Европейский Север России

Нефть России №3 2000

Андрея Якимова

 Республика Коми занимает одно из ведущих мест в России по ресурсному нефтегазовому потенциалу, так как в ее административных границах расположена значительная часть Тимано-Печорской провинции, а также юго-восточная часть Мезенской перспективной провинции и северо-западная часть Волго-Уральской. В целом ресурсы нефти и газа Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции оцениваются более чем в 6 млрд. т, в том числе извлекаемые - 3 млрд. т. Из них 1,4 млрд. т. запасов нефти подготовлены для промышленного освоения.

Согласно последней оценке, на долю республики приходится 51% всех начальных суммарных ресурсов углеводородов Тимано-Печорской провинции, в том числе 44,8% нефти, 60,4% свободного газа, 82,9% конденсата и 44,7% растворенного в нефти газа.

Остаточные извлекаемые запасы нефти в Республике Коми оцениваются в 507 млн. т, газа - в 119 млрд. м3. К настоящему времени подавляющее большинство месторождений, по которым учтены промышленные запасы нефти и газа, лицензированы 26 недропользователями. Максимальное количество запасов нефти промышленных категорий Республики Коми находится на балансе четырех предприятий: ОАО «Коми-ТЭК» (с «Нобель Ойл») - 137,3 млн. т, ЗАО «Битран» - 77,9 млн. т, ЗАО «Северная нефть» - 59,5 млн. т. и ЗАО «Коми-АрктикОйл» - 43,3 млн. т.

Нефтегазовый комплекс Республики Коми вступил в 1999 г. в условиях экономического кризиса и резкого падения цен на нефть на мировом рынке, в результате чего испытывал дефицит в финансовых средствах для осуществления производственных и инвестиционных программ. Кроме того, на состоянии нефтегазового комплекса отразилось:

• ухудшение процессов воспроизводства ресурсной базы комплекса, вызванное резким сокращением объемов геологоразведочных работ;

• «старение» действующих месторождений. Выработка запасов легкой нефти по основным разрабатываемым месторождениям составляет 60%, средняя обводненность продукции превышает 70%, потеря добычи нефти за счет старения месторождений значительное время (более 5 лет) не компенсировалась вводом в эксплуатацию новых месторождений.

Перед нефтегазовой отраслью стояла главная задача - выстоять и не допустить резкого снижения уровня производства. И эта задача, по сути, выполнена. Последовавший затем рост цен на нефть на мировом рынке позволил предприятиям приступить к реализации инвестиционных программ и удержать на территории республики добычу нефти на уровне 7,33 млн. т, конденсата - 329 тыс. т, газа - 3,29 млрд. м3, соответственно 94,5, 102,2 и 97,7% от уровня 1998 г.

За 1999 г. на развитие производства направлено 515,6 млн. рублей, в том числе за счет собственных средств - 506,4 млн, введено основных фондов на сумму 611,9 млн. рублей. Привлечены 37 млн. долларов иностранных инвестиций на эксплуатационное и разведочное бурение скважин.

Улучшение финансово-экономического состояния дало возможность предприятиям нефтегазового комплекса обеспечить со второго полугодия уплату текущих платежей в среднем до 90% и сократить задолженность за прошлые годы. Поступления в республиканский бюджет от нефтегазодобывающих предприятий в 1999 г. обеспечены в объеме 1,5 млрд. рублей (около половины доходной части бюджета республики).

Однако необходимо отметить, что поступления в бюджет могли быть значительно большими, если бы предприятия выполняли объемы добычи нефти, утвержденные лицензионными соглашениями.

За 1999 г. поставка нефти на экспорт производилась в 19 стран: до 6% - в страны СНГ, более 70% - в страны дальнего зарубежья. До 24% реализовывалось на внутреннем рынке. Рост цен на внутреннем рынке с 500 рублей за тонну в начале года до 1900 рублей к концу года и на экспорт от 58 долларов за тонну до 140 долларов к концу года позволили нефтедобывающим предприятиям увеличить выручку почти в два раза по сравнению с прошлым годом. По итогам года все предприятия нефтяной отрасли рентабельны.

