В Торгово-промышленной палате Российской Федерации прошло
расширенное заседание Комитета ТПП РФ по энергетической
стратегии и развитию ТЭК, Союза нефтегазопромышленников
России, Научного совета РАН по геологии и разработке нефтяных
и газовых месторождений на тему: "Стратегия и проблемы
развития Западно-Сибирского нефтегазового комплекса на современном
этапе".
В работе заседания приняли участие вице-президент ТПП
РФ Сергей Катырин; председатель Комитета ТПП РФ по энергетической
стратегии и развитию ТЭК Юрий Шафраник; заместитель председателя
Комитета ТПП РФ по энергетической стратегии и развитию топливно-энергетического
комплекса, президент Союза нефтегазопромышленников России
Геннадий Шмаль; председатель Научного совета РАН по проблемам
геологии и разработке месторождений нефти и газа, академик
Алексей Конторович; первый заместитель председателя Комитета
Госдумы по энергетике ФС РФ Леонид Симановский; инженерно-технические
работники нефтегазового комплекса, руководители и специалисты
нефтегазовых компаний и недропользовательских организаций.
РЕШЕНИЕ
расширенного заседания Комитета Торгово-промышленной палаты
Российской Федерации
по энергетической стратегии и развитию ТЭК, Союза нефтегазопромышленников
России,
Научного совета РАН по геологии и разработке нефтяных и
газовых месторождений.
Участники заседания отмечают, что нефтегазовый комплекс
России уверенно преодолевает последствия глобального экономического
и финансового кризиса. В 2010 г. добыто нефти и газового
конденсата 505 млн т., что составляет 102,2%, газа - 650
млрд м3, что составляет 111,5% к итоговым показателям 2009
г. При этом основная часть добытых объёмов приходится на
Западно-Сибирский нефтегазовый комплекс, который в последние
годы обеспечивает добычу свыше 68% всей российской нефти
и не менее 93% российского газа.
За прошедшие 20 лет значительно расширилась география
добычи нефти и газа в Западной Сибири. В Ханты-Мансийском
автономном округе введено в разработку Приобское месторождение
с извлекаемыми запасами нефти более 2,4 млрд т. В число
нефтедобывающих территорий региона вошли юг Тюменской области,
Новосибирская и Омская области. В Ванкорско-Сузунском нефтеносном
районе Западно-Сибирской провинции (Красноярский край -
левобережье р. Енисей) открыто и введено в разработку в
2009 году Ванкорское месторождение, на котором добыча нефти
в 2010 году превысила 12,5 млн т.
В разработку введено большое количество газовых месторождений
в Надым-Пурском междуречье Ямало-Ненецкого автономного округа.
Интенсивно ведется подготовка к вводу в разработку Бованенковского
месторождения на Ямале.
Вместе с тем в развитии Западно-Сибирского нефтегазового
комплекса проявились и накапливаются негативные тенденции.
В Ямало-Ненецком автономном округе с 2004 г. по 2009 г.
произошло падение добычи нефти с 53,3 млн т. до 35,3 млн
т. В ХМАО добыча нефти с 2007 г. по 2009 г. упала с 280,0
млн т. до 270,4 млн т. В результате доля Тюменской (с округами)
и Томской областей в российской добыче нефти снизилась с
71% в 2004 г. до 65,3% в 2009 г.
В регионе происходит определённое ухудшение структуры запасов
нефти. На основании этого появились поспешные заявления,
что 30% запасов на разрабатываемых месторождениях и 90%
запасов на новых месторождениях нерентабельны для разработки.
Аналогичные оценки состояния сырьевой базы имели место в
кризисные девяностые годы, когда утверждалось, что нерентабельным
для разработки является и Приобское месторождение. Последующая
практика опровергла это, но на основе подобных заключений
были списаны с государственного баланса огромные запасы
нефти.
Дальнейший рост добычи нефти в указанных округах сдерживает
отсутствие открытых и законченных разведкой крупных нефтяных
месторождений, которые не введены в разработку. Вместе с
тем, запасы категорий А+В, частично С1 (proof - по западным
стандартам) на разбуренных эксплуатационным бурением частях
месторождений составляют около 55%. Это означает, что в
указанном регионе на ближайшие 5-7 лет имеются потенциальные
возможности для поддержания и даже наращивания добычи.
