовлечения газа в переработку объясняется прежде всего недостатком производственных мощностей завода, а также сложившейся схемой транспорта и распределения сырья.

Реконструкция Сосногорского ГПЗ позволит увеличить мощность производства, довести степень извлечения пропана до 95-98 %, организовать производство новой продукции – пропана автомобильного, а в перспективе получать этан и другие индивидуальные компоненты.

* * *

Таким образом, в СЗФО представлена целостная структура в цикле добыча–переработка УВ-сырья. В пределах субъектов Федерации (Ненецкий АО, Республика Коми и Калининградская область) в достаточной степени развиты нефтегазодобывающая и перерабатывающая промышленность и транспортная инфраструктура.

Этот регион имеет значительный потенциал для наращивания нефтедобычи, а с учетом ввода в разработку месторождений прилегающего шельфа – и газодобычи.

На территории СЗФО работают крупнейшие российские ВИНК (ОАО "НК "ЛУКОЙЛ", ОАО "НК "Роснефть", ОАО "Газпром"), которые в последние годы обеспечивают рост добычи и переработки УВ.

Внутрироссийские поставки нефти, добываемой в СЗФО, осуществляются в основном на нефтеперерабатывающие заводы ОАО "НК "ЛУКОЙЛ" – компании, доминирующей в добыче нефти в регионе (более 50 % общей добычи в ТПП).

Прогнозируемый рост потребностей в газе и нефтепродуктах в СЗФО является стимулирующим фактором для увеличения мощностей действующих нефте- и газоперерабатывающих заводов.

©  В.Н. Макаревич, Н.Н. Герасимов, Л.А. Орлова, Журнал "Минеральные ресурсы России. Экономика и управление" - 2008-04.
 

 

 

 
SCROLL TO TOP
viagra bitcoin buy

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