В 1999 г. переработка нефти в республике уменьшилась по сравнению с предыдущим годом на 21% и составила 2191,9 тыс. т, в том числе в ОАО «Ухтинский НПЗ» - на 11,7%, в ЗАО «Битран» -на 58,3%. Примерно на столько же сократился выпуск основных нефтепродуктов (за исключением битума, производство которого увеличилось на 26,8%). Загрузка производственных мощностей в целом по Ухтинскому заводу за год составила 35,1%. С приходом ОАО «ЛУКОЙЛ» этот показатель возрос до 50%. Глубина переработки нефти на Ухтинском НПЗ в 1999 г. составила 43%.

Основным поставщиком нефтепродуктов на рынок республики было ОАО «КомиТЭК», а с 4 квартала 1999 г. - Коми территориальное управление ОАО «ЛУКОЙЛ». На долю «КомиТЭК» приходилось в зависимости от вида топлива от 41 до 55% от общего объема поставок нефтепродуктов для республики.

В производстве нефтепродуктов Коми является регионом-донором. В 1999 г. нефтепродукты из республики поставлялись в 62 региона России и на экспорт. Наибольший удельный вес поставок (66,8%) приходится на области Северного региона. Удельный вес поставок в Республику Коми составил 37,5%.

В течение прошлого года в республике значительно возросли цены на нефтепродукты: на автобензин - на 292%, дизтопливо - на 269%, мазут - на 208%.

 В реестре юридических лиц, имеющих лицензии на право пользования недрами на территории Республики Коми с целью поиска, разведки и добычи углеводородного сырья, зарегистрирован 41 недропользователь. Из них 26 предприятий различных форм собственности имеют 87 лицензий на разработку 83 месторождений и залежей нефти и газа. В разработке находятся 45 месторождений нефти и 5 газовых.

В 1999 г. добычу нефти в Республике Коми осуществляли 18 из 26 недрополь-зователей. При этом объема нефтедобычи более 1 млн. т достигли только четыре их них: ОАО «КомиТЭК», ЗАО «Нобель Ойл», ЗАО «КомиАрктикОйл» и ОАО «Тэбукнефть». Еще пять предприятий добывают в год более 100 тыс. т нефти. Остальные вели добычу в незначительных объемах.

Не занимаются нефтедобычей шесть недропользователей, имеющих на своем балансе суммарные запасы нефти 58,5 млн. т: 000 «ЮС», ЗАО «РКМ Ойл», ЗАО «Чедтыйнефть», 000 «Печорская энергетическая   компания»,   000 «ЯНТК», ЗАО «Север ТЭК»,

Не разрабатываются 11 месторождений, ввод которых, согласно лицензионным соглашениям, планировался в 1996-1999 гг. Это Низевое, Южно-Низе-вое и Макарьельское (ЗАО «РКМ Ойл»),

Аресское, Западно-Аресское и Кырта-ельское (000 «АмКоми»), Лузское (000 «Печорская энергетическая компания»), Суборское (ЗАО «Байтек-Си-лур»), Сунаельское и Югидское (000 «ЮС»), Чедтыйское (ЗАО «Чедтыйнефть»). В итоге недополучено около 500 тыс. т нефти.

Сегодня нужно ставить вопрос таким образом: если предприятие не выполняет лицензионное соглашение, оно должно утратить право на владение лицензией. Основные причины несоблюдения лицензионных соглашений: невыполнение объемов эксплуатационного бурения, ввода новых скважин из простоя и бездействия отставание сроков ввода объектов поддержания пластового давления, подготовки нефти и других.

Проведенный анализ показал, что из 53 по 39 разработанным залежам технологические показатели действующих проектных документов не соответствуют текущему состоянию разработки.

Главными причинами несоответствия проектных и фактических показателей разработки явились:

• значительное отставание в добыче жидкости и закачке рабочего агента по сравнению с проектными показателями;

• большой бездействующий фонд добывающих, нагнетательных и находящихся в консервации скважин;

• резкое сокращение по сравнению с прошлыми годами количества капитальных ремонтов скважин по изоляции водопритоков и интенсификации добычи нефти;

• значительное запаздывание в промысловом обустройстве системы сбора и подготовки нефти, в реконструкции системы ППД.