В условиях ограниченных перспектив открытия новых крупных
нефтяных месторождений, а также отсутствия четкой ориентации
экономической политики страны на ресурсосбережение особо
острой является проблема повышения эффективности поисков,
разведки, добычи и переработки нефти.
Согласно существующим оценкам МПР России, в Западной Сибири
остаются не выявленными значительные ресурсы нефти и газа.
Однако они пока не обеспечены строго научным подтверждением.
В частности, неоднократно заявлялось, что огромные прогнозные
ресурсы нефти связаны с баженовской свитой, комплексами
нижней и средней юры, палеозоя. Остается неясным, насколько
достоверны эти оценки и могут ли они быть основой для перспективного
прогнозирования.
Минприроды России и Агентство по недропользованию - Роснедра
ведут в настоящее время переоценку ресурсов углеводородов,
но методика этой переоценки не разработана, применяется
в замкнутой системе отраслевых институтов Роснедр. До сих
пор нет понимания, как будет осуществляться экспертиза этой
оценки.
Главной проблемой, которая начинает сдерживать развитие
добычи нефти в провинции, является совершенно недостаточный
уровень геологоразведочных работ. Деятельность недропользователей
по выявлению и подготовке запасов нефти является неудовлетворительной.
Приросты запасов нефти за последние полтора десятилетия
не обеспечивают устойчивую работу нефтяного комплекса России
на перспективу, что неизбежно приведет к падению добычи
нефти в стране.
Единственной формой государственного регулирования подготовки
запасов нефти и газа недропользователями являются лицензионные
соглашения как неотъемлемая часть лицензий. Существующая
практика формирования лицензионных соглашений и предусмотренная
ФЗ "О недрах" процедура их корректировки не позволяют
государству управлять воспроизводством минерально-сырьевой
базы и, как следствие, строить долгосрочную энергетическую
стратегию. В опубликованных материалах по Генеральной схеме
развития нефтяной отрасли о воспроизводстве минерально-сырьевой
базы и перспективах ввода в разработку не открытых на сегодня
месторождений нефти и газа ничего не сказано.
Требуют особого внимания инновационные исследования и инжиниринговые
работы, направленные на увеличение коэффициента извлечения
нефти. В "Энергетической стратегии России до 2030 г."
предусмотрено увеличение коэффициента нефтеотдачи от 0,30
в 2008 г. до 0,35-0,37 в 2030 г. Однако конкретные пути
повышения эффективности разработки нефтяных месторождений
проработаны слабо. В средствах массовой информации нередко
высказываются мнения, что применение гидроразрыва пластов,
внутриконтурного и законтурного заводнения ведет к хищнической
разработке нефтяных месторождений, снижает конечный коэффициент
извлечения нефти. Минэнерго РФ и его структуры совместно
с нефтяными компаниями должны дать ясные и однозначные ответы
на вопрос, по каким направлениям будут развиваться технологии
добычи нефти в Западной Сибири в период до 2030 г.
По-прежнему неудовлетворительно осуществляется утилизация
и квалифицированное использование попутного нефтяного газа.
Не организована единая система его сбора. Значительная часть
газа сжигается в факелах. Мощности по переработке попутного
газа с разделением на энергетический газ - метан с выделением
этана и пропан-бутановой фракции как сырья для нефтехимии
не обеспечивают эффективное использование попутного нефтяного
газа с созданием на его основе продукции с высокой добавленной
стоимостью.
Остаётся острой проблема низкой глубины переработки нефти
на большинстве нефтеперерабатывающих заводов России, для
которых характерны высокий износ основных фондов и производство
нефтепродуктов, не соответствующих европейским и мировым
стандартам качества. Одно увеличение глубины переработки
нефти с 0,70 до 0,85-0,90 дало бы дополнительно в период
до 2030 г. качественных нефтепродуктов эквивалентно добыче
750-800 млн т. нефти, что соответствует открытию, разведке
и вводу в разработку гигантского нефтяного месторождения.
