585

Запасы конденсата сосредоточены в Ямало-Ненецком АО (56 %), в Астраханскойобласти(20 %), вморских акваториях (7 %).

Более 56 % добычи нефти приходится на Ханты-Мансийский АО, где находится 12 месторождений с добычей более 1 млн т в год. Остальная территория Западной Сибири (без ХМАО) добывает около 13 % российской нефти. Волго-Уральский регион добывает около 20 %. Доля морской нефтедобычи в общероссийской составляет 3 % (в основном шельф Сахалина).

Выработанность запасов нефти по РФ достигла 53 %, причем с каждым годом растет доля низкокачественных запасов (мелкие месторождения, сложные геолого-экономические условия, низкодебитные месторождения поздних стадий выработки). Около 29 % запасов относится к трудноизвлекаемым. В текущих запасах 14 % составляют тяжелые нефти, 11 % – высоковязкие нефти, 12 % – высокосернистые.

В нераспределенном фонде РФ находится порядка 600 месторождений, в запасах которых доля рентабельных не более 35 % (лишь 20 объектов имеют запасы более 10 млн т).

Запасы газа категории АВС1 – 48 трлн м3 и С2 – 20 трлн м3. По перспективным ресурсам газа (С3) – 30 трлн м3, по прогнозным ресурсам (D1 + D2) – 122 трлн м3. Для России характерна высокая концентрация запасов природного газа. Так, 71 % запасов сосредоточен в 28 уникальных месторождениях (с балансовыми запасами более 500 млрд м3); 22 % – в 86 крупных месторождениях (75– 500 млрд м3). На долю 700 мелких месторождений приходится лишь 6 % запасов.

Примерно 28 % российских запасов приходится на «сухой» газ сеноманских отложений в Ямало-Ненецком АО. Главные старые месторождения: Уренгойское – добыча газа в 2007 г. 131 млрд м3; Северо-Уренгойское – 10 млрд м3; Ямбургское – 124 млрд м3; Медвежье – 19 млрд м3; новое Заполярное – 99 млрд м3; Юрхаровское (Карское море) – 10 млрд м3.

Холдинг «Газпром» в РФ контролирует 84 % добычи природного газа.

11

Перспективы развития нефтегазодобывающего комплекса России

С целью планирования развития нефгегазового комплекса Министерством энергетики РФ в 2010 г. утверждена «Генеральная схема развития нефтяной отрасли» (до 2020 г.). В ней обосновано, что при сегодняшней налоговой системе 90 % новых и 30 % осваиваемых месторождений нерентабельны. При новой налоговой модели целевой профиль предусматривает добычу нефти в период до

2020 г. на уровне 501–505 млн т.

Добыча нефти для территории России сосредоточена преимущественно на месторождениях с высокой степенью выработки запасов. Фонд скважин по нефти малодебитный, характерна высокая степень обводнения продукции. Например, для Пермского края, который может рассматриваться как типичный «старый» нефтедобывающий район, скважины по обводненности продукции рас-

пределены так: 0–20 % – 14 %; 20–50 % – 12 %; 50–70 % – 14 %; 70–90 % – 48 %, более 90 % – 12 %. Текущие средние дебиты по нефти для месторождений Пермского края находятся преимущественно в диапазонах от 3 до 9 т/сут. В Западной Сибири на 2006 г. средние дебиты составили 11 т/сут, в 1989 г. там же было 22 т/сут,

в 1975 г. – 130 т/сут.

Для сравнения текущие дебиты по нефти в США – 2,5 т/сут, для новых месторождений Казахстана – 150 т/сут, для новых месторождений Саудовской Аравии (2006 г.) – до 1500 т/сут, для новых месторождений шельфа Северного Моря – 400–700 т/сут.

Вобозримом будущем для России высокий уровень добычи нефти будет поддерживаться в основном за счет уникальных месторождений Ханты-Мансийского АО. Доля в российской добыче нефти месторождений Западной Сибири до 2020 г. существенно не уменьшится (около 60 %), затем будет снижаться по причине истощения запасов.