На ряде крупных объектов нарушается запроектированная технология разработки (пермо-карбоновая и среднедевонская залежи Усинского месторождения, среднедевонская залежь Возейского месторождения), уменьшаются объемы дренируемых запасов нефти, что чревато снижением конечного коэффициента нефтеотдачи.

Одним из решающих факторов неблагополучного состояния разработки месторождений ОАО «КомиТЭК» является значительная доля неэксплуатируемых скважин. Главными причинами такого положения стали острый дефицит финансовых ресурсов и материально-технических средств, необходимых для проведения подземных и капитальных ремонтов скважин и реконструкции промыслового оборудования, а также нерентабельность эксплуатации части фонда.

Наиболее острая ситуация с фондом скважин сложилась на среднедевонских залежах Усы и Возея, на которых сосредоточено 36 млн т остаточных запасов нефти. Например, состояние разработки среднедевонской залежи нефти Усинского месторождения в течение последних лет постоянно ухудшается и в настоящее время вызывает серьезную озабоченность.

Улучшение финансового положения нефтедобывающих предприятий дает им возможность возобновить осуществление капиталоемких производственных программ - таких, как бурение скважин, капитальные ремонты скважин и промыслового оборудования, обустройство месторождений.

Таким образом, основными задачами, стоящими перед нефтегазовым комплексом в 2000 г., являются обеспечение роста добычи нефти, увеличение объемов ее переработки, прироста уровней добычи газа. Исходя из этого, мы предполагаем добыть, согласно решениям Территориальной комиссии о разработке нефтяных и газонефтяных месторождений Республики Коми, 8,68 млн т нефти, 325,5 тыс. т конденсата, 3,147 млрд м3 газа.

Выполнение запланированных объемов добычи углеводородного сырья, его реализация при сложившихся ценах должны обеспечить в 2000 г. рост поступлений в республиканский бюджет на 20-25% выше уровня 1999 г., то есть до 1,8-2 млрд рублей.

Для этого необходимо ввести в эксплуатацию новые подготовленные месторождения: Кыртаельское (000 «АмКоми») с извлекаемыми запасами 13 млн т, Суборское - 4,3 млн т и ряд других, более мелких по запасам месторождений. Всего планируется ввод 13 новых месторождений с суммарными извлекаемыми запасами промышленных категорий 38,9 млн т.

Необходимо также увеличить объемы работ по вовлечению в разработку новых запасов на Южно-Кыр-таельском, Леккерском, Кыртаель-ском, Салюкинском, Сандивейском, Верхне-Возейском, Восточно-Сотчемью-Талыйюском, Южно-Тереховей-ском месторождениях.

Нужно применить прогрессивные технологии и системы разработки залежей нефти с целью повышения нефтеотдачи на месторождениях с низким дебитом скважин, с аномальными свойствами нефти, с низкими фильт-рационными свойствами пород коллекторов, а также обеспечить эффективное использование эксплуатационного фонда скважин, для чего ввести в работу из бездействия и консервации 220 скважин с суммарной добычей 390 тыс. т нефти.

Следует внедрить новые хозяйственно-организационные формы освоения таких месторождений, как Восточно-Рогозинское, Севере-Мастерьельское, Блока № 1 (Южно-Хорейверское), которые разрабатывают АО У ПК «Недра» и ЗАО «Тиман Печора Эксплорейшн» на основе СРП.

 Планируется поставить на переработку 3,6 млн т нефти, или в 1,6 раза больше, чем в 1999 г., и сохранить объемы переработки природного газа и нестабильного конденсата на уровне 1999 г.

Одним из основных направлений развития нефтеперерабатывающей отрасли является продолжение работ по реконструкции производства с целью увеличения глубины переработки нефти и решения экологических проблем. К благоприятным факторам развития переработки нефти в республике и Тимано-Пе-чорском регионе в целом на базе Ухтинского НПЗ относятся:

• большая емкость рынка нефтепродуктов Северного экономического района (в нем производится всего 1% российских нефтепродуктов, потребляется же - 5,4%);

• возможность производить импортозамещающую продукцию (трансформаторные, медицинские и белые технические виды масел из ярегской нефти);

• близость к местным потребителям, обусловливающая более низкие затраты на транспортировку продукции по сравнению с поставками Ярославским и Киришским заводами, ориентированными на снабжение Центрального и Северо-Западного районов;

• увеличение в перспективе качества нефтесмеси, поступающей на переработку;

• более высокая экономическая эффективность реализации переработанной нефти по сравнению с реализацией такого же объема нефти на экспорт.

