Экологические проблемы нефтяной отрасли

Кроме экономических, следует учитывать экологические проблемы, основными из которых являются:

1. Загрязнение атмосферы

Запах нефтепродуктов в виде паров бензина, а также продуктов его неполного сгорания известен каждому. Острые случаи отравления парами нефтепродуктов достаточно редки. Хроническое их воздействие не относится к факторам, улучшающим здоровье. И хотя оно, как правило, не дает острых и очевидных эффектов, местное население, вынужденное вдыхать в себя эти «ароматы», достаточно активно протестует. Часто бывают очень загрязнены окрестности нефтеперегонных заводов, нефтехранилищ, нефтебаз, бензоколонок, автохозяйств, крупных автостоянок.

Взаимодействие летучих углеводородов, входящих в состав нефти и нефтепродуктов, окислов азота и ультрафиолетового излучения приводит к образованию смога. В таких случаях количество серьезно пострадавших может составлять тысячи человек.

2. Загрязнение вод

Общеизвестными случаями печальных последствий воздействия нефти и нефтепродуктов на окружающую природную среду является загрязнение вод, из которых самым тяжелым является загрязнение толстым слоем в местах разливов нефти. Это может произойти при авариях танкеров и разрывов на трубопроводах. Жуткие картины гибнущих в нефти животных и птиц многократно демонстрировались в средствах массовой информации.

В некоторых случаях слой нефтепродуктов на водной поверхности может оказаться огнеопасным. Известны случаи загорания прудов отстойников на нефтеперерабатывающих заводах. Нефть и нефтепродукты способны растекаться по поверхности воды тонким слоем, покрывая огромные поверхности. Все видели радужные пленки нефти на поверхности дождевых потоков, стекающих с поверхности автодорог. Такие пленки резко затрудняют поступление кислорода из атмосферы и понижают его содержание в воде. Кроме того, нефтепродукты в воде оказывают прямое токсическое действие на рыбу, резко ухудшают ее вкусовые качества.

3. Загрязнение грунтов

В отличие от воды на поверхности почвы нефть, как правило, не образует больших растеканий. Определенную опасность представляет вариант загорания пропитанных нефтью и нефтепродуктами грунтов.

Основные же экологические проблемы при попадании нефти на землю связаны с грунтовыми водами. После просачивания до их поверхности, нефть и нефтепродукты начинают образовывать плавающие на воде «линзы». Эти «линзы» могут мигрировать, вызывая загрязнение водозаборов, поверхностных вод. Одним из наиболее крупных примеров такого рода является ситуация в окрестностях г. Грозного в Чечне, под которым на глубине несколько метров образовалась огромная «линза» нефти и нефтепродуктов. Такие ситуации наблюдаются в окрестностях ряда нефтеперерабатывающих заводов, нефтебаз, военных аэродромов.

Перспективы развития нефтяной отрасли

Перспективные уровни добычи нефти в России определяются в основном следующими факторами: спросом на жидкое топливо и уровнем мировых цен на него, развитостью транспортной инфраструктуры, налоговыми условиями и научно-техническими достижениями в разведке и разработке месторождений, а также качеством разведанной сырьевой базы. Перспективные объемы добычи нефти в России  до 520 млн т к 2020 году.

Месторождения

1. Юрубчено-Тохомское месторождение (ОАО «Роснефть»)

Юрубчено-Тохомское месторождение получило в 2009 г. новую жизнь. Нефтяники надеются, что через несколько лет оно будет известно не менее чем Ванкор. Ведь сейчас об этой местности знают, лишь благодаря Тунгусскому метеориту, который упал в этом же районе. В августе на Юрубчене пробурили две новые скважины и доказали, что «черного золота» здесь хватит на много лет вперед, хотя добыть его не так-то просто. «Роснефть» собирается извлекать из эвенкийских недр ежегодно до 10 млн тонн.

Компания уже получила положительное заключение госэкспертизы на строительство 600-километрового нефтепровода, который в будущем позволит транспортировать эвенкийскую нефть в Азию. Уже сегодня Юрубчено-Тохомское месторождение после Ванкора самое крупное в регионе.

