Главная
Статьи
Мероприятия
Новости
Партнеры
Авторы
Контакты
Вакансии
Рекламодателям
Архив
   
   
   
КАРТА САЙТА
   
  return_links(1); ?>
 

Журнал "Мировая энергетика"

Архив Статей

Октябрь 2007 г.

 
    return_links(1);?>   return_links(1);?>   return_links(); ?>  
     
 

Мы нацелены на девятимиллиардную тонну нефти

 
   

ХМАО является основным нефтегазоносным районом России и одним из крупнейших нефтедобывающих регионов мира, относится к регионам — донорам РФ и лидирует по целому ряду основных экономических показателей.

 

 
 

Вениамин ПАНОВ,
директор Департамента по нефти, газу и минеральным ресурсам
Ханты-Мансийского автономного округа — Югры

 
 
Специфика экономики Югры связана с открытием здесь богатейших нефтяных месторождений. В 2006 г. было добыто 275,6 млн.т. нефти, что составило 57% от общей добычи нефти по России и около 7% всей мировой добычи. На территории ХМАО открыто 447 месторождений углеводородного сырья, в том числе 389 нефтяных, большая часть которых находится в распределенном фонде недр.

Сегодня геологоразведочные работы (ГРР) финансируются за счет федерального бюджета, бюджета региона и средств недропользователей. Однако объемы инвестиций для обеспечения прироста запасов нефти и газа недостаточны, по-прежнему прирост запасов не компенсирует добычу нефти. Систематическое невосполнение сырьевой базы обусловлено снижением объемов поисково-разведочных работ. Общая изученность территории Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции — 25%, изученность бурением всего разреза перспективных отложений — 6,3%.

Министерство природных ресурсов РФ разработало Долгосрочную государственную программу изучения недр и воспроизводства минерально-сырьевой базы России на основе баланса потребления и воспроизводства минерального сырья (2005—2010 гг. и до 2020 г.). Программа включает в себя пообъектное распределение средств до 2010 г., а с 2010 г. — определение приоритетных территорий для геологоразведочной деятельности.

Здесь реально оценена ситуация с воспроизводством запасов, однако кардинальных мер как в финансировании, так и в организации проведения ГРР в Программе не предлагается, и отсутствуют полнота и объективность оценки и перспектив развития минерально-сырьевой базы Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. В то же время анализ структуры ресурсной базы ХМАО свидетельствует о возможности наращивания объемов геологоразведочных работ и региональных исследований. На сегодняшний день опоискована лишь половина общего нефтяного потенциала региона. На рис. 1 приведены прогнозируемые приросты запасов нефти с газовым конденсатом в целом по России и по Западной Сибири до 2010 года.

В 2007 г. (по данным на 20 сентября) Управление по недропользованию ЮграНедра, подведомственное Федеральному агентству по недропользованию, провело аукционы по семи участкам на право поиска, разведки и добычи углеводородного сырья, по шести участкам аукционы состоялись. На геологическое изучение выставлялись 88 участков, аукционы состоялись по 17. В целом на аукционы массово выставляются участки на геологическое изучение, однако нефтяные компании, активно работающие в регионе, неохотно участвуют в подобных мероприятиях из-за хаотичности их расположения, удаленности от существующей инфраструктуры, необустроенности предлагаемых участков, неподготовленности запасов.

Практически выставляются «белые пятна» с запасами категории Д, С. До ввода таких объектов в разработку может пройти до 10—15 лет при условии открытия месторождения. Наблюдается ситуация, когда победителями аукционов являются малоизвестные фирмы без технического обеспечения и кадрового потенциала, нацеленные вложить средства для дальнейшей перепродажи участков и не заинтересованные в проведении геологоразведочных работ на территории ХМАО.

Таким образом, при видимой активности по сравнению с периодом, когда по решению Министерства природных ресурсов процесс лицензирования был прекращен, сегодняшние аукционы все же не могут обеспечить интересы региона и государства в полноценном приросте запасов углеводородного сырья, а следовательно, и в обеспечении запланированных уровней добычи. На рис. 2 приведены необходимые объемы инвестиций в ГРР для обеспечения запланированной добычи в ХМАО.

Период интенсивного увеличения добычи нефти в ХМАО заканчивается. Наступает период стабилизации на уровне 280—300 млн.т. в год. На современном этапе развития нефтяной промышленности Югры особую роль приобретают инвестиции в новые высоконаучные технологии, позволяющие не только стабилизировать и увеличить добычу нефти, но и прирастить ресурсную базу.

Для реализации этих задач в регионе создана стабильная социально-политическая обстановка, сформированы условия для динамичного развития экономики, имеется мощный интеллектуальный и кадровый потенциал.

ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗРАБОТКИ НОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

По состоянию на 1 января 2007 г. на территории ХМАО открыто 449 месторождений углеводородов. В распределенном государственном фонде недр числится 312 месторождений углеводородов, в нераспределенном фонде — 137.

На 1 января 2007 г. разрабатывается 223 месторождения. Если принять запасы нефти распределенного фонда недр категории АВС+С на этапе освоения недр ХМАО отобрано немногим более 40% запасов. Разведанные запасы нефти нераспределенного государственного фонда недр составляют более 500 млн т, а предварительно оцененные — около 1 миллиарда. В Югре существует огромный потенциал по удержанию добычи углеводородов на достигнутом сегодня уровне, как за счет месторождений, находящихся в распределенном, так и в нераспределенном фонде. На рис. 3 и 4 приведены соответствующие для этих секторов необходимые инвестиции и прогнозируемые уровни добычи нефти до 2020 года. А на рис. 5 — суммарные прогнозные объемы и структура инвестиций.

В 2006 г. не разрабатывались 12 месторождений распределенного фонда с извлекаемыми запасами категории АВС + С в объеме 60 млн т, обеспеченных проектными технологическими документами на разработку, которые предусматривали ежегодную добычу на этих месторождениях 576 тыс. т нефти.

Еще 37 месторождений распределенного фонда с извлекаемыми запасами категории АВС + Св объеме 310 млн т, обеспеченных проектными технологическими документами, планируется ввести с 2007 по 2012 годы. Годовой добычной потенциал этих месторождений оценивается в 1,5—2 млн т нефти. Также в распределенном фонде недр находится 38 месторождений с извлекаемыми запасами категории АВС + С в объеме 450 млн т, на которые в настоящее время не составлена проектная документация. Ввод данных месторождений планируется после 2012 г. Годовой добычной потенциал этих участков оценивается в 2—2,5 млн т нефти. В 2004—2007 гг. в Югре введены 18 новых месторождений с извлекаемыми запасами категории АВС ~ 290 млн т и С ~ 250 млн т с годовым добычным потенциалом 4—6 млн т. За счет ввода новых месторождений, находящихся в распределенном фонде недр ХМАО, прирост добычи нефти к 2020 г. можно оценить в 5—10 млн тонн.

В нераспределенном государственном фонде недр Югры числится 137 месторождений (171 с «хвостами» от разрабатываемых) с суммарными извлекаемыми запасами категории АВС ~ 530 млн т и С приблизительно 900 млн т. Годовой добычной потенциал этих запасов 8—10 млн т. Однако из-за задержки с лицензированием данные участки могут быть введены в разработку не ранее 2012—2015 годов.

Сегодня ХМАО способен не только удержать достигнутые показатели, но и увеличить добычу нефти, однако для этого следует проводить продуманную государственную политику в области недропользования.

В июне 2008 г. в Югре планируется добыть девятимиллиардную тонну нефти. Крупными недропользователями в ХМАО являются Сургутнефтегаз, Роснефть, ЛУКОЙЛ. Именно эти компании сегодня остаются лидерами в нефтедобыче на территории округа. Только за первое полугодие 2007 г. добыча нефти на территории Югры составила 137,5 млн т и распределилась следующим образом: Сургутнефтегаз — 32,2 млн т, Роснефть — 29,3, ЛУКОЙЛ — 29, ТНК-ВР — 24,5 млн т, и завершает пятерку лидеров Славнефть — 10,5 млн тонн.

За первое полугодие 2007 г. на территории ХМАО пробурено около 5 млн метров скважин. Фаворитом по эксплуатационному бурению на протяжении последних лет является Сургутнефтегаз. Только за шесть месяцев текущего года Сургутнефтегаз пробурил более 1500 тыс. м, это в два раза больше показателя Роснефти — 777 тыс. м. Эксплуатационное бурение ЛУКОЙЛа за тот же период составило 980 тыс. метров.

С уверенностью можно сказать, что это хорошие показатели, которые в недалеком будущем приведут нас к достижению отметки не только десяти-, но и одиннадцатимиллиардной тонны нефти.

КАК ПОЛНЕЕ ИЗВЛЕЧЬ НЕФТЬ

В настоящее время основные перспективы увеличения добычи нефти в ХМАО связаны с вовлечением в активную разработку трудноизвлекаемых запасов, сосредоточенных в низкопроницаемых и расчлененных коллекторах. В таких условиях рациональное извлечение нефти без применения методов интенсификации проблематично.