В 2000 г. планируется вложить в реконструкцию Ухтинского завода 403 млн рублей, в том числе 328 млн - в строительство комплекса эстакады налива светлых нефтепродуктов.

Вместе с тем нельзя забывать, что «Программой экономического и социального развития Республики Коми на 1998-2005 г.г.» (утверждена Постановлением правительства Российской Федерации 9 декабря 1998 г.) предусматривается осуществление проекта углубленной переработки нефти Ярегского месторождения с целью создания комплекса по производству трансформаторных и белых масел, поскольку существующий на сегодня уровень переработки уникальной ягерской нефти не соответствует возможностям ее комплексного использования.

В рамках этой программы нужно начать реализацию проекта реконструкции Сосногорского ГПЗ на основе криогенной технологии, что позволит:

• увеличить мощность производства до 3,0 млрд. м3;

•довести степень извлечения пропана до 90-95%;

• организовать производство новой продукции - пропана автомобильного;

• в перспективе получать этан и другие индивидуальные компоненты.

Для реализации проекта реконструкции Сосоногорского ГПЗ в 2000 г. планируется привлечь кредит в размере 97,5 млн. долларов.

Руководящим документом по развитию нефтегазового комплекса Республики Коми в 2000 г. и в последующие годы должна стать «Федеральная целевая программа комплексного освоения нефтегазовых ресурсов Тимано-Печорской провинции», которая будет действовать до 2005 г. и в последующий период. В Программе должен быть определен вариант развития нефтяной отрасли, обеспечивающий увеличение добычи нефти в 2002 г. до 12 млн. т.

Основной прирост добычи (42%) предполагается обеспечить за счет Усинского месторождения: пермокарбоновой и среднедевонской залежей. Увеличение в два раза добычи на данном месторождении перекроет ее снижение на других разрабатываемых месторождениях. Доля Усинского месторождения в среднегодовой добыче останется самой высокой - около 30% (на уровне 2005 г.). Достаточно продуктивными из разрабатываемых являются Кыртаельское, Ярегское, Восточно-Сотчемьюское и Талый-юское месторождения.

Среди вводимых (около 30 месторождений) по объему перспективной добычи выделяются месторождения Печоро-Кожвинской группы: Южно-Лыжское, Южно-Тереховейское и северные: Сандивейское (ЗАО «Северная нефть»), Южно-Ошское, Западно-Сынатыское.

Для обеспечения намеченного объема добычи нефти необходимо: • выполнять буровые работы в объеме не менее 350-400 тыс. м в год;

• на разрабатываемых месторождениях: освоить новые залежи, сократить фонд бездействующих скважин, добурить проектный фонд скважин;

• усилить роль государственного регулирования деятельности предприятий в целях реализации интересов республики.

На месторождениях тяжелой нефти:

• Ярегском - расширить внедрение новой технологии паротеплового воздействия на пласт с поверхности;

• Усинском (пермокарбоновая залежь) - увеличить охват запасов площадной закачкой пара генераторами «Термотикс» с использованием современного внутрискважинного и насосного оборудования;

• разрабатывать Южно-Тереховейское и Усинское (пермокарбоновую залежь) месторождения на условиях СРП.

Применение условий СРП на Усинском месторождении позволит не только достичь высокого экономического эффекта, но и применить различные новейшие мировые методы эффективной добычи «тяжелой» нефти, в том числе с применением горизонтального бурения. Предполагается увеличить коэффициент нефтеизвле-чения до 30-35%.

При разработке Программы за основу необходимо принять вариант реконструкции действующих и строительство новых ниток магистральных нефтепроводов на участках Харьяга - Уса - Ухта, Ухта - Ярославль - Кириши - Приморск со строительством в Приморске морского терминала (вариант Балтийской трубопроводной системы - БТС).

Этот вариант способствует социально-экономическому развитию Северного и Северо-Западного экономических районов, их инфраструктуры, занятости населения, позволяет полностью использовать имеющиеся мощности по транспортировке нефти, т&