Добываемая на этом месторождении нефть совместно с уже освоенными месторождениями Восточной Сибири  Верхнечонское («Роснефть» совместно с «ТНК-ВР»), Ванкорское («Роснефть»)  обеспечивает заполнение магистрального трубопровода Восточная Сибирь – Тихий океан, который позволяет России диверсифицировать направления поставки нефти и существенно расширить свое присутствие на рынках стран азиатско-тихоокеанского региона (АТР).

2. Шельф Черного моря («Роснефть»), где первая разведочная скважина может быть пробурена уже в 2011 году.

3. «Сахалин  3» и «Сахалин  5» («Роснефть» на основе акционерных операционных соглашений с зарубежными партнерами).

4. Имилорское нефтяное месторождение^*  гигантское стратегическое месторождение  («Газпромнефть») в Ханты-Мансийском автономном округе (ХМАО) с извлекаемыми запасами почти 200 млн тонн.

5. Новопортовское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в Ямало-Ненецком автономном округе. Извлекаемые запасы нефти  около 238 млн т, конденсата  около 13 млн тонн.

6. Ванкорское месторождение  перспективное нефтегазовое месторождение в Красноярском крае России вместе с Лодочным, Тагульским и Сузунским месторождениями входит в Ванкорский блок. Расположено на севере края, включает в себя Ванкорский (Туруханский район Красноярского края) и Северо-Ванкорский (расположен на территории Таймырского (Долгано-Ненецкого) автономного округа) участки. Собственник – ОАО «Роснефть».

Извлекаемые запасы нефти  524 млн тонн. Проектная мощность  14 млн т нефти в год  ожидается к 2012 году. Нефть будет поступать в нефтепровод ВСТО для экспорта в АТР.

Нефтепроводы

1. Проект «Балтийская трубопроводная система» (рис. 4.35).

26 ноября 2008 г. Председателем Правительства РФ Владимиром Путиным было подписано распоряжение № 1754-р о проектировании и строительстве в два этапа «Балтийской трубопроводной системы – 2» по маршруту г. Унеча (Брянская область)  г. Усть-Луга (Ленинградская область) пропускной способностью до 50 млн т нефти в год, включая: первый этап  строительство первого пускового комплекса пропускной способностью до 30 млн т нефти в год с началом транспортировки нефти в III квартале 2012 г.; второй этап  строительство второго пускового комплекса с доведением пропускной способности до 50 млн т нефти в год.

Первая очередь Балтийской трубопроводной системы (БТС), спроектированная и построенная отечественными специалистами, была успешно введена в эксплуатацию в декабре 2001 года. Это позволило создать новое независимое российское экспортное направление по транспортировке нефти через новый, также построенный «Транснефтью», специализированный морской порт Приморск производительностью 12 млн т нефти в год. Впоследствии мощность БТС в короткие сроки последовательно наращивалась  до 18, а затем до 30, 42, 62 млн тонн. К концу 2006 г. Приморск уже был способен переливать в танкеры около 75 млн т нефти.

В настоящее время Приморск  крупнейший в России порт по отгрузке нефти на экспорт. В ближайшей перспективе его мощность может быть увеличена до 120 млн тонн. При этом Приморск, по оценкам независимых международных экспертов, самый чистый и экологически безопасный в мире нефтепорт. Здесь действует высокоэффективная система экологической защиты, установлен исключительно жесткий контроль состояния балластных вод, сбрасываемых с танкеров.

БТС ориентирована на новое экспортное направление для транспортировки российских нефти Тимано-Печерского региона, Западной Сибири и Урало-Поволжья с вовлечением сырья из стран СНГ, что в полной мере отвечает задачам, поставленным Президентом и Правительством Российской Федерации, экономическим и стратегическим интересам России. Реализация проекта позволила переключить значительную часть отечественного экспорта углеводородного сырья на российские порты, что исключает зависимость российской внешней торговли от транзитных государств.