Впериод 2010–2020 гг. добыча нефти должна выйти на свой пик в Ямало-Ненецком округе.

12

ВТимано-Печорской НГП основные перспективы связывают

сНенецким АО, существенное влияние на темпы нефтедобычи может оказать строительство нефтепровода до центра европейской части России и к побережью Баренцева моря.

На юге России после 2015 г. начнется постепенное сокращение объемов добычи нефти.

ВВолго-Уральской НГП в ближайшие 15–20 лет нефтяные и газовые месторождения сохранят свое значение. Заметный рост добычи предполагается только на Оренбургском нефтегазоконденсатном месторождении.

Значительного роста добычи на шельфе морей не предполагается. Исключения – шельф Охотского моря, примыкающей к побережью острова Сахалин, и шельф Каспийского моря.

Основные перспективы добычи в ближайшие 20–25 лет правительство связывает с освоением месторождений южной части Сибирской платформы.

К2030 г. снижение уровня добычи нефти практически неизбежно, при этом Западная Сибирь будет обеспечивать не менее половины российской нефтедобычи.

Добыча газа в России на 90 % сосредоточена в Западной Сибири, в первую очередь в Ямало-Ненецком автономном округе (свыше 80 %). Около 15 % запасов российского «жирного» газа Надым-Пур-Тазовского региона находится в глубоких горизонтах. Здесь необходимы принципиально иные технологии разработки,

всвязи с чем освоение запасов находится в начальной стадии. Роста добычи «жирного» газа можно ожидать только до 2015 г., а затем начнется снижение. На полуострове Ямал сосредоточено 22 % «жирного» газа, в этой труднодоступной территории без инфраструктуры добыча планируется с 2017 г.

На юге России основные перспективы связаны с Астраханским месторождением (добыча 13 млрд м3), однако газ здесь сернистый.

ВВолго-Уральском регионе падение добычи неизбежно, поскольку к 2020 г. Оренбургское месторождение (добыча 18 млрд м3) будет полностью отработано.

13

В восточных регионах (Иркутская область, Дальний Восток, Республика Саха) в ближайшем будущем планируется рост добычи газа.

Некоторые перспективы связывают с шельфом российских морей: Охотское море (добыча 4,7 млрд м3; Лунское – запасы 450 млрд м3), Баренцево море (Штокмановское месторождение с запасами газа 3750 млрд м3), Карское море (добыча 7,2 млрд м3). Правительство планирует вести разработку подобных удаленных месторождений спомощью созданиямеждународных консорциумов.

При условии ввода всех перспективных объектов добыча газа может быть доведена до 940 млрд м3, но на длительный период такой уровень поддержать невозможно, к 2030 г. он снизится до 870 млрд м3. Тем не менее Россия останется крупнейшим мировым производителем газа.

Утилизация попутного нефтяного газа

По экспертным оценкам, длительное время в России ежегодно

дится в недрах, оно принадлежит государству. Недропользователь становится собственником полезного ископаемого после его добычи и правомочен использовать его полностью по своему усмотрению.

Экономические расчеты показывают, что на объектах с годовой добычей попутного газа менее 25 млн м3 резко увеличивается себестоимость НПГ. При годовой добыче НПГ менее 5 млн м3 процесс убыточен, а при годовой добыче НПГ менее 1 млн м3 предприятию выгоднее платить штрафы.

В США НПГ давно используется для закачки в нефтяные пласты с целью повышения коэффициента извлечения нефти. Одним из перспективных методов повышения нефтеизвлечения является водогазовое воздействие. Другой путь использования НПГ – это строительство газотурбинных электростанций. В ряде регионов такая энергия обходится нефтяникам в 1,5 раза дешевле, чем покупная. В среднем по России до 35 % НПГ утилизируется на газоперерабатывающие заводы, 45 % идет на собственные нужды.

