Нефтедобывающие базы России География нефтяной промышленности |
|
ПЛАН Введение 1. Эволюция нефтяной промышленности в России 2. Старые базы и их характеристика. 3. Современные базы и перспективные районы нефтедобычи Список литературы Введение Нефть и газ являются одним из важнейших товаров для всего народного хозяйства. Нефтяной сектор российской экономики одним из первых сумел преодолеть кризисный период развития рыночных отношений и быстрее других занялся свою рыночную нишу. И поэтому в настоящее время нефтяной сектор топливно-энергетического комплекса России - один из наиболее устойчиво работающих. Нефтедобывающая отрасль Республики Татарстан сегодня занимает важное место в структуре топливно-энергетического комплекса страны. Поэтому закономерен повышенный интерес, который она вызывает как в России, так и в странах СНГ, дальнего зарубежья. Республика Татарстан - старейший нефтегазодобывающий регион Российской Федерации с более чем 65-летней историей нефтедобычи. Ведущей нефтедобывающей компанией Республики Татарстан является ОАО "Татнефть", занимающее шестое место по добыче нефти в Российской Федерации. Первая тонна нефти была добыта предприятием в военном 1943 году. Сегодня в Татарстане 170 нефтяных месторождений, в том числе 126 разрабатываемых, три подготовленных для промышленного освоения, 40 разведываемых и одно законсервированное. На территории республики осуществляют свою деятельность 35 недропользователей. Лицензированием охвачены 157 лицензионных участков и месторождений нефти. У ведущего недропользователя - ОАО "Татнефть" - на балансе находится 83 месторождения. По объемам остаточных извлекаемых запасов нефти в республике 166 мелких месторождений, имеются два средних, одно крупное и одно уникальное - Ромашкинское. Степень выработанности Ромашкинского и основных крупных и средних месторождений - около 83 процентов. Актуальность темы обусловлена высоким потенциалом нефтяной промышленности в Татарстане. Нефтехимический и химический комплекс республики аккумулировал достаточный потенциал для укрепления лидерских позиций на российском рынке и расширения присутствия на внешних рынках. Несмотря на то, что недра территории хорошо разведаны, ее перспективы все еще достаточно высоки, но связаны с выявлением преимущественно мелких месторождений. Свидетельством этого утверждения являются 230 объектов, подготовленных к глубокому бурению. Разведанными запасами текущей нефтедобычи Татарстан обеспечен на 28 лет. Прогнозные и перспективные ресурсы нефти связаны как со слабоизученной западной частью республики, в пределах которой существует высокая вероятность выявления небольших по запасам и размерам месторождений, так и с недоразведанными участками высокоперспективной восточной части. Целью работы является исследование нефтедобывающих баз России и Республики Татарстан в частности. В соответствии с целью работы были поставлены следующие задачи: Дать сравнительную экономико-географическую характеристику нефтедобывающим базам России по районам . Оценить уровень влияния Республики Татарстан на нефтяную промышленностьнаРоссии; Исследовать основные тенденции и направления развития Российской нефтяной промышленности. Глава 1. Экономико-географическая характеристика нефтедобывающих баз России 1.1. История становления нефтяной промышленности в России В России добыча нефти началась в 1820-м году из колодца на Апшеронском полуострове в городе Баку, который в 1803-м году стал частью Российской Империи. [5 c.9] В 1820-м году добыча нефти объявляется государственной монополией и такая система просуществовала 40 лет. После того как ее отменили, в 1870-м в Баку добывается первая промышленная нефть из скважины. Уже в 1880-м году добыча нефти в России составила 1 млн нефти, что на тот момент составляло 10% мирового производства. В 1895-м году Россия контролирует уже 45% мирового рынка, добыча составила 6,5 млн тонн. В Российской Империи в конце прошлого века действовало 320 нефтяных компаний, большая часть нефтяной отрасли была профинансирована на деньги британского капитала, 40% капитала в отрасли имело британское происхождение, так как Британия искала альтернативы американской нефти. Тогда было три крупных компании: первая - это компания братьев Нобель, компания братьев Нобель построила первый нефтепровод в Российской Империи из Баку в порт Батум, и таким образом организовала широкомасштабный экспорт нефти за пределы Российской Империи. Они построили первый российский танкер в 1877-м году для транспортировки нефти из Баку. Второй крупной российской компанией, Shell, в то время самостоятельная. Еще одной крупной компанией была "Всероссийская нефтяная компания", Она давала 22% добычи нефти в России в 1914-м году. В 1918-м с приходом к власти большевиков происходит национализация промышленности, однако контроль над отраслью советское правительство устанавливает лишь в 22-м году, так как в России шла Гражданская война, а Азербайджан был с 1918 по 1921 был независимым. [5 c.13] Таким образом, лишь в 22-м году в Советском Союзе появляется собственная нефтяная промышленность. Изначально большая часть добычи производилась на Кавказе (как Северном Кавказе, так и в Баку), и в 30-е годы большая часть нефтедобычи шла как раз из Северного Кавказа и из Баку. В 1940-м году Баку давал 70% добычи, однако затем месторождения Кавказа начали истощаться, плюс советские геологи обнаружили новые богатые месторождения и в ССССР начали разрабатывать так называемое "второе Баку", Урал и Поволжье. Разработка этого бассейна началась в 1950-е годы, пик добычи в Урало-Поволжье пришелся на 65-й год (73 млн тонн). Однако затем с 70-х годов начинается освоение месторождений Западной Сибири. В Западной Сибири имеется 500 месторождений нефти, около 500, из них 9 месторождений относятся к гигантам, с запасами от 100 до 500 млн тонн каждое. Есть два месторождения сверх-гиганта, в частности Самотлор. Сверх-гигант - это более 500 млн тонн. Благодаря Самотлору в 70-80-х годах, как считают большинство экспертов, Советский Союз продлил свое существование на 10 лет. Потому что на Самотлоре добыча за пять лет с начала освоение выросла с нуля 160 млн тонн нефти, то есть 25% всей добычи страны. Советский Союз начал экспорт нефти в 60-е годы, сначала в страны СЭВ, то есть страны социализма- Восточная Европа, Вьетнам, Монголия, Куба. Этот экспорт был экономически невыгоден Советскому Союзу, потому что в обмен на поставки дешевой нефти, СССР закупал промышленную продукцию по завышенным ценам.С 1970-х годов СССР начал экспортировать нефть в западные страны, в Западную Европу, прежде всего Германию и Италию, которые первыми начали осуществлять закупки. Пик советского нефтеэкспорта был в 1980-м году по странам СЭВ, а в 1984-м году -абсолютный пик экспорта. Советский Союз тогда экспортировал 172 млн тонн нефти, то есть, больше, чем Россия экспортирует сейчас. С 1970-го года существовало Министерство нефтяной промышленности, которое занималось установлением планов по добыче, транспортировке и переработке нефти и их реализацией. В структуре Министерства нефтяной промышленности были производственные объединения, которые занимались добычей нефти и нефтеперерабатывающие заводы. Структура была строго иерархической, естественно, все средства производства находились в руках у государства. Затем, когда Советский Союз распался, в России начались реформы. В Советском Союзе существовала лишь одна структура, которая занималась всей отраслью в Министерстве нефтяной промышленности. Было решено создать конкурентную среду, соответственно было решено создать некоторое количество компаний. В 1992-93-м годах были организованы такие компании, как "ЛУКОЙЛ", "Сургутнефтегаз", "ЮКОС". Вот эти первые компании, как считается, получили наиболее привлекательные, наиболее интересные российские нефтяные активы, потому что, например, созданием компании "ЛУКОЙЛ","Сургутнефтегаз", Когда были сформированы эти компании, первоначально государство сохраняло долю акций во всех новых нефтяных компаниях через государственную компанию "Роснефть". Затем произошло преобразование новых компаний в акционерные. Компании были сформированы как холдинги с только частичными долями в дочерних компаниях. Вслед за этими тремя в 1994-м из "Роснефти" были выделены еще несколько вертикально интегрированных нефтяных компаний, таких как "Славнефть" и Сибирско-Дальневосточная нефтяная компания "Сиданко", затем Восточная нефтяная компания "ВНК" и Оренбургская нефтяная компания "ОНАКО". В 1995-м демонополизация завершилась формированием компаний Тюменская нефтяная компания "ТНК", Сибирская