2. Нефтепровод «Восточная Сибирь  Тихий океан» (ВСТО) (рис. 4.36)

Восточный нефтепровод ВСТО  строящийся нефтепровод, который должен соединить нефтяные месторождения Западной и Восточной Сибири с нефтеналивным портом Козьмино в заливе Находка и нефтеперерабатывающим заводом под Находкой, что позволит России выйти на рынки США и стран Азиатско-Тихоокеанского региона. Планируемая общая протяженность трубопровода  4188 километров. Оператор нефтепровода  государственная компания «Транснефть».

28 декабря 2009 г. была запущена первая очередь проекта (ВСТО  1)  трубопровод от Тайшета (Иркутская область) до Сковородино (Амурская область) длиной 2694 километров. Мощность первой очереди ВСТО  30 млн т в год. Половина прокачанной нефти будет отправляться по железной дороге в конечную точку нефтепровода  спецморнефтепорт Козьмино (Приморский край). Еще 15 млн т в год будет поставляться в Китай по строящемуся ответвлению от Восточного нефтепровода в районе Сковородино.

АК «Транснефть» подготовила декларацию о намерениях по реализации второго этапа нефтепровода ВСТО  2, предполагающего увеличение мощности системы с 30 до 80 млн т нефти в год.

По оценкам «Транснефти», вывод ВСТО на полные 80 млн т будет происходить последовательно: в период 2010-2012 гг.  до 30 млн т, к 2016 г.  до 50 млн т, к 2025 г.  до 80 млн т нефти. Причем выход ВСТО на полную мощность зависит от возможностей сырьевой базы (объединенный Красноярский край, Иркутская область, Республика Саха, а также территориально приближенные к системе месторождения Томской области и, при определенных условиях, юго-восток Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов).

Международное сотрудничество

1. ОАО «НК Роснефть»

16 октября 2006 г. президент ОАО «НК «Роснефть» Сергей Богданчиков и президент концерна «China National Petroleum Corporation» («CNPC») Чэнь Гэн (Chen Geng) подписали протокол о создании ООО «Восток Энерджи». Уставный капитал «Восток Энерджи» определен в размере 10  млн  рублей. 51 % участия в компании будет принадлежать «Роснефти», а  49 %  «CNPC». Совет директоров предприятия будет состоять из пяти человек, из которых  три представителя «Роснефти», два  «CNPC».

Основными целями создания совместного предприятия являются обеспечение геолого-поисковых и разведочных работ на территории Российской Федерации, поиск месторождений полезных ископаемых, получение лицензий на различные виды пользования недрами.

Кроме того, «Восток Энерджи» намерен вести добычу и реализацию полезных ископаемых, внедрять новые технологии, позволяющие повысить эффективность разведки и добычи. В дальнейшем деятельность компании будет способствовать росту иностранных инвестиций в Российскую Федерацию, а также созданию новых возможностей трудоустройства российских граждан.

В 2010-2012 гг. «Роснефть» (в лице дочернего ООО «РН-Абхазия») намерена построить в республике восемь современных автозаправочных комплексов (АЗК), оборудованных магазинами и автоматическими мойками. Первые три «заправки» планировалось сдать в эксплуатацию до конца 2011 года. Инвестиции компании в строительство розничной сети в Абхазии до 2012 г. включительно составят около 1 млрд рублей.

2. ОАО «Газпром»

Группа «Газпром», а также некоторые зависимые общества являются участниками ряда зарубежных проектов (рис. 4.37), в рамках которых осуществляется геологоразведочные работы и добыча углеводородного сырья.

«Газпром» проводит геологоразведочные работы на шельфе Индии и  Вьетнама, Ливии и Венесуэлы, а также в Алжире, Узбекистане, Кирги-зии и Таджикистане.

Вошедшей в группу в феврале 2009 г. дочерней компанией «NIS» (Сербия) за 2010 г. добыто 1,26 млн т нефтяного эквивалента (на 43,7%, или на  0,38 млн т больше, чем в 2009 г.), с учетом добычи нефти  1 млн т (в 2009 г.  0,7 млн т).