Тема 3. КОНТРОЛЬ И ПОЛИТИКА ГОСУДАРСТВА В СФЕРЕ НЕДРОПОЛЬЗОВАНИЯ

Лекция – 2 часа

Недра – собственность государства

Законодательство Российской Федерации о недрах основывается на Конституции Российской Федерации и состоит из закона «О недрах» и принимаемых в соответствии с ним других федеральных законов и иных нормативных правовых актов, а также законов и иных нормативных правовых актов субъектов РоссийскойФедерации.

Ст. 1–2 закона «О недрах» посвящена определению собственности на недра и содержит следующую формулировку: «Недра в границах территории Российской Федерации, включая подземное пространство и содержащиеся в недрах полезные ископаемые, энергетические и иные ресурсы, являются государственной собственностью». Как собственник недр, государство ежегодно ведет учет принадлежащих ему полезных ископаемых.

С целью учета состояния минерально-сырьевой базы (МСБ) ведется государственный баланс запасов полезных ископаемых. Он содержит сведения о количестве, качестве и степени изученности запасов месторождений каждого вида полезных ископаемых, имеющих промышленное значение, а также об их размещении, степени промышленного освоения, добыче, потерях и обеспеченности промышленности разведанными запасами.

Для извлечения полезных ископаемых из недр государство может отдавать месторождения в пользование. Права и обязанности пользователя недр возникают с момента получения лицензии. За использованием недр государство осуществляет оперативный контроль.

Задачей государственного контроля является обеспечение соблюдения установленного порядка пользования недрами, законода-

16

тельства, утвержденных стандартов в области геологического изучения, использования и охраны недр, правил ведения государственного учета и отчетности.

Государственный контроль за геологическим изучением, рациональным использованием и охраной недр осуществляется органами государственного геологического контроля и органами государственного горного надзора во взаимодействии с природоохранными и иными контрольными органами.

Состояние и перспективы развития минерально-сырьевого комплекса России в значительной мере определяются «Основами государственной политики в области использования МСР и недропользования» (утв. МПР в 2003 г.). Основные принципы этого документа:

–сохранение государственной собственности на недра и содержащиеся в них минерально-сырьевые ресурсы;

–предоставление прав пользования недрами на состязательной (конкурсной, аукционной) основе;

–установление четкого разграничения полномочий между РФ

иее субъектами в сфере недропользования и охраны недр;

–формирование федерального фонда резервных месторождений полезных ископаемых;

–стимулирование перехода экономики РФ на ресурсосберегающие технологии, рациональное и комплексное использование минерального сырья при его добыче и переработке.

Органами исполнительной власти осуществляетсярегулирование сферы недропользования в соответствии с долгосрочной, среднесрочными и краткосрочными программами геологического изучения недр

ивоспроизводства МСБ. В действующей долгосрочной программе развитияпроизведены расчеты напериод до 2030 г.

Государственная политика в сфере недропользования постоянно совершенствуется путем издания федеральных законов. Например, в 2008 г. в законе РФ «О недрах» установлены критерии отнесения объектов к участкам недр федерального значения (перечень около 1000 объектов):

17

–земельныеучасткиизсостава земельобороны, безопасности;

–внутренние морские воды, воды территориального моря, континентального шельфа РФ (здесь наиболее жесткие условия – не менее 5 лет освоения российского шельфа и 50 % государственного капитала);

–содержащие месторождения и проявления урана, алмазов, никеля, кобальта, металлов платиновой группы и т.д.;

–участки с извлекаемыми запасами нефти – от 70 млн т; газа – от 50 млрд м3; коренного золота – от 50 т; меди – от 500 тыс. т.

Введены ограничения доступа юридических лиц с участием иностранных инвесторов к пользованию участками федерального значения. Применительно к участкам федерального значения решения утверждают не Роснедра, а Правительство РФ.

Ранее согласно законодательству предприятия компенсировали государству затраты на открытие месторождения («исторические затраты»). Сегодня они учитываются при разовом платеже за пользование недрами.