Весьма положительные результаты достигнуты в работе с пластами АВ («рябчик») Самотлорского месторождения, содержащими более 10% начальных геологических запасов нефти. Эффективным методом интенсификации притоков нефти низкопродуктивных коллекторов является гидравлический разрыв пласта (ГРП). В 2004—2005 гг. на «рябчике» Самотлорского месторождения проведено 539 операций ГРП. Успешность данного мероприятия в 2004—2005 гг. составила 97,9%. Было дополнительно добыто нефти, после проведения ГРП, в среднем на одну скважину 5,4 тыс. т в 2004 г. и 4,3 тыс. в 2005 году.

В 2004—2005 гг. на «рябчике» было пробурено 110 скважин. На всех добывающих скважинах проведен ГРП, поэтому на эффект от бурения был наложен эффект от проведения ГРП. Таким образом, ГРП можно считать успешным, дополнительная добыча нефти составила 2504 тыс. тонн.

Максимально полному извлечению нефти из пластов в ХМАО способствовали: — рост эксплуатационного бурения с 3 млн. м в 1996 г. до 8,7 млн в 2006 г.

В 2007 г. ожидаемый объем эксплуатационного бурения составит 10 млн. метров; — соблюдение рационального баланса «отбор жидкости — закачка воды», как результат — снижение обводненности продукции; — применение современных методов проектирования и новых технологий разработки месторождений, в итоге увеличились извлекаемые запасы нефти на разрабатываемых участках: в 2005 г. по 86 месторождениям — на 402 млн. т, в 2006 г. по 57 месторождениям — на 446 млн. тонн. — улучшение использования эксплуатационного фонда скважин. К . вырос с 0,7 до 0,8.

КАК ИНТЕНСИФИЦИРОВАТЬ ДОБЫЧУ НЕФТИ

Применение методов увеличения нефтеотдачи (МУН) пластов вносит неоценимый вклад в обеспечение максимально возможной добычи нефти на территории Югры. За счет геолого-технических мероприятий в 2006 г. было дополнительно добыто 31 млн т нефти.

Сегодня в Югре увеличивается объем нефти, добытой за счет бурения горизонтальных скважин и боковых стволов. Та к, средний прирост добычи нефти от бурения одной горизонтальной скважины составляет 9,7 тыс. т, от зарезки бокового ствола — 5,1 тыс. т, от ГРП — 2,5 тыс. тонн.

Однако наряду с эффективностью применяемых технологий большую роль играет охват этими методами эксплуатационного фонда, который вырос с 2004 по 2006 г. с 12 до 18%. При увеличении же охвата до 30—40% можно ожидать увеличения дополнительной добычи в 50—60 млн. тонн (см. таблицу).

КАК СНИЗИТЬ ТЕХНОГЕННОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ

Нефтегазовый комплекс ХМАО является основной отраслью промышленности, которая оказывает мощное техногенное воздействие на природную среду. Высокая степень этого воздействия обусловлена растущим в последние годы уровнем аварийности на нефтепромыслах и магистральных трубопроводах. С сожалением приходится говорить о постоянном увеличении загрязнения территорий региона. Так , если в 2002 г. площадь загрязнений составила 3430 га, то к 1 января 2007 г. этот показатель увеличился в 2 раза — до 7028 гектаров.

Для снижения техногенной нагрузки предприятия-недропользователи должны рекультивировать нарушенные земли. Так , в 2002 г. на территории округа было рекультивировано 46% загрязненных территорий, что составило 1582 га, в 2004-м этот показатель снизился до 17% (1138 га), в 2006 г. площадь рекультивированных территорий составила 679 га, что соответствует лишь 10% от общей площади нарушенных земель.

Безусловным лидером в области рекультивации в 2006 г. стала компания «ТНК-ВР Менеджмент», на долю которой приходится 64% от общего объема рекультивированных территорий ХМАО. В 2004—2006 гг. на эти цели компания направила 630 млн рублей. В 2007—2011 гг. ТНК-ВР Менеджмент планирует направить на рекультивацию нарушенных земель 180,5 млн долларов.

УТИЛИЗИРОВАТЬ НЕФТЯНОЙ ГАЗ

В 2006 г. в Югре было извлечено 35 млрд м 3 попутного нефтяного газа
(ПНГ), использовано — 29 млрд, сожжено в факелах — 6 миллиардов. Уровень утилизации ПНГ за 2006 г. составил 82%. После ратификации Россией Киотского протокола снижение объемов сжигания нефтяного газа становится все более актуальным.