нефтяная, Татарская нефтяная компания "Татнефть", Башкирская "Башнефть" и компания "Коми-ТЭК" -Республики Коми. Последние три компании были образованы на базе нефтяных предприятий, расположенных на территории автономных республик. [5 c.20] В результате реформ вместо одного сверх-министерства в российской нефтяной отрасли сегодня действуют 132 нефтяных компании, из которых 11 являются вертикально интегрированными. В 2001 г. на ВИНК приходилось 88,2% добычи нефти в стране и 78,8% мощностей нефтепереработки. В результате, к концу 90-х в России сформировались три типа крупных нефтяных компаний. Одни из них оказались «ЮКОС», «Сибнефть», «ТНК», «Сиданко», которые стали составной частью финансово-промышленных групп. ЛУКойл и «Сургутнефтегаз». Не входя в финансово-промышленные группы, обе компании создали вокруг себя целый ряд финансовых структур (пенсионные, инвестиционные фонды), в которые они направляли заработанные средства. Третья группа компаний включает в себя те, в которых государство по-прежнему играет важную роль в управлении. Среди них - почти на 100% государственная «Роснефть», российско-белорусская «Славнефть», и подконтрольные правительствам своих республик «Татнефть» и «Башнефть». Они все в меньшей степени были затронуты реструктуризацией (особенно по части своей эффективности), чем компании, находящиеся в частных руках. Лишь «Татнефть», которая в последние годы стала проявлять все большую активность за пределами Татарстана, начала движение в сторону более рыночной стратегии. История нефтяной промышленности Татарстана начинается официально с 1943 года. Именно тогда в Шугуровском районе было открыто месторождение нефти промышленного значения. Наступила эпоха массовых открытий нефтяных месторождений республики. Хроника деятельности «Татнефти» воссоздается по книгам, брошюрам, государственным и партийным документам, газетным и журнальным публикациям, вышедшим в течение последних 60 лет. Не менее интересна и сама история возникновения нефтяной промышленности в татарстанском крае, которая уходит своими корнями в далекое прошлое. Первое упоминание о "казанской нефти" датировано 1637 годом и сохранилось в материалах Пушкарского приказа царского двора, ведавшего военными арсеналами, в том числе и нефтяными запасами. В дальнейшем кустарные производства по добыче и переработке нефтяного сырья связаны с именами известного татарского старшины Надира Уразметова, графа С.П. Ягужинского, американского нефтепромышленника и геолога Ласло Шандора, немецкого инженера-геолога и предпринимателя А.Ф. Френкеля. Однако активное промышленное освоение богатств края тормозилось отсутствием результатов геологических исследований, низким уровнем технической оснащенности. Ученые и предприниматели понимали, что регионы Среднего Поволжья, Юго-Восточного Закамья являются потенциально нефтеносными. Последовательным сторонником гипотезы о наличии больших нефтяных запасов в Волго-Уральском регионе был И.М. Губкин - один из организаторов нефтяной промышленности СССР. Поворотным моментом в истории геологоразведочных работ по поиску нефтеносных структур в Республике Татарстан стал 1940 г., когда было принято решение о создании единого треста "Татгеологоразведка". 25 июля 1943 г. на Шугуровской скважине № 1, бурившейся бригадой Г.Х. Хамидуллина, с глубины 648 м ударил нефтяной фонтан с дебитом 9, а позднее 20 т/сутки. Нефть Татарстана, которая на протяжении 3 столетий как мираж, манившая к себе, была найдена. Спустя 5 лет, 25 июля 1948 г. при испытании скважины № 3 близ деревни Ромашкино забил еще один фонтан: более 120 т безводной нефти в сутки. Таким образом было открыто Ромашкинское месторождение, которое по международной классификации относится к супергигантам и входит в первую десятку крупнейших месторождений мира. В Российской Федерации по начальным объемам запасов Ромашкино опережает только Самотлорское месторождение. С начала эксплуатации месторождение-супергигант дало 2,1 млрд. т углеводородного сырья. И сегодня, находясь на поздней стадии разработки, месторождение остается базовым для его основного недропользователя. В 2003г. здесь добыто 14,5 млн. т нефти. В настоящее время 45,3% нефти на месторождениях республики добывается за счет внедрения современных технологий и методов повышения нефтеотдачи пластов. Значение коэффициента извлечения нефти составляет более 43% при среднероссийском отраслевом показателе - 30-35%. 1.2. Старые базы и их характеристика. 1.2.1 Западная Сибирь. Расположена в пределах Tюменской, Tомской, Hовосибирской и Oмской областях РСФСР. Площадь 2,2 млн. км2. Bключает Приуральскую, Фроловскую, Каймысовскую, Пайдугинскую, Bасюганскую, Cреднеобскую, Hадым-Пурскую, Пyp-Tазовскую, Гыданскую и Ямальскую нефтегазоносные области. Hаиболее значительные месторождения: Cамотлорское, Mамонтовское, Фёдоровское, Bарьеганское, Усть-Балыкское, Mуравленковское (нефтяные); Уренгойское, Ямбургское, Бованенковское, Заполярное, Mедвежье, Xарасавейское (газовые и газоконденсатные). Планомерные поиски нефти и газа начались в 1948. Первое месторождение газа (Берёзовское) открыто в 1953, нефти (Шаимское) - в 1960. Провинция расположена на территории Западно-Cибирской низменности. Hефтегазоносные области южной и центральной частей расположены в зоне тайги и б.ч. заболочены. Половина перспективной на нефть и газ территории находится за Полярным кругом. Oсновные пути сообщения - реки и Cеверный морской путь. Mагистральные автомобильные дороги отсутствуют. Железные дороги представлены ветками Tюмень - Tобольск - Cургут - Heжневартовск, Ивдель - Oбь, Tавда - Cотник, Cургут - Уренгой., Пик добычи нефти в Западной Сибири (408,6 млн. тонн) достигнут в 1988 году. Важнейшая особенность сырьевой базы нефти Западной Сибири заключается в исключительно благоприятной структуре разведанных запасов. [1 c.32] Главный фактор - высокая концентрация запасов в крупных и крупнейших месторождениях (Самотлорском, Федоровском и др.). Другие благоприятные факторы - приуроченность основных запасов к средне и высокопроницаемым коллекторам, высокая продуктивность месторождений, преобладание малосернистых и бессернистых нефтей. Ханты-Мансийский АО (площадь - 523,1 тыс. кв. км., население - 1301 тыс. чел., центр - Ханты-Мансийск) - богатейший нефтяной регион Западной Сибири и России в целом. Производит две трети добываемой в стране нефти, имеет развитую инфраструктуру. В его пределах открыто 273 месторождения нефти, из которых 120 введено в разработку. Самотлорское месторождение расположено в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа в 15 км от Нижневартовска. По существующим оценкам, геологические запасы месторождения составляют около 7,1 млрд тонн, из них извлекаемые - более 3,5 млрд тонн. Текущие извлекаемые запасы оцениваются в более 1 млрд тонн нефти. Площадь Самотлорского месторождения составляет 1 752 км2. Разработка Самотлорского месторождения началась в 60-е годы прошлого века. Первая добывающая скважина была пробурена в 1969 году и меньше чем за год буровики вышли на уровень добычи в 5 млн тонн нефти. В 1980 году на Самотлоре был поставлен рекорд годовой добычи - 158,9 млн тонн. Затем, в период экономических трудностей 1990-х годов, производство упало в восемь раз.Всего за время разработки Самотлорского месторождения построено 2 086 куста скважин. Подобный подход обусловил основную нынешнюю особенность месторождения - значительное количество бездействующих скважин. [6 c.48] Фёдоровское - крупное нефтяное месторождение в России. Расположено в Ханты-Мансийском автономном округе, вблизи Сургута. Открыто в 1971 году. Запасы нефти 2,0 млрд. тонн. Залежи на глубине 1,8-2,3 км. Начальный дебит скважин 17-310 т/сут. Плотность нефти 0,86-0,90 г/см3. Месторождение относится к Западно-Сибирской провинции. Оператором месторождение является российская нефтяная компания Сургутнефтегаз. Добыча нефти на месторождении в 2007 г. - составила 12,5 млн. тонн.