Компанией «Gas Project Development Central Asia AG» (доля группы 50 %) совместно с дочерним обществом ЗАО «Газпромзарубежнефтегаз» реализуется проект разработки месторождения Шахпахты в Узбекистане, в рамках которого общее количество добытого газа за период с августа 2004 г. по апрель 2011 г. составило более 1,7 млрд м³.

Кроме того, в соответствии с соглашением между ОАО «Газпром» и НХК «Узбекнефтегаз» разработана и реализуется поэтапная программа геологоразведочных работ на блоках Устюртского региона Узбекистана. В мае 2009 г. на плато Устюрт было открыто газовое месторождение Джел.

На территории Ливии в рамках нефтяных концессий C96 и C97, принадлежащих зависимой компании «Wintershall AG» (доля «Газпрома» 49 %), в 2010 г. обеспечена добыча в объеме 1,92 млн т нефти, 0,1 млн т  конденсата и 227 млн м³ газа.

В июне 2009 г. ОАО «Газпромнефть» приобрело 20%-ю долю в уставном капитале ООО «Национальный нефтяной консорциум», созданного для реализации нефтедобывающих проектов в Латинской Америке пятью крупными российскими нефтяными компаниями с равными долями участия. Одним из таких проектов является проект «Хунин  6», который предполагает освоение месторождения тяжелой нефти реки Ориноко на территории Венесуэлы. В 2010 г. «Газпромнефть» назначена компанией-лидером проекта «Хунин  6». В сферу ответственности компании-лидера входит подготовка окончательного инвестиционного решения по дальнейшей разработке месторождения «Хунин  6».

В декабре 2009 г. ОАО «Газпромнефть» стало крупнейшим участником консорциума по разработке месторождения Бадра в Ираке. По предваритель-ным данным, геологические запасы нефти на  месторождении Бадра могут составить около 3 млрд баррелей (более 412 млн т). Доля компании в проекте составляет 30 %.

В 2010 г. «Газпромнефть» заключила соглашение о разработке двух морских блоков в Экваториальной Гвинее, а также соглашение с малазийской компанией «Petronas» о вхождении в проект разведки и последующей разработки четырех блоков, расположенных на шельфе Кубы.

В марте 2010 г. силами «Газпрома» началось бурение первой поисковой скважины на периметре лицензионного участка Эль-Ассель в бассейне Беркин в Алжире, а в ноябре 2010 г. там были открыты первые запасы нефти и газа. 

Рис. 4.37. Основные проекты Группы «Газпром» в области разведки и добычи углеводородного сырья за рубежом

3. ОАО «Лукойл»

Добыча нефти по международным проектам в доле группы «Лукойл» составила 5 747 тыс. т, что на 8,5 % больше по сравнению с 2008 годом. Рост объемов добычи был в основном обеспечен проектами Тенгиз, КаракудукМунай и Карачаганак в Казахстане.

Проходка в эксплуатационном бурении по международным проектам компании составила 355 тыс. м, что на 40 % меньше по сравнению с 2008 годом. Снижение объемов объясняется сокращением затрат на финансирование программы бурения, однако приоритетные проекты разработки продолжали активно развиваться (Карачаганак, Кумколь, Кондор). Эксплуатационный фонд нефтяных скважин составил 1 522 скважины, фонд скважин, дающих продукцию, – 1 345. По международным проектам, в которых участвует группа, было введено в эксплуатацию 270 новых добывающих скважин. Их средний дебит составил 43,4 т/сут.

В 2009 г. консорциум в составе группы «Лукойл» и норвежской компании «Statoil» стал победителем тендера на право освоения месторождения Западная Курна-2 в Ираке. Оно является одним из крупнейших в мире неразрабатываемых месторождений и находится на юге Ирака, в 65 км к северо-западу от крупного портового города Басра.

Извлекаемые запасы месторождения составляют около 13 млрд баррелей. Основные продуктивные горизонты месторождения – Мишриф, Ямама, Хасиб, Маудуд, Зубейр. Более 90 % запасов сосредоточены в залежах Мишрифа и Ямамы. Месторождение было открыто в 1973 году. Его геологоразведка (сейсмика-2D и бурение разведочных скважин) производилась советскими геологическими и сервисными организациями.