Правительство ХМАО обеспокоено нынешней ситуацией и ищет пу ти по увеличению объемов использования ПНГ. По его инициативе предприятия-недропользователи разработали программы мероприятий по утилизации (использованию) ПНГ на 2006—2010 гг., выполнение которых позволит довести уровень утилизации к 2011 г. до 95%. Программы предусматривают строительство газопроводов, компрессорных станций, газотурбинных, газопоршневых электростанций, использующих в качестве топлива для выработки электроэнергии попутный нефтяной газ и т.д.

Кроме того, рост извлекаемых ресурсов ПНГ заставил крупные вертикально интегрированные компании создавать собственные мощности по его использованию.
Например, компания ТНК-ВР уже сегодня активно занимается утилизацией попутного газа. Одним из важных событий последнего времени стала реализация совместного инвестиционного проекта ОГК-1 и ТНК-ВР по строительству третьего блока мощностью 800 МВт на Нижневартовской ГРЭС. Сейчас на этой станции уже действуют два блока суммарной мощностью 1600 МВт, третий же блок благодаря инвестициям совместного предприятия планируется ввести в эксплуатацию к 2010 г. с началом строительства в 2008 году. ОГК-1 выбрала в качестве партнера ТНК-ВР не случайно, потому что последняя является одним из крупнейших добывающих предприятий в регионе, у которого есть ПНГ и который планирует использовать его в качестве основного вида топлива для новой энергетической генерации — Нижневартовской ГРЭС.

В
ажным направлением использования ПНГ является его утилизация на газоперерабатывающих мощностях Югры. С 2004 по 2006 год объем нефтяного газа, поставляемый на переработку, увеличился на 3,8 млрд. м3 и составил в 2006 г. 17,4 млрд. кубометров. Это произошло благодаря тому, что:
  • Сургутнефтегаз ввел в эксплуатацию третью очередь завода на дополнительный прием 3 млрд. ПНГ;
  • ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь в Нижневартовском районе завершил проект по увеличению мощности завода на прием ПНГ с 1,07 млрд до 1,5 млрд м3 в год с месторождений ТПП «Когалымнефтегаз» и ЗАО «ЛУКОЙЛ-Аик», который до этого направлялся на переработку на Муравленковский ГПЗ Ямало-Ненецкого автономного округа.
  • Сибур Холдинг, являющийся собственником четырех заводов по переработке ПНГ на территории Югры, также разработал инвестиционную программу по увеличению приема и глубины переработки ПНГ на территории ХМАО.

    До 2011 г. компания планирует реализовать три крупных проекта по увеличению переработки ПНГ и выпуску продукции:
  • расширение Южно-Балыкского ГПК;
  • расширение Нижневартовского ГПК;
  • модернизация мощностей Няганьгазпереработки со строительством железнодорожной эстакады.

    На реализацию данных проектов компания планирует затратить 16,9 млрд руб. Реконструкция данных объектов позволит увеличить выпуск сухого отбензиненного газа на 3,9 млрд м3 , выпуск ШФЛУ (ценного сырья для нефтехимии) — на 1,75 млн тонн.

    Так как главной проблемой на пути эффективного использования ПНГ является дефицит газоперерабатывающих мощностей, надо обеспечить приток инвестиций в строительство новых ГПЗ. Это прежде всего будет решаться через заключение долгосрочных контрактов и создание совместных предприятий. Нефтяные компании получат гарантии, что, построив новые газосборные сети, они смогу т реализовать дополнительные объемы ПНГ, а газоперерабатывающие компании получат гарантии, что инвестировав в строительство новых ГПЗ, они смогут принимать на заранее оговоренных условиях необходимые объемы сырья.

    После совещания у Президента РФ Владимира Путина в августе с.г. по проблемам рационального использования ПНГ активных действий по реализации данного направления нефтяными компаниями пока не наблюдается, и они по-прежнему осуществляют утилизацию ПНГ по Программе, о которой говорилось выше. В то же время отдельные министерства и ведомства проявляют свою активность. Так, в ХМАО в июне 2007 г. было проведено совещание по рациональному использованию попутного нефтяного газа в России под председательством министра природных ресурсов Юрия Трутнева. В настоящее время ведется работа с Ростехнадзором по вопросам контроля за рациональным использованием ПНГ, в том числе по проведению совместных проверок факельных систем предприятий-недропользователей, разработке программ обеспечения замерных установок приборами учета добываемой нефти и ПНГ в соответствии с требованиями национальных стандартов.
  •  
         
     

    Журнал "Мировая Энергетика"

    Все права защищены. © Copyright 2003-2011. Свидетельство ПИ ФС77-34619 от 02.12.2008 г.

    При использовании материалов ссылка на www.worldenergy.ru обязательна.

    Пожелания по работе сайта присылайте на info@worldenergy.ru