[10] Приобское - гигантское нефтяное месторождение в России. Расположено в Ханты-Мансийском автономном округе, вблизи Ханты-Мансийска. Разделено рекой Обь на две части - лево- и правобережное. Освоение левого берега началось в 1988 г., правого - в 1999 г. Доказанные и извлекаемые запасы оцениваются в 2,5 млрд. тонн, извлекаемые - более 1200 млн. Месторождение относится к Западно-Сибирской провинции. Открыто в 1982 году. Залежи на глубине 2,3-2,6 км. Плотность нефти 863-868 кг/м3, умеренное содержание парафинов (2,4-2,5%) и содержание серы 1,2-1,3 %. Месторождение характеризуется как многопластовое, низкопродуктивное. Лицензия на освоение Приобского месторождения принадлежит дочернему предприятию НК "ЮКОС" - АО "Юганскнефтегаз". По расчетам специалистов, разработка месторождения при существующей системе налогообложения нерентабельна и невозможна. На условиях СРП добыча нефти за 20 лет составит 274,3 млн. тонн, доход государства - $48,7 млрд. Извлекаемые запасы Приобского месторождения - 578 млн. тонн нефти, газа - 37 млрд. кубометров. Период разработки на условиях СРП - 58 лет. Пиковый уровень добычи - 19,9 мллн. тонн на 16 году освоения. Первоначальное финансирование составляло по плану 1,3 млрд. долларов. Капитальные затраты - 28 млрд. долларов, эксплуатационные затраты - 27,28 млрд. долларов. [6 c.123] Томская область образует третий по значению центр нефтедобывающей промышленности Западной Сибири. В разработку вовлечено 18 из 84 нефтяных месторождений, в том числе все крупные (Советское, Первомайское, Лугинецкое, Игольско-Таловое). Средняя выработанность начальных запасов открытых месторождений составляет 30%, а перечисленных крупных месторождений 17,58%. Неразведанные ресурсы нефти в Томской области превышают согласно геологическому прогнозу уже разведанные запасы в 1,8 раза, что создает возможность многолетней сырьевой обеспеченности нефтедобывающих предприятий. 1.2.2. Волго-Уральская Эти районы, объединяющие ряд республик и областей Приуралья, Среднего и Нижневго Поволжья, составляют второй по значению (после Западной Сибири) крупнейший нефтедобывающий центр России, известный как Урало-Поволжье или Второе Баку. Геолого-разведочные работы нефтяного профиля здесь ведутся свыше 60 лет, после получения в 1929 году первого притока нефти вблизи Чусовых Городков (Пермская область) и открытия в 1932 году Ишимбаевского нефтяного месторождения. Начиная с этого времени в Урало-Поволжье открыто около 1000 нефтяных месторождений и добыто свыше 6 млрд. тонн нефти, то есть около 45% накопленной добычи нефти в России. Пик добычи (225 млн. тонн) приходится на 1975 год, после чего динамика добычи нефти в Урало-Поволжье приобрела характер устойчивого спада, составив к середине 90-х годов около 80 млн тонн. [3 c.24] Для Урало-Поволжья характерно наличие большой группы крупнейших гнефтяных месторождений (Ромашкинское, Арланское, Туймазинское, Мухановское, Шкаповское, Кулишовское, Батырбайское и др.). В течение длительного времени, начиная с 40-50-х годов, они интенсивно отрабатываются с высокой интенсивностью. В последние годы геолого-разведочные работы обеспечивают открытие лишь мелких, реже средних, по запасам месторождений. Республики Татарстан (площадь - 68 тыс. кв. км., население - 3696 тыс. чел., столица - Казань) и Башкортостан (площадь - 143,6 тыс. кв. км., население - 3984 тыс. чел., столица - Уфа) являются центрами нефтяной промышленности Урало-Поволжья. На их долю приходится 65% добычи нефти. Для обеих республик характерна высокая степень освоения месторождений и общий остаточный характер сохраняющихся запасов и ресурсов. Основным ресурсом недр республики является нефть. Республика располагает 800 млн тонн извлекаемой нефти; размер прогнозируемых запасов составляет свыше 1 млрд тонн. В Татарстане открыто 127 месторождений нефти, объединяющих более 3000 залежей нефти. Здесь расположено одно из крупнейших в России месторождений - Ромашкинское на юге республики в Лениногорском районе, и крупное Новоелховское нефтяное месторождение у города Альметьевск. Также крупными месторождениями являются Бавлинское, Первомайское, Бондюжское, Елабужское, Собачинское. Вместе с нефтью добывается попутный газ - около 40 м³ на 1 тонну нефти. Известны несколько незначительных месторождений природного газа и газового конденсата. В Татарстане в разработку вовлечено 87% разведанных запасов при средней выработанности открытых месторождений на 67%, в том числе по крупнейшим Ромашкинскому, Ново-Елховскому и Бавлинскому на 73-85%. Республика Татарстан - старейший нефтегазодобывающий регион Российской Федерации с более чем 65-летней историей нефтедобычи. Ведущей нефтедобывающей компанией Республики Татарстан является ОАО "Татнефть", занимающее шестое место по добыче нефти в Российской Федерации. Первая тонна нефти была добыта предприятием в военном 1943 году. 25 июля 1943 года было открыто Шугуровское нефтяное месторождение. 25 июля 1943 года роторная скважина № 1 была пробурена на глубину 648 метров. Самая нижняя прослойка толщиной свыше 30 метров подтвердила первые признаки промышленной нефти. При опробовании комплекса нефтеносных пластов с 617,5 до 647,8 метра была получена газированная жидкая нефть с суточным дебитом, впоследствии дошедшем до 20 тонн. Бавлинское месторождение былое открыто в 1946 году и введено в промышленную разработку в 1949. Пик добычи, также как и на двух основных месторождениях Татнефти, пришелся на середину 70-х гг. Текущий годовой объемы добычи составляет около 900 тыс. тонн. Нефть относится к типу тяжелых и высокосернистых. В историческом 1948 году фонтан девонской нефти с суточным дебитом 120 тонн положил начало открытию уникального Ромашкинского месторождения и успешному периоду интенсивной разведки недр Татарстана. Ромашкинское месторождение является самым крупным и старейшим из разрабатываемых. Оно сыграло важнейшую роль в развитии нефтедобывающей отрасли нашей страны, и, несмотря на высокую степень выработанности запасов, остается одним из главных месторождений России, чей потенциал еще далеко не исчерпан. Ромашкинское нефтяное месторождение- крупнейшее месторождение Волго-Уральской провинции на юге Татарстана находится в Лениногорском районе Татарстан. Открыто в 1948 году. Доказанные и извлекаемые запасы оцениваются в 2,3-2,7 млрд т. Нефтесодержащие песчаники девона и карбона. Залежи на глубине 1,6-1,8 км. Начальный дебит скважин - до 200 т/сут. Плотность 0,80-0,82 г/см³, содержание серы 1,5-2,1 %. «Ромашкино» и сегодня остаётся главным месторождением Татарстана. В год оно даёт более 15 млн нефти, или половину объёмов, добываемых в республике. Из его недр отобрано более 2,2 млрд тонн нефти, при этом сохраняется высокий потенциал месторождения.[10] Промышленная разработка месторождения началась в начале 50-х годов прошлого века и достигла своего пика во второй половине 70-х годов. На сегодняшний день Ромашкинское является одним из крупнейших нефтяных месторождений в мире. По оценке независимой аудиторской фирмы «Миллер энд Ленц» доказанные запасы нефти (SPE) на Ромашкинском месторождении на 1 января 2006 года составляли 3,255 млрд. баррелей, что составляет около 55,6 % всех доказанных запасов нефти ОАО «Татнефть». Учитывая высокую выработанность запасов на Ромашкинском месторождении (более 80% процентов), по оценке специалистов ОАО «Татнефть», с 1 января 2007 года, когда вступят в силу недавно принятые поправки в Налоговый кодекс РФ, добыча нефти на этом месторождении будет облагаться налогом на добычу полезных ископаемых по льготной ставке (с применением понижающего коэффициента, характеризующего степень выработанности запасов). Производственное объединение Татнефть было образовано в апреле 1950 года. Основными месторождениями объединения стали Ромашкинское и Ново-Елховское. За короткий период был достигнут рекордный в стране уровень добычи нефти - 100 млн. т в год, что сделало Татарскую АССР крупнейшим нефтяным районом бывшего Советского Союза. Ново-Елховское месторождение расположено в непосредственной близости от Ромашкинского. Разработка месторождения была начата в 1961 году. Пик годовой добычи на месторождении пришелся середину 70-х годов прошлого столетия. В дальнейшем месторождение вошло в стадию падающей добычи - на данный момент годовая добыча составляет около 2,5 млн. тонн, а накопленная - около 380 млн. тонн. Широко развернутые геолого-разведочные работы вскоре выдвинули республику в число наиболее богатых нефтью регионов Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Пик добычи в Татарстане пришелся на семидесятые годы, когда в течение 1970-1976 годов республика извлекала из недр более 100 миллионов тонн нефти. И хотя для поддержания нефтедобычи прикладывались титанические усилия, происходил ее неизбежный спад. В настоящее время основные месторождения Татарстана находятся на поздней, завершающей стадии разработки. Значимую роль в процессе устойчивого поддержания нефтедобычи играет широкое применение инновационных технологий, внедряемых нефтедобывающими компаниями, которые позволяют существенно продлить жизнь месторождений - удлинить сроки их разработки, значительно повысить отдачу пластов, освоить низкорентабельные малодебитные залежи углеводородного сырья. Сегодня в Татарстане 170 нефтяных месторождений, в том числе 126 разрабатываемых, три подготовленных для промышленного освоения, 40 разведываемых и одно законсервированное. На территории республики осуществляют свою деятельность 35 недропользователей. Лицензированием охвачены 157 лицензионных участков и месторождений нефти. У ведущего недропользователя - ОАО "Татнефть" - на балансе находится 83 месторождения. Список месторождений АО "ТАТНЕФТЬ" Разрабатываемые 1. Ромашкинское- самое крупное в Татарстане. 