Определение рациональной разработки

Рациональная разработка – это ведение разработки, обеспечивающее достижение максимальной полноты извлечения углеводородов из месторождения при наилучших экономических показателях и обеспечении сохранности недр и окружающей среды. Организация рационального извлечения запасов является оптимизационной задачей, решаемой при составлении проектно-технологической документации (ПТД).

Государственная экспертиза ПТД является для недропользователя платной вне зависимости от величины запасов и осуществляется ФГУ «Экспертнефтегаз».

Если руководствоваться только критерием полноты выработки запасов, то теоретически за счет бесконечного увеличения фонда скважин может быть получен коэффициент извлечения нефти (КИН), приближающийся к единице. Очевидно, что экономически такой подход неприемлем. Если, напротив, учитывать только эко-

18

номическую эффективность, то выборочно отрабатываться будут запасы наиболее продуктивных участков месторождений. Это входит в противоречие с требованиями закона «О недрах». Таким образом, приразработке ПТД необходимкомплексный всестороннийподход.

К условиям, определяющим рациональную разработку залежей и эксплуатацию скважин с соблюдением требований охраны недр и окружающей среды, относятся:

–равномерное разбуривание залежей, исключающее выборочную отработку запасов;

–минимальный уровень забойных давлений добывающих скважин, исключающий возможные смятия колонн и нарушения целостности цементного камня за эксплуатационной колонной;

–заданные давления на линии нагнетания или на устье нагнетательных скважин;

–предусмотренные проектным документом способы эксплуатации скважин;

–запроектированные мероприятия по регулированию разработки (отключение высокообводненных скважин, перенос фронта нагнетания, нестационарное воздействие и т.п.);

–допустимая скорость фильтрации в призабойной зоне (в условиях разрушения пород-коллекторов);

–допустимые дебиты скважин или депрессии (в условиях образования водяных или газовых конусов, песчаных пробок);

–допустимый максимальный газовый фактор по скважинам (в условиях газовой или газоводяной репрессии на пласт).

В большинстве случаев эти решения приходится принимать

вусловиях неполной достоверности информации. Ошибки, которые могут быть допущены при проектировании, приводят к финансовым потерям инвестора и к снижению полноты выработки запасов. Минимизация рисков зависит от опыта и уровня квалификации инженеров-проектировщиков. Мировой опыт в разработке ПТД показывает, что для достижения необходимой для самостоятельной

Основные руководящие документы при разработке ПТД

Требования руководящих документов (РД) обязательны к выполнению при проектировании разработки нефтяных и газовых месторождений.

Закон «О недрах» содержит правовые и экономические основы комплексного рационального использования и охраны недр, обеспечивает защиту интересов государства и граждан РФ, а также прав пользователей недр.

РД «Правила разработки нефтяных и газонефтяных месторождений» является основным практическим руководством для разработчиков ПТД. В нем сформулированы современные нормы и требования к разведке, подсчету запасов и промышленной разработке нефтяных и газонефтяных месторождений, к строительству, технологии и технике эксплуатации скважин и других нефтегазопромысловых сооружений, охране недр и окружающей среды.

РД «Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений» определяет структуру и содержание проектных документов на промышленную разработку. Включает общие требования к содержанию технического задания на проектирование, составлению проектных документов, содержанию и оформлению всех составляющих их частей и разделов. РД предусматривает использование при составлении проектных документов современных достижений трехмерной сейсморазведки, математического моделирования геологических объектов и процессов их разработки, компьютерных технологий.

РД «Методические указания по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений» устанавливает методические основы геолого-промыслового анализа разработки нефтяных и газонефтяных месторождений.

РД «Регламент по созданию постоянно действующих геологотехнологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений» детализирует требования к постоянно действующим геологотехнологическим моделям нефтяных и газонефтяных месторождений, применяемым при составлении проектных документов.

20