Развитие газовой отрасли Западно-Сибирского комплекса идёт
более устойчиво. Она развивается планомерно, имеет надежную
сырьевую базу, которая успешно пополняется. Однако в связи
с постепенным исчерпанием запасов сухого метанового газа
в гигантских сеноманских залежах Надым-Тазовского междуречья
перед газовой промышленностью Западной Сибири, и в первую
очередь перед ОАО "Газпром", встают сложные задачи,
требующие капиталоёмких инновационных решений
Для поддержания и наращивания уровней добычи газа в Западной
Сибири в условиях падающей добычи в Надым-Тазовском междуречье
необходимо вводить в разработку газовые месторождения полуострова
Ямал. Решение о вводе в разработку этих месторождений давно
принято, но реализация его идет медленнее, чем намечалось.
В определенной мере это объясняется влиянием глобального
экономического кризиса и связанными с ним колебаниями спроса
на газ на западноевропейском рынке. Однако затягивание сроков
реализации проекта снижает его экономическую эффективность,
ведет к замораживанию вложенных средств.
Второе направление работ по поддержанию и наращиванию уровней
добычи газа в Ямало-Ненецком автономном округе - это ввод
в разработку залежей жирного конденсатного газа нижнего
мела. Одновременно с решением этой задачи в синхронном режиме
должны быть созданы мощности по переработке жирного газа
с выделением конденсата, этана и пропан-бутановой фракции,
продуктопроводы и нефтехимические предприятия как в Западной
Сибири, так и за ее пределами. Расчеты Сибирского отделения
РАН показывают, что прогнозируемые объемы добычи жирного
газа, предусмотренные в Генеральной схеме, достаточны для
создания крупнейших в мире нефтехимических кластеров. Минэнерго
России в рамках разработки Генеральной схемы развития газовой
отрасли проектирует это направление, однако опубликованные
материалы позволяют предполагать, что в них заложены заниженные
мощности предприятий по газопереработке и нефтехимии. Это
может привести к неквалифицированному использованию жирного
газа в масштабах во много раз больших, чем это имеет место
с попутным нефтяным газом, либо к сдерживанию роста добычи
газа из нижнемеловых залежей.
Необходимо заранее определить порядок формирования цен
на сырье для нефтехимии на внутреннем рынке, чтобы обеспечить
приемлемые и экономически обоснованные цены на сырье для
нефтехимии и не погубить интерес инвесторов к её развитию.
В частности, такая практика реализована в Катаре.
В связи с заявленными планами доведения добычи газа в Российской
Федерации до 1 трлн м3 в год необходимо существенно усилить
работы по воспроизводству минерально-сырьевой базы газовой
промышленности.
Участники заседания отмечают:
1. Западно-Сибирский нефтегазовый комплекс при принятии
необходимых мер может быть как минимум до 30-40-х годов
XXI века главной базой России по добыче нефти и газа. Состояние
запасов и прогнозных ресурсов нефти и газа позволяют при
условии правильной и последовательной политики в области
недропользования и партнерского взаимодействия государства
и бизнеса обеспечить в провинции (включая левобережье р.
Енисей в Красноярском крае, Обскую и Тазовскую губы, Енисейский
залив) добычу нефти и газового конденсата на уровне 340-350
млн т. в год и газа на уровне 650-700 млрд м3 в год.
2. Главными направлениями Западно-Сибирского нефтегазового
комплекса и нефтяных компаний, работающих в нем, в области
увеличения добычи нефти является развитие геологоразведочных
работ, в первую очередь поискового и разведочного бурения,
переход на инновационные технологии по добыче с целью значительного
увеличения коэффициента извлечения нефти.
3. Основными проблемами ОАО "Газпром" и других
компаний, ведущих добычу газа в регионе, является ввод в
разработку Бованенковского и других месторождений полуострова
Ямал, освоение нижнемеловых залежей жирного конденсатного
газа в Надым-Пурском междуречье и синхронизованное с ним
развитие объектов газопереработки, систем продуктопроводов
и нефтехимических кластеров.