2. Ново-Елховское 3. Бавлинское. Месторождение относится к сложным , насчитывая по разрезу восемь продуктивных горизонтов На месторождении выявлено 15 залежей нефти По количеству запасов месторождение относится к классу крупных. Месторождение открыто в 1946 году и введено в промышленную разработку в 1949 г. 4. Тат-Кандызское 5. Сабанчинское 6. Бондюжское 7. Первомайское 8. Елабужское +Соболевское 9. Комаровское +Полянское 10. Орловское 11. Ново-Суксинское 12. Азево-Салаушское 13. Контузлинское 14. Ивашкино-Мало-Сульчинское Месторождение относится к сложным. На месторождении выявлено 18 залежей нефти. Месторождение открыто в 1962 году и введено в промышленную разработку в 1974 году. 15. Ильмовское 16. Нурлатское Месторождение относится к сложным. Месторождение открыто в 1956 году и введено в промышленную разработку в 1975 году. 17. Бастрыкское 18. Красногорское 19. Кадыровское 20. Тумутукское 21. Вишнево-Полянское месторождение относится к сложным. На месторождении выявлено девять залежей нефти. Месторождение открыто в 1956 году и введено в промышленную разработку в 1988 году. 22. Пионерское 23. Зычебашское 24. Биклянское 25. Аксаринское 26. Сарайлинское 27. Бахчисарайское 28. Аксубаево-Мокшинское 29. Кутушское 30. Актанышское 31. Матросовское 32. Бухарское 33. Шегурчинское 34. Сиреневское 35. Беркет-Ключеское 36. Ямашинское 37. Архангельское открыто в 1974г. и введено в промышленную разработку в 1980 На месторождении выявлено 24 залежи нефти. 38. Тюгеевское 39. Березовское 40. Ерсубайкинское 41. Соколкинское 42. Мельнинское 43. Бурейкинское 44. Камышлинское 45. Южно-Нурлатское 46. Ашальчинское 47. Сотниковское 48. Чегодайское 49. Лангуевское Подготовленные к освоению 50. Курманаевское 51. Казанское 52. Щербеньское 53. Нижне-Нурлатское 54. Студеное 55. Граничное 56. Черемшанское 57. Екатериновское По объемам остаточных извлекаемых запасов нефти в республике 166 мелких месторождений, имеются два средних, одно крупное и одно уникальное - Ромашкинское. Степень выработанности Ромашкинского и основных крупных и средних месторождений - около 83 процентов. Несмотря на то что недра территории хорошо разведаны, ее перспективы все еще достаточно высоки, но связаны с выявлением преимущественно мелких месторождений. Свидетельством этого утверждения являются 230 объектов, подготовленных к глубокому бурению. Разведанными запасами текущей нефтедобычи Татарстан обеспечен на 28 лет. Прогнозные и перспективные ресурсы нефти связаны как со слабоизученной западной частью республики, в пределах которой существует высокая вероятность выявления небольших по запасам и размерам месторождений, так и с недоразведанными участками высокоперспективной восточной части. В соответствии с принятыми критериями дифференциации запасов по условиям их разработки 29,1 процента извлекаемых запасов нефти Татарстана относятся к группе активных. Степень выработанности активных запасов высока и составляет 90,6 процента. Трудноизвлекаемые запасы составляют основной объем - 70,9 процента. Это высоковязкие нефти, содержащиеся в малопроницаемых коллекторах, в водонефтяных зонах и пластах малой мощности. Выработанность трудноизвлекаемых запасов - более 44 процентов. Нефть, залегающая на территории Татарстана, характеризуется высокой плотностью и большим содержанием серы. Из такого сырья получается меньше дорогостоящих светлых нефтепродуктов (бензина, солярки, авиационного топлива) и больше мазута и битума, цена на которые невысока. Сера наносит ущерб окружающей среде, поэтому нормы на её содержание в топливе с каждым годом сокращаются. Использование сернистой нефти на НПЗ влечет за собой дополнительные расходы на очистку нефтепродуктов, что также снижает стоимость сырья, добываемого в Татарстане. Высокое содержание серы (2.1%) в добываемой компанией нефти - главный фактор, снижающий ее качество. Нефть Татнефти значительно уступает по своим качествам Siberian Light, извлекаемой ведущими российскими нефтяными компаниями, что делает компанию наиболее уязвимой к введению Транснефтью "банка качества нефти". Тогда Татнефть будет платить конкурентам за смешение своей высокосернистой нефти с более качественной сибирской при транспортировке по магистральным трубопроводам. Истощенные месторождения, мелкие разрабатываемые нефтяные поля, высокая обводненность структур определяют одни из самых высоких в отрасли затрат по добычи нефти. Себестоимость одного барреля составляет около $4, что более чем в 2 раза превышает показатель лидера отрасли по данному показателю - Сибнефти ($1.7). Более того, в ближайшее время себестоимости добычи будет продолжать возрастать в связи с необходимостью проведения все более капиталоемких мероприятий по поддержанию объемов добычи нефти на достигнутом уровне. В отличие от других российских нефтяных компаний, в процессе создания "Татнефти" в её структуру не был включен ни один крупный нефтеперерабатывающий завод. В связи с отсутствием собственных перерабатывающих мощностей компания вынуждена либо продавать часть добываемого сырья на внутреннем рынке, либо перерабатывать его на условиях процессинга. "Татнефть" неоднократно пыталась решить эту проблему. С целью устойчивого развития минерально-сырьевой базы топливно-энергетического комплекса Республики Татарстан Государственным Советом принята "Программа развития топливно-энергетического комплекса Республики Татарстан на 2006-2020 годы". Она является документом, конкретизирующим цели, задачи и основные направления долгосрочной программы развития топливно-энергетического комплекса республики. Общий прирост извлекаемых запасов нефти промышленных категорий по Республике Татарстан в 2007 году составил 29,7 тысячи тонн по категориям А+В+С1. В 2007 году в пределах территории Татарстана открыто 11 новых месторождений: пять месторождений - на лицензионных землях ОАО "Татнефть" и шесть месторождений - малыми нефтяными компаниями. Значительные объемы геолого-разведочных работ ОАО "Татнефть" ведет за пределами республики, в пяти субъектах РФ - Самарской, Оренбургской, Ульяновской областях, Республике Калмыкия, Ненецком автономном округе, и на пяти контрактных участках дальнего зарубежья - в Ливии и Сирии. Краткий ретроспективный анализ деятельности нефтедобывающих компаний Татарстана за 2000-2007 годы свидетельствует о высокоэффективном производстве, направленном на проведение геолого-разведочных работ с целью выявления новых месторождений и получения прироста запасов нефти и роста нефтедобычи при широком внедрении новых технологий увеличения нефтеотдачи пластов. Ежегодно в течение этого периода в республике открывалось до 10-12 мелких месторождений, а восполнение добычи приростом запасов за эти годы находилось в среднем на уровне 120-130 процентов. Ежегодно бурилось 100-120 тысяч метров поисково-разведочного и оценочного метража, эффективность которого высока и составляет 72-75 процентов. Небольшие перспективные объекты, подготовленные для поисково-разведочного бурения, являются резервом сырьевой базы республики и определяют перспективу прироста новых промышленных запасов. В условиях кризисных для нефтедобычи республики девяностых годов был создан сектор малых нефтедобывающих компаний, перед которым стояла задача вовлечения в хозяйственный оборот мелких низкорентабельных месторождений. В настоящее время в республике успешно действуют 34 малые нефтяные компании. Десятилетняя практика их деятельности показала, что малые нефтедобывающие компании, последовательно набирая темпы развития, заняли исключительно необходимую нишу, разрабатывая трудноизвлекаемые запасы мелких месторождений. Применение ими инновационных технологий, поддержка со стороны органов государственной власти республики в рамках своих полномочий, особенно на этапе их становления, позволили этому сегменту нефтедобычи нарастить объемы с 750 тысяч тонн в 1997 году до 6,2 миллиона тонн в 2007 году (19,4 процента от общей добычи в республике). За весь период их существования малыми компаниями добыт почти 41 миллион тонн нефти. В 2007-2008 годах будет введено в эксплуатацию 12 скважин на нефтяном месторождении в Мензелинском районе Татарстана. Ожидаемая добыча