4. Ключевая проблема успешного развития Западно-Сибирского
нефтегазового комплекса состоит в коренном изменении сложившейся
практики недропользования. Необходимо обеспечить расширенное
воспроизводство минерально-сырьевой базы, обеспечивающее
приросты запасов категории С1, превосходящие уровни добычи
как минимум в полтора-два раза. Компании нефтегазового комплекса
должны постоянно взаимодействовать с отечественной и зарубежной
наукой, обеспечить широкое внедрение новейших геологических,
геохимических, геофизических технологий поиска и разведки
нефтяных и газовых месторождений, значительное увеличение
объемов геофизических работ и, особенно, глубокого бурения.
Рекомендации:
1. Минприроды России, Роснедрам:
- совместно с нефтяными и газовыми компаниями разработать
программу лицензирования недр, внедрения в геологоразведочную
практику новейших геологических геофизических и геохимических
методов ведения геологоразведочных работ, проведения геологоразведочных
работ на распределенном фонде недр в объемах, безусловно
обеспечивающих расширенное воспроизводство минерально-сырьевой
базы нефтяной и газовой промышленности Западной Сибири;
- обратить особое внимание на своевременное и качественное
завершение выполняемой в настоящее время по заказу Роснедр
количественной оценки перспектив нефтегазоносности Западной
Сибири и других регионов России. При этом оценка должна
быть доведена до каждого распределенного и проектируемого
к лицензированию участка недр, учитывать риски при проведении
геологоразведочных работ, обеспечить авторитетную, качественную
и независимую экспертизу выполненной оценки. В свою очередь,
оценка должна явиться надежной базой для стратегического
проектирования развития нефтегазового комплекса России.
2. Минэнерго России совместно с нефтяными компаниями, ведущими
добычу нефти в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции,
и ЦКР Роснедр по УВС подготовить программу работ отдельных
компаний и по региону в целом по внедрению новейших технологий
увеличения коэффициента нефтеотдачи, обеспечивающих достижение
к 2020 г. и к 2030 г. значений коэффициента нефтеотдачи,
предусмотренных в "Энергетической стратегии России
до 2030 г."
Поставить перед Правительством РФ вопрос о значительном
повышении статуса ЦКР.
3. Придавая стратегическое значение диверсификации газовой
промышленности ЯНАО за счет расширения добычи жирного конденсатного
газа, развития газопереработки, производства сжиженного
природного газа (СПГ) и формирования здесь, а также в ХМАО,
на юге Тюменской области и на северо-западе России новых,
мирового уровня нефтехимических кластеров с целью дальнейшего
развития отечественной химической промышленности, расширения
производства нефтехимической продукции и материалов с высокой
добавленной стоимостью для машиностроения, самолетостроения,
специальных отраслей промышленности, дорожного, гражданского
и промышленного строительства, товаров народного потребления
и их импортозамещения, синхронизации во времени и сбалансированности
по объемам продукции и производства разработать "Программу
развития в Российской Федерации нефтехимической промышленности
и производства сжиженного природного газа".
4. Минэкономразвития России совместно с Минфином России,
Минэнерго России, Минприроды России, Роснедрами разработать
и внести в Правительство РФ предложения по налоговым льготам
при поисках, разведке, разработке и освоении новых нефтяных
и газовых месторождений в Западно-Сибирской нефтегазоносной
провинции, на шельфе Карского моря, в Обской и Тазовской
губах, Енисейском прогибе, создании новых предприятий по
газопереработке, производству СПГ, нефтехимии.
5. Минэкономразвития России совместно с Минэнерго России
разработать комплекс мер по гарантиям получения сырья (этан,
пропан-бутановая фракция, нафта) от нефтяных и газовых компаний
для нефтехимического производства и порядок формирования
цен на такое сырье, обеспечивающий прибыльность нефтехимического
производства.
6. Просить Роснедра поручить Тюменскому государственному
нефтегазовому университету, ООО "Сибирский аналитический
центр" и Западно-Сибирскому филиалу Института нефтегазовой
геологии и геофизики им. А.А. Трофимука СО РАН разработать
"Систему подсчёта запасов нефти по категориям А, В(АВ),
С1 и С2 в битуминозных глинистых и кремнисто-глинистых коллекторах
баженовской свиты Западной Сибири".
7. Создать условия для усиления роли регионов в повышении
эффективности использования запасов углеводородов. Делегировать
субъектам Федерации часть прав для развития заинтересованности
их в развитии нефте- и газодобычи.
|