по месторождению на 2007 год составляет 48,1 тысячи тонн нефти. Уникальность месторождения еще и в том, что оно представлено всеми нефтяными пластами, этажность нефти в пластах достигает 350 метров, к тому же в ней не содержится сероводорода. Мензелинское нефтяное месторождение было открыто в августе 2005 года, геолого-разведочные работы проводились НГДУ "ТатРИТЭКнефть". На 1 июня 2007 года добыто 29,5 тысячи тонн нефти, средний дебит нефти по новым скважинам составляет 20,2 тонны в сутки, по действующим - около 23 тонн в сутки. Добываемая с участка нефть отправляется по построенному компанией "РИТЭК" трубопроводу на расстояние 35 километров к магистральной сети ОАО "Транснефть". Добыча нефти по крупнейшим месторождениям. Наименование. Тыс. тонн 2007 2008 2009 Ромашкинское 15 204,9 15 182,4 15 107,9 Ново-Елховское 2 543,6 2 520,0 2 468,3 Бавлинское 1 010,5 1 006,9 944,1 Бондюжское 310,9 328,1 351,9 Первомайское 367,5 373,4 401,7 Сабанчинское 603,5 625,9 634,7 Источник годовые отчеты. http://www.tatneft.ru/ Компании Татнефть принадлежит нефтеперерабатывающий завод в Кичуе (Татарстан) мощностью 0.4 млн. тонн в год. Завод был введен в эксплуатацию в 1995 году и является одним из самых современных в России. Для исправления существующего положения в 1997 году была начата программа по строительству Нижнекамского НПЗ мощностью 7 млн. тонн в год. Татнефть - генеральный инвестор и координатор проекта развития НПЗ. Завершение строительства намечено на 2004 год. Нефтяная компания также имеет долю в уставном капитале ЗАО Укртатнафта - собственника Кременчугского НПЗ (мощность 18.6 млн. т в год). В настоящее время правительство Татарстана, Татнефть и дружественные ей компании владеют контрольным пакетом Укртатнафты, что обеспечивает нефтяную компанию "собственными" нефтеперерабатывающими мощностями. Более того, Татнефть является наиболее вероятным покупателем украинского пакета акций Укртатнафты, который планируется выставить на продажу в 2003 году. Нефтехимическая составляющая деятельности Татнефти гораздо обширнее и разнообразнее и включает ООО Татнефть-Нефтехим, ОАО Нижнекамскшина, Нижнекамский завод технического углерода, ЗАО "Ярполимермаш - Татнефть" и другие предприятия. Стимулом для развития данного направления деятельности нефтяной компании является президентская программа по созданию современной нефтехимической промышленности в Республике Татарстан, в рамках которой Татнефти отведена основная роль. На 1 января 2003 года сбытовая сеть Татарстана состояла из 360 АЗС. Наиболее широко сеть бензоколонок представлена в Москве и Московской области, Ульяновской, Ленинградской, Нижегородской областях, а также Республиках Татарстан и Удмуртия. За 2002 год в эксплуатацию было введено 65 новых автозаправочных комплексов, а объем капитальных вложений в розничную сбытовую сеть составил 1 млрд. рублей. На экспорт идет примерно половина добываемой компанией нефти. Причем соотношение дальнего и ближнего зарубежья в экспортных поставках в 2002 году составило 3:1. Основным получателем нефти в СНГ является Украина, где на Кременчугском НПЗ осуществляется ее переработка. Стоит отметить значительное увеличение объемов экспорта нефти на Украину за последние два года (в 7 раз по сравнению с 2000 годом), в связи с началом поставок на Кременчугский НПЗ (2001 г.) и увеличением доли Татарстана в уставном капитале ЗАО "Укртатнафта" - оператора Кременчугского НПЗ (2002 г.). В дальнее зарубежье поставки осуществляются в основном через нефтепровод "Дружба", а главными потребителями являются Германия, Польша, Чешская Республика, Венгрия, Словакия. Около трети добываемой компанией нефти (7 млн. т в год) идет на переработку в соответствии с давальческими договорами. Данная схема подразумевает поставку собственного сырья компании на сторонние нефтеперерабатывающие заводы, при этом полученные в результате переработки нефтепродукты реализуются сбытовыми подразделениями самой компании. Т.о. НПЗ выступают в качестве подрядчика по переработке сырья. Основными рынками сбыта нефтепродуктов Татнефти являются Россия и Украина (на поставки с Кременчугского НПЗ приходится около 50% рынка нефтепродуктов Украины). В Башкортостане разрабатывается 146 из 158 открытых месторождений (98,4% разведанных запасов нефти). Средняя выработанность начальных запасов месторождений составляет 78%, в том числе по крупнейшим Арланскому, Туймазинскому и Шкаповскому 79,95%. Обводненность основных месторождений достигает 80-98%. Неразведанные ресурсы нефти в республике оцениваются в 385 млн. тонн и связываются преимущественно с Предуральским прогибом и структурами Западного Урала. [8 c.83] Самарская область - одна из наиболее роазбуренных глубокими скважинами частей Урало-Поволжья. К 1995 году объем буровых работ здесь достиг 9,2 млн. метров, что составляет в среднем 172 метра на кв. км. перспективной территории. При такой изученности потенциал нефтеносности Самарской области реализован почти на 80%, сохраняя лишь перспективы небольших открытий. В разработку вовлечено 101 из 145 месторождений. В них заключено 92,7% разведанных запасов нефти. Начальные запасы месторождений выработаны в среднем на 77%, в том числе по важнейшим в области Мухановскому и Кулишовскому на 85-89%. Пермская и Оренбургская области также относятся к "старым" нефтедобывающим районам Урало-Поволжья, но отличаются от рассмотренных выше более благоприятными показателями сырьевой базы. К настоящему времени в Оренбургской области открыто 178 нефтяных месторождений, из которых 82 разрабатываются. Доля последних в объеме текущих запасов нефти составляет 75%. Выработанность начальных запасов открытых месторождений составляет 37%, по отдельным месторождениям она достигает 73% (Бобровское) и 68% (Покровское). В то же время наиболее крупная в области залежь нефти Оренбургского газоконденсатного месторождения (запасы 85 млн. тонн) находятся только в начальной стадии освоения. В Пермской области открыто 163 нефтяных месторождения, из которых 98 разрабатываются. Большая группа месторождений (свыше 40) находится в длительной консервации по экономическим причинам. В разрабатываемых месторождениях сосредоточены 92% разведанных запасов. Средняя по области выработанность запасов составляет 50%, в том числе по основным месторождениям Ярино-Каменноложскому 90%, Павловскому 37%, Батырбайскому 58%, Осинскому 52%. Структура запасов нефти в целом сложная из-за большой доли тяжелых нефтей (58%) с преобладанием среди них средне и высокосернистых. Прогнозные ресурсы нефти в области (360 млн. тонн) позволяют развивать геолого-разведочные работы, но сложны для реализации. Наименее изученной частью Урало-Поволжья является Свердловская область. Перечень основных нефтедобывающих центров Урало-Поволжья завершает Республика Удмуртия (площадь - 42,1 тыс. кв. км., население - 1637 тыс. чел., столица - Ижевск), которая стала осваиваться значительно позже всех рассмотренных выше. Вследствие чего выработанность запасов открытых нефтяных месторождений является наименьшей - 30%. Разарабываются 33 из 67 месторождений, в том числе все крупные (Чутырско-Киенгопское, Мишкинское и Ельниковское). Относительно низкий темп освоения запасов нефти в республике во многом объясняется сложностью структуры запасов, где преобладают тяжелые нефти (83%). Многие из них приурочены к малопроницаемым коллекторам, требующим дорогостоящих технологий разработки (28%). [8 c.56] 1.2.3. Северная (в основном Коми) Северный район образуют территории Республики Коми, Архангельской области и Ненецкого автономного округа. Сюда же относится прилегающий шельф Баренцева моря. Геологоразведочные работы на нефть в этом районе начались в XIX веке, однако они носили "эпизодический" характер. Полномасштабные, систематические поиски ведутся здесь после открытия в 1930 году первого нефтяного месторождения - Чибьюского. Площадь нефтегазоносной и перспективной на углеводородное сырье территории по оценкам ученых достигает 331,8 тыс.кв.км. Добыча нефти в Северном районе ведется с 1932 года и за 62 года составила 363,5 млн. тонн. Максимальный объем добычи был зафиксирован в 1983 году (19,2 млн. тонн нефти). Для сравнения: в 1994 году добыча составила 9,7 млн. тонн нефти. Отметим, что Северный район географически соответствует Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, которая занимает северо-восток Восточно-Европейской платформы и наложенные на нее впадины Предуральского и Пайхойско-Новоземельского прогибов. Одна из главных особенностей Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции заключается в резком преобладании нефти над газом. Наблюдаются значительные различия в состоянии сырьевой базы нефтяной промышленности Республики Коми, Архангельской области и Ненецкого АО. Республика Коми (площадь - 415,9 тыс. кв. км., население - 1, 255 тыс. чел, столица - Сыктывкар) знаменита многолетней историей поисков, разведки и разработки нефтяных месторождений. К середине 90-х годов здесь насчитывалось 82 нефтяных месторождения, из которых 31 находится в разработке. В среднем выработанность месторождений достигает 41%. По крупнейшим месторождениям этот показатель значительно выше. Например, Усинское и Возейское месторождения выработаны на 61 и 64% соответственно. Самый "старый" нефтедобывающий район (Ухтинский) находится на юге Коми. Его основные месторождения Ярегское, Западно-Тэбукское, Пашнинское. Отметим, что Ярегское месторождение является уникальным для России. Оно единственное в нашей стране, где применяется шахтный способ разработки тяжелой нефти. В резерве нефтедобывающих предприятий Республики Коми числится ряд довольно крупных нефтяных месторождений: Сандивейское (20,5 млн. тонн), Среднемакарихинское (20,2 млн. тонн), Южно-Лыжское (15 млн. тонн) и др. Перспективные и прогнозные ресурсы нефти превышают 1 млрд. тонн, однако ожидается, что структура ресурсов будет более сложной по сравнению с запасами открытых месторождений. Ухтинское нефтяное месторождение, в Республике Коми, приурочено к Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Фактически объединяет группу небольших месторождений, из которых наиболее известно Ярегское (открыто более 100 лет назад). Продуктивны песчаники девонского возраста. Разработка шахтным способом. Расположено близ г. Ухты.[3.c 59] Я́регское месторожде́ние - месторождение преимущественно вязкой нефти, открытое в 1932 году в центральной части Республики Коми на Тиманском кряже недалеко от современного города Ухты, относится к Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции.[10] Опытная эксплуатация скважинами с поверхности началась в 1935 году на двух участках площадью 28,4 и 15,0 га. Извлекаемые ресурсы нефти Ярегского месторождения составляют 31 млн тонн. Объём добычи нефти немногим более 5 тыс. тонн в год, запасы оцениваются в 131,8 млн тонн. Планируется, что к 2011 году объёмы добычи на Яреге возрастут до 3 млн тонн в год, а к 2015 году составят около 6 млн тонн. Ненецкий автономный округ (площадь - 176,7 тыс. кв. км., население - 54 тыс. чел., центр - Нарьян-Мар) характеризуется гораздо меньшей степенью промышленной освоенности. Достаточно сказать, что сегодня из 73 месторождений разрабатываются лишь два - Харьягинское и Ардалинское. К разработке подготовлены 15 месторождений, еще около 60 месторождений находятся в стадии доразведки. Среди неразрабатываемых имеются крупные месторождения с запасами от 50 до 90 млн. тонн (Южно-Хыльчуюсское, им. Романа Требса и др.) Крупный резервный район нефтедобычи сформирован на северо-востоке Ненецкого АО в пределах Варандей-Адзьвинской структурной зоны (Варандейское, Торавейское, Лабоганское и др.месторождения). Харьягинское нефтяное месторождение расположено в Ненецком автономном округе в поселке нефтяников Харьяга. Общие запасы нефти оцениваются в 160,4 млн. тонн, в контрактной зоне - 97 млн. тонн. Лицензия на разработку месторождения принадлежит компании «Тоталь Разведка Разработка Россия». Утвержденная общая смета разработки Харьягинского месторождения на 2006 год составляет 116 млн. долл. против 90 млн. долл. в 2005 году. 1.2.4. Кавказ Это старейший и наиболее разведанный нефтяной район России. Поиск, разведка и разработка нефтяных месторождений ведутся в Краснодарском крае с 1864 года, в Ставропольском крае с 1946 года. За столь длительный период изучения и промышленного освоения на Северном Кавказе открыто 191 нефтяное месторождение и добыто 823 млн. тонн нефти. [8 c.72] Северный Кавказ уже давно прошел пик развития добычи нефти и практически не имеет реальных геологических перспектив для оптимального воспроизводства сырьевой базы и предотвращения дальнейшего спада добычи нефти. Основные месторождения находятся в поздней стадии разработки, сильно выработаны и обводнены. Краснодарский край сохраняет ведущее положение в добыче нефти на Северном Кавказе, хотя и имеет все признаки "старого" района: высокую выработанность и падающий режим разработки почти всех месторождений, небольшие остаточные и неразведанные ресурсы. Из 75 месторождений в разработку вовлечены 65. В них заключено 92,5% разведанных запасов нефти в крае. Наиболее крупное Анастасьевско-Троицкое месторождение выработано на 85%. Прогнозные ресурсы нефти оценены в 113 млн. тонн и не позволяют рассчитывать на существенное обеспечение добычи запасами. Аналогичная ситуация в нефтедобывающей промышленности Республики Чечня, включая смежные с ней территории Ингушетии, Кабардино-Балкарии, Северной Осетии. Добыча нефти здесь ведется на 24 из 29 месторождений, начальные запасы выработаны в среднем на 89%. В том числе по Старогрозненскому месторождению на 94%, Молгабек-Горскому на 97%, Октябрьскому на 95%. Прогнозные остаточные ресурсы нефти составляют менее 100 млн. тонн и наполовину связаны с отложениями на глубине свыше 5 км. Несколько более благоприятное положение в Ставропольском крае, где в разработку вовлечены 35 из 49 месторождений, которые в среднем выработаны на 67% в том числе по наиболее крупным Величаевско-Колодезному и Зимне-Ставкинско-Правобережному соответственно на 81 и 73%. Прогнозные ресурсы составляют 150 млн. тонн, т.е. являются наибольшими на Северном Кавказе. В Дагестане за 110 лет изучения открыто 37 небольших месторождений, из которых за все годы добыто 37 млн. тонн нефти при остающихся на балансе запасов 9,9 млн. тонн нефти. Перспектива выявления новых месторождений на суше в целом ограничена. Вместе с тем определенный резерв имеется на прилегающем шельфе Каспийского моря, где открыто и ожидает освоения небольшое нефтяное месторождение Инчхе-море. Ростовская область до последнего времени считалась перспективной только для открытия газовых месторождений. Но в 1994 году на севере области в районе, примыкающем к Донбассу, открыто Марковское нефтяное месторождение с запасами нефти 1-2 млн. тонн. Перспективы открытий нефти невелики. 1.2.5. Дальний Восток (Сахалин) Дальний Восток - это сложный геологичекий регион с неоднородным распределением нефтяных ресурсов, которые изучены и освоены промышленностью очень слабо и неравномерно. К 1995 году на Дальнем Востоке открыто 60 нефтяных месторождений, но 45 из них находятся на острове Сахалин и прилегающем к нему шельфе Охотского моря. 12 - в Республике Саха (Якутия) и 3 - в Чукотском АО. В то время как другие территории (Камчатка, Хабаровский и Приморский края, Амурская область и особенно крупнейшие по площади акватории Охотского, Японского, Берингова, Чукотского, Восточно-Сибирского морей и шельфа Тихого океана) исследованы в отношении нефтеносности очень мало. Остров Сахалин (площадь - 76,4 тыс. кв. км.) является единственным нефтедобывающим районом Дальнего Востока. А по длительности функционирования (с 20-х годов) одним из старейших в России. Он базируется на сложных запасах нефти, заключенных в многочисленных, но небольших по объему месторождениях и залежах. Начальные извлекаемые запасы нефти открытых островных месторождений составляют 154 млн. тонн, из которых 99 млн. тонн или 64% уже добыты. В разработку вовлечено 24 месторождения. В них сосредоточен 91% разведанных запасов нефти. На протяжении более чем 70 лет разработки ежегодная добыча не превышала 2,5-2,8 млн. тонн. Перелом состояния сырьевой базы нефти острова Сахалин связан с открытием морских месторождений (Одопту-море, Чайво, Лунского, Пильтун-Астохского, Аркутун-Дагинского). Они разведаны на северо-восточном шельфе острова в пределах глубин моря до 50 метров. По сравнению с месторождениями суши их отличают большие размеры, более благоприятное тектоническое строение и более высокая концентрация запасов. В двух крупнейших месторождениях (Аркутун-Дагинском и Пильтун-Астохском) сосредоточено 73,5% извлекаемых запасов нефти шельфа. Имеется значительный резервный фонд морских перспективных площадей в различных участках шельфа, где можно рассчитывать на открытие 11-12 крупных месторождений нефти и газа. [8 c.97] Нефтяной потенциал Республики Саха (Якутия) (площадь - 3103,2 тыс. кв. км., население - 1074 тыс. чел., столица - Якутск) связан главным оьбразом с юго-западной частью ее территории. В этом районе открыто 12 нефтяных и нефтегазовых месторождений, в том числе крупные Среднеботуобинское и Талаканское. В разработку они еще не вовлечены из-за отсутствия подготовленных потребителей. По геологичеким оценкам Республика Саха располагает крупнейшими неразведанными ресурсами нефти, превышающими несколько миллиардов тонн. Но как показывает практика геолого-разведочных работ, природные геологические условия для поиска месторождений очень сложные и многие новые районы недостаточно подготовлены методически. Три небольших месторождения нефти открыты в Чукотском АО (площадь - 737,7 тыс. кв. км., население - 124 тыс. чел., центр - Анадырь). Они еще не вышли из стадии разведки, запасы оцениваются по категориям С1+С2 суммарно около 10 млн. тонн. В целом, весь северо-восток России изучен слабо, хотя по общегеологическим оценкам перспективы на поиски нефти благоприятные. Очень высоко оценивается нефтеносный потенциал примыкающих к Камчатке и Чукотке акваторий. 1.3. Новые базы и перспективные районы нефтедобычи 1.3.1. Восточная Сибирь Восточная Сибирь сегодня единственный крупный нефтяной район России, полностью лишенный нефтяной инфраструктуры и реально действующих нефтедобывающих предприятий. К 1995 году на территории Красноярского края, Таймырского и Эвенкийского АО и Иркутской области открыто 15 нефтяных месторождений, из которых 7 подготовлено для промышленной разработки и 8 разведываются. Почти 95% разведанных запасов нефти Восточной Сибири сосредоточены в крупнейшем Юрубчено-Тохомском и семи крупных месторождениях. Запасы Юрубчено-Тохомской зоны (ЮТЗ) в Восточной Сибири составляют 1,2 трлн кубометров газа, 780 млн тонн нефти. Юрубчено-Тохомское месторождение является наиболее разведанным участком ЮТЗ. Извлекаемые запасы нефти месторождения составляют: С1 - 64,5 млн тонн, С2 - 172,9 млн тонн, запасы газа категории С1+С2 - 387,3 млрд кубометров, конденсата С1+С2 - 29,4 млн тонн. Территориальная отдаленность, слабая обжитость и отсутствие необходимой инфраструктуры в сочетании с экстремально тяжелой природно-климатической обстановкой являются факторами, сдерживающими освоение нефтяных месторождений Восточной Сибири. В Таймырском (Долгано-Ненецком) АО (площадь - 862,1 тыс. кв. км., население - 53 тыс. чел., центр - Дудинка) открыты крупные Сузунское и Пайяхинское месторождения с запасами нефти по категориям С1+С2 соответственно 43,4 и 33,6 млн. тонн. На территории округа находится одна из богатейших нефтегазоносных областей (НГО) Красноярского края - Енисей-Хатангская НГО Хатангско- Вилюйской нефтегазоносной провинции (НГП), частично - Пур-Тазовская НГО Западно- Сибирской НГП и Северо-Тунгусская НГО Лено-Тунгусской НГП. Начальные суммарные геологические ресурсы недр этих областей в границах Таймырского АО составляют 19,2 млрд т у.т. (34,4 % всех углеводородных ресурсов Красноярского края), в том числе 1,6 млрд т извлекаемой нефти и 11,3 трлн м3 свободного газа. В пределах округа открыто 15 газоконденсатных, газовых и газонефтяных месторождений.[3 c.35] Наиболее крупные из них - Мессояхское, Пеляткинское, Дерябинское - находятся в Усть- Енисейском районе. Подготовлены к освоению два крупных газо- конденсатных месторождения - Пеляткинское и Дерябинское. На северо-востоке округа, в Хатангском районе, на левобережье Хатангского залива, открыты небольшие нефтяные залежи (Нордвикская, Ильинская и Кожевниковская). На юге Усть-Енисейского и Дудинкского районов на левобережье р. Енисей (в 110-120 км от Дудинки) находится Сузунское газонефтяное месторождение, также подготовленное к разработке. Залежи полупромышленного характера открыты в прибрежных районах Хатангского залива (Южно-Тигянская, Кожевниковская, Нордвикская площади). К настоящему времени в Таймырском АО пробурен почти 1 млн. метров глубоких скважин, но изученность этой большой территории (563 тыс. кв.км.) остается в целом низкой. Прогнозные ресурсы нефти оцениваются более чем в 1,5 млрд. При надлежащем развитии геолого-разведочных работ здесь возможно крупномасштабное наращивание запасов и создание на их базе мощного нефтедобывающего комплекса. 1.3.2. Арктический шельф. Арктический шельф и его побережье рассматривается Энергетической стратегией России как одно из приоритетных направлений развития нефтедобычи в стране. Его значимость как нового региона нефтедобычи в последнее время увеличилась в связи с истощением месторождений Западной и неопределенностью развития ресурсной базы нефти Восточной Сибири. Месторождения нефти арктического шельфа и побережья расположены на шельфе Баренцева (Печорского) моря, на побережьях Ненецкого и Ямало-Ненецкого АО. [4 c.165] Особенностью освоения арктических месторождений является оторванность от системы магистральных нефтепроводов, отсутствие развитой сети железных дорог; единственным путем вывоза нефти является морской транспорт. Отсутствие мощностей по переработке нефти на севере России обусловливает вывоз нефти непосредственно на мировой рынок. Коммутация морских маршрутов будет происходить в Мурманском транспортном узле, где нефть будет перегружаться с арктических челночных танкеров на линейные танкеры большого водоизмещения (150-300 тыс. т). Освоение месторождений, расположенных в сложных физико-географических условиях, в регионах, практически лишенных соответствующей инфраструктуры, является дорогостоящим процессом. Неэффективность разработки месторождений нефти в условиях действующей налоговой системы очевидна на примере Приразломного месторождения, лицензия на разработку которого была выдана в 1993 г. Первоначально планировалось, что разработка месторождения начнется в 2001 г., затем в 2003-м. Сейчас реальным сроком начала эксплуатации месторождения считают 2008-2010 гг., т.е. почти через 20 лет после выдачи лицензии. Выявленные месторождения Арктического шельфа и побережья имеют низкое качество нефти. В арктическом регионе России - на шельфе и побережье Печорского и Карского морей расположено 19 месторождений тяжелых и битуминозных нефтей. Из общих извлекаемых запасов нефти региона 1,7 млрд. т запасы тяжелой нефти составляют 1,1 млрд. т. В разработку вовлечены только месторождения Варандейского центра нефтедобычи на севере Тимано-Печорской провинции, общий объем добычи в котором не превышает 0,5 млн. т.[7 c.167] Среди них - четыре уникальных по запасам газа с конденсатом в Баренцевом и Карском морях, два крупных газовых - в Баренцевом, крупное нефтяное и нефтегазоконденсатное в Печорском. На этой акватории в самые последние годы выявлено еще четыре нефтяных месторождения, а в Обской губе - два крупных газовых. По официальным оценкам МПС, на Баренцево и Карское моря приходится около 80% начальных потенциальных ресурсов углеводородов всего континентального шельфа России, потенциальные запасы которого составляют 90 млрд. тонн условного топлива (13 млрд. т нефти и 52 трлн. кубометров газа). Первые очень поспешные и сверхоптимистичные прогнозы освоения месторождений на арктическом шельфе были сделаны после получения в 1982 году промышленного притока нефти на Песчаноозерском месторождении на острове Колгуеве, а годом позже - газового фонтана на Мурманской структуре в Баренцевом море. Сейчас в Западной Арктике известны 17 месторождений. Но только два из них можно рассматривать как реальные объекты для эксплуатации в обозримой перспективе - Штокмановское и Приразломное. Приразломное месторождение Российская Федерация располагает крупнейшим в мире шельфом, большая часть которого приходится на арктическую зону. Результаты исследований отечественных специалистов однозначно доказывают колоссальные перспективы российского шельфа в отношении запасов нефти и газа (а также целого ряда других полезных ископаемых). Таким образом, российский шельф является крупнейшим резервом минерально-сырьевых ресурсов. Однако освоение месторождений углеводородного сырья на арктическом шельфе России затруднено в силу суровых климатических условий. Добыча будет вестись в районах, которые характеризуются низкими температурами, ураганными ветрами, быстрым оледенением. Кроме того, на некоторых участках шельфа, где планируется вести добычу нефти и газа, свыше 200 дней в году дрейфует полутораметровый лед. Вышеперечисленные обстоятельства серьезно удорожают проекты освоения месторождений углеводородного сырья на арктическом шельфе. Приразломное нефтяное месторождение расположено в Печорском море (входит в Баренцево море) в 60 км от берега на глубине 20 метров. Извлекаемые запасы нефти превышают 70 млн. тонн. Однако по результатам проведенной на месторождении трехмерной сейсморазведки российские ученые говорят о запасах в 100 млн. тонн. Приразломное месторождение открыто в 1989 году российским объединением "Арктикморнефтегазразведка" Лицензия на освоение Приразломного месторождения принадлежит компании "Росшельф". По категориям А+В+С1 запасы Приразломного оцениваются в 47,8 млн. тонн, по категории С2 - 35,4 млн. тонн.[10] География добычи нефти: 1. Западная Сибирь или Среднеобский район - находящийся в основном в Тюменской области. Свыше 300 нефтегазовых месторождений. Главная нефтедобывающая база России. Добывается около 70% российской нефти. В этой базе самая лучшая по качеству нефть в России. Месторождения: Самотолор, Мешон, Усть-Балык, Александровское, Сургут. 2. Волго-Уральский район. Он занимает 2-ое место в России по добыче нефти - 20% добычи российской нефти. Сернистая нефть этого района требует очистки, но она дешевая. Ядром Волго-Уральского района являются месторождения в Башкирии - Туймазы и Ишимбай, в Самарской области - Мухановсквое месторождение, в Пермской области - Яренское. 3. Тимано-Печорский район находится в республике Коми. Месторождения - Ухта, Уса. Местная нефть очень ценна для производства низко термальных масс, необходимых для работы механизмов в суровых условиях нашей страны. Добыча нефти проводится шахтным способом. 4. Северный Кавказ. Дагестан - район Махачкалы. Чеченская республика - Грозный. Республика Адыгея - Майкоп. 5. Восточная Сибирь. Месторождение Марковское на р. Лия. 6. Дальний восток. На севере Сахалина - Оха. [8 c.48] Нефтяная база Качество нефти Способ добычи Западная Сибирь Средняя, легкая,тяжелая фонтанный, Волго-Уральская Средняя, тяжелая Насосный, газолифтный Северная коми Средняя,легкая шахтный Кавказ Средняя, легкая шахтным Дальний восток Средняя, легкая фонтанный Восточная Сибирь Средняя, насосный Арктический шельф тяжелая Насосный, газолифтный Качество добывемой нефти характеризуется в первую очередь по плотности. По плотности можно ориентировочно судить об углеводородном составе нефти и нефтепродуктов, поскольку ее значение для углеводородов различных групп различно. Более высокая плотность указывает на большее содержание ароматических углеводородов, а более низкая - на большее содержание парафиновых углеводородов. Углеводороды нафтеновой группы занимают промежуточное положение. Таким образом, величина плотности до известной степени будет характеризовать не только химический состав и происхождение продукта, но и его качество Наиболее качественными и ценными являются легкие сорта нефти (российская Siberian Light). Чем меньше плотность нефти, тем легче процесс ее переработки и выше качество получаемых из нее нефтепродуктов. Добываемая в России нефть характеризуется значительным разбросом качества. Большая часть - средняя и легкая нефть. В недрах Западной Сибири добывается наиболее дорогая, так называемая легкая нефть - с минимальным содержанием серы, а на Урале и в Поволжье залегают главным образом "тяжелые" сорта с избыточным содержанием серы, которые на рынке ценятся куда меньше. Нефть Восточной Сибири отличается большим разнообразием свойств и состав вследствие многопластовой структуры месторождений. Но в целом она хуже нефти Западной Сибири, т.к. характеризуется большим содержанием парафина и серы, которая приводит к повышенной амортизации оборудования. Если коснуться особенностей в качестве, то следует выделить республику Коми, где ведется добыча тяжелой нефти шахтным способом, а также нефть Дагестана, Чечни и Ингушетии с крупным содержанием смол, но незначительным серы. В ставропольской нефти много легких фракций, чем она ценна, хорошая нефть и на Дальнем Востоке. Итак, почти каждое месторождение, а тем более каждый из нефтегазоносных районов отличаются своими особенностями в составе нефти. В нефтепроводах (в том числе прокачивающих сырье на экспорт) все сорта нефти смешиваются, и на выходе получается "общероссийская" смесь Urals. Таким образом, российские компании за баррель нефти любого качества получают одну и ту же цену - цену барреля смеси Urals.[2 c.102] В России преобладает насосный метод добычи, хотя объем добываемой нефти существенно ниже, что характеризуется высокой вязкостью добываемой нефти. Фонтанный метод используется как правило при изначальном освоении месторождения, по мере освоения способ добычи становится более механическим. В настоящее время используют четыре основных способа добычи нефти: Фонтанный - жидкость и газ поднимаются по стволу скважины от забоя на поверхность только под действием пластовой энергии. Шахтый- основанный на проведении системы подземных горных выработок. Газолифтный - при этом способе добычи для подъема нефти на поверхность в скважину подают или закачивают с помощью компрессоров сжатый углеводородный газ или воздух. Насосный - подъем жидкости на поверхность осуществляется с помощью спускаемых в скважину насосов.[8 c.97] Таблица №1. Годовая добыча нефти. Нефтяная база Доказанный Запас Млрд. тонн Годовая добыча 2007 Млн. Годовая добыча 2008 Млн. Западная Сибирь 11,2 320,4 317,5 Волго-Уральская 3,2 113,2 113,2 Северная ( Коми) 4,2 8,9 8,9 Кавказ 2,8 1,6 1,5 Дальний Восток (Сахалин) 2,4 12,8 12,9 Восточная Сибирь 0,5 23,2 23,2 Арктический шельф. 0,7 11,3 11,3 всего 25 491,4 488,5 Доказанный запас нефти в России составляет около 25 млрд. тонн. Почти половина приходится на Западную Сибирь 11,2млрд.тонн. Большой потенциал у Северной 4,2 млрд.тонн и Волго-Уральской нефтяных баз 3,2 млрд.тонн, На долю Кавказа приходится 2,8 млрд.тонн, хотя предполагаемые не выделяют его среди других нефтяных баз. [8 c.75] Доказанный запас Арктического шельфа существенно отличается от преведущих 0,7 млрд. тонн, однако стоит заметить что потенциальные запасы нефти в этом регионе оцениваются как очень высокие, ввиду своей уникальности. Из всего вышесказанного следует что Доказанный запас нефти как правило не является обьективным показателем, российского потенциала нефти. Большая часть Годового дохода приходится на Западную Сибирь и Волго-уральскую нефтяную базу. После них следует Восточная Сибирь. Меньше всего нефти добывается на Кавказе. Остальные базы приносят около 10 млн. тонн нефти в год. Добыча нефти на с 2007 по 2008 гг, снизилась примерно на 0,6%. Таблица №2. Себестоимость добычи нефти. Нефтяная база Себестоимость 2007 Себестоимость 2008 Динамика Западная Сибирь 4,6 6,16 1,56 Волго-Уральская 5,1 6,8 1,7 Северная коми 7,44 9,7 2,26 Кавказ 5,5 7,7 2,2 Дальний восток 24,7 32,9 8,2 Восточная Сибирь 6,2 8,2 2 Арктический шельф 8,82 11,76 2,94 Самая большая себестоимость наблюдается на Дальнем востоке и в Арктическом шельфе, что весьма характерно для морской нефтедобычи. Далее следуют Восточная Сибирь и Коми, повышение себестоимости по отношению к мировой цене объясняется качеством и методом добычи нефти. Самая низкая себестоимость в Западной Сибири и Волго-уральской нефтяной базах. т. к добыча нефти в них малозатратная. Себестоимость на нефть по регионам с 2007 по 2008 гг возрасла. Таблица №3. Крупнейшие Российские месторождения нефти. Месторождение Предполагаемые полные запасы, млн. т. Остаточные запасы, млн. т. Добыча, тыс. т./сут. Самотлорское 3200 1000 120 Ромашкинское 2700 400 37 Приобское 2000 1700 64 Лянторское 2000 380 26 Федоровское 1800 34,2 Правдинское 1800 24,7 Уренгойское Свыше 1500 27 Крупнейшим нефтяным месторождением в России является Самотлорское. (Западная Сибирь), После него следуют месторождения Волго-Уральской нефтяной базы. Ромашкинское, Приобское, Федоровское. Даже несмотря на то, что более 80% нефти Ромашкинского месторождения извлечено, оно по прежнему остается лидером не только в Республике Татарстан, но и в России. Эти месторождения входят в двадцатку крупнейших в мире. Список литературы 1. Березин В.Л. Нефть и газ Западной Сибири. М., 2002; 2. Данилов А.Д., Кистинов В,В, Экономическая география СССР: Учебник для экономических специальностей вузов. М. 1983. С. 3. Кокурин Д., Мелкумов Г. Участники Российского рынка нефти//Российский Экономический Журнал. - 2003. - № 9. 4. Лиухто К. Российская нефть: производство и экспорт//Российский Экономический Журнал. - 2003. - № 9. 5. Матвейчук А.А. Из истории начального периода акционерного учредительства в нефтяной промышленности России // Экономическая история. Обозрение / Под ред. Л.И.Бородкина. Вып. 10. М., 2005. 6. Неверов В. Перспективы нефтяной промышленности Западной Сибири // Деловой мир. 1993. 7. Смирнов А.С. Проблемы нефтяных компаний России // Независимая газета. 1997 г. 8. Степанов М.В. Региональная экономика. - М., 2001; 9. Хрущев А.Т. География промышленности СССР. М. 1986. Шмаров А.И. Нефтяной комплекс России и его роль в воспроизводственном процессе. - М., 2000. 10. http://ru.wikipedia.org/wiki/Нефтяные месторождения России |
| « Пред. | След. » |
|---|
