Главная Бизнес в интернете Развитие нефтяной отрасли Ханты-Мансийского автономного округа – Югры в современных условиях. Полезные ископаемые хмао

Развитие нефтяной отрасли Ханты-Мансийского автономного округа – Югры в современных условиях. Полезные ископаемые хмао

Что интересного в добыче нефти? - скажете вы. Об этом писали много, часто и все давно разложено по "полочкам". Однако, все меняется и в этой классической отрасли. Незаметно для нас с вами происходят большие изменения. Это связано, в первую очередь, с тем, что легкой нефти практически не осталось, а добыча сложной нефти требует рационального подхода и новых цифровых технологий.

Совсем недавно мы побывали на Южно-Приобском месторождении «Газпромнефть-Хантоса», которое находится недалеко от Ханты-Мансийска. Месторождение открыто в 1982 году. В разработку введено в 1999 году. Эксплуатационное бурение ведется с 2002 года. Площадь ЮЛТ Приобского месторождения: 2253,8 кв. км.
Начальные геологические запасы составляют более 1,5 млрд тонн. Из-за крайне низкой проницаемости продуктивных пластов разработка Южно-Приобского месторождения долгое время считалась нерентабельной. За счет применения новых технологий, в частности, гидроразрыва пласта (об этом расскажем чуть позже), компании удалось не только начать его разработку, но и кратно повысить объем добычи: с 2,7 млн тонн н. э. в 2005 году до 15,2 млн тонн н. э. в 2017 году:

Скважины

Месторождение «поделено» на так называемые "кусты". Куст - это площадка, на которой расположены устья нескольких наклонно-направленных скважин. Как правило, в одном кусте находятся 12-24 скважины с единой системой управления и контроля.

1. Мы побывали на одном из кустов и посмотрели, как ведется добыча нефти. Для того, чтобы попасть на объект, необходимо переодеться в спецодежду, пройти инструктаж по технике безопасности и получить допуск. Все очень серьезно:

2. Если честно, я ожидал увидеть традиционные качалки. Оказывается, эти технологии ушли в прошлое вместе с дисковыми телефонами. Сейчас нефть выкачивается более эффективными способами. На снимке видно 7 действующих скважин. За ними находится буровая установка, которая бурит очередную скважину. Благодаря рельсовой подвижной основе она перемещается по территории куста:

3. Скважина имеет глубину более 3-х километров. После бурения и подготовки в ствол скважины опускается специальный электрический насос, который и выполняет роль привычной нам огромной качалки. Насосам необходимо электропитание, поэтому вместе с насосом в скважину спускается специальный бронированный кабель, по которому подается электрический ток. Все электромагистрали проложены по "воздуху" на опорах, что дает визуальный контроль и обеспечивает безопасность подачи электричества:

4. Один насос потребляет около 600 кВт в час. Для контроля эффективности расхода электричества предусмотрены специальные цифровые решения о которых мы поговорим чуть позже:

5. На обслуживании скважин работают специально обученные люди - операторы. Это квалифицированные рабочие из разных регионов России, прошедшие подготовку и аттестацию. Работа на добыче нефти осуществляется сменным вахтовым методом:

6. Все управление осуществляется удаленно из центра управления добычей (ЦУД). У каждого оператора есть смартфон со специальным приложением, на который поступают задания из ЦУДа. Оператор продемонстрировал нам, как проводилась работа в доцифровую эпоху. На смартфон (до появления смартфона задание выдавалось через запись в журнал) поступило задание измерить уровень нефтесодержащей жидкости в скважине и взять забор пробы:

7. Оператор отправляется к скважине с набором специальных инструментов и емкостей. Из скважины качается не нефть, а нефтесодержащая жидкость, которая состоит из воды, газа, примесей и, собственно, самой нефти. Для забора пробы необходимо сначала пропустить часть верхней жидкости. Для этого используется ведро. Суть та же, когда мы пропускаем грязную воду после ремонта труб из-под крана. Далее делается забор в несколько бутылок:

9. Пласт нефтесодержащей жидкости, из которого ведется добыча, находится на значительной глубине. Если уровень растет, значит насос засоряется, либо пласт стал больше давать, если падает - пласт дает меньше расчетного объема добычи. Периодический замер уровня жидкости в скважине необходим для точного определения характеристик электрического насоса, а также подтверждения точности настроек контрольных датчиков, установленных в скважине:

10. Многие нефтедобывающие компании до сих пор работают по старинке, качая нефть качалками, производя ручной забор проб и отбивая уровень в скважине вручную. «Газпромнефть-Хантос» уже давно оснастил кусты добычи автоматизированными групповыми замерными установками (АГЗУ), предназначенными для измерения количества сырой нефти, нефтяного газа и дальнейшей программной обработки результатов, передачу их в систему телеметрии по каналам связи.  Весь процесс максимально автоматизирован и оснащен удаленным контролем:

11. Еще одна система цифрового управления добычей - станция управления насосами:

12. Здесь установлены приборы слежения и управления насосами, которые находятся в скважинах. Все программное обеспечение и начинка российского производства. Операторы следят за давлением в скважинах, уровнем и температурой. Например, вот текущее значение в одной из скважин. Уровень пластовой жидкости 2633 метра, температура на этой глубине +97 градусов. В таких условиях работают насосы:

Гидравлический разрыв пласта

Самое время поговорить о современных способах добычи нефти. Сейчас практически все скважины имеют горизонтальное окончание. Что это значит? Сначала бурится скважина вертикально до определенной отметки, после чего изменяется направление бурения и ствол скважины уходит в горизонтальную плоскость. Залежи нефти все чаще расположены в маломощных пластах, залегающих в труднодоступных местах (под реками, озерами, болотами), и этот способ бурения наиболее эффективен для последующей добычи.  Чтобы увеличить количество добываемой пластовой жидкости, делается гидроразрыв пласта (ГРП).

Под высоким давлением в пласт закачивается смесь жидкости и специального расклинивающего агента (пропанта). В процессе подачи смеси формируются высокопроводящие каналы (трещины ГРП), соединяющие ствол скважины и пласт, которые закрепляются пропантом. По этим каналам нефти гораздо проще поступать из пласта в скважину. При многостадийном ГРП (МГРП) в одном стволе горизонтальной скважины проводится несколько операций гидроразрыва. Таким образом, обеспечивается многократное увеличение зоны охвата пласта одной скважиной. 
Фото кликабельно для увеличения:

Буровая установка

13. Одну из основных, начальных работ в нефтедобыче выполняет буровая установка. Состав буровой установки: буровая вышка, спуско-подъемные механизмы, бурильная колонна:

14. Бурильная колонна состоит из бурильных труб, предназначена для передачи нагрузки при бурении на долото, транспортировки бурового раствора на забой скважины с последующим выносом выбуренной породы. Длина бурильной колонны напрямую зависит от глубины скважины:

15. В основании бурильных труб устанавливается долото, которое и осуществляет бурение. Долото имеют разные размеры, форму и рабочие поверхности в зависимости от толщины породы, которые требуется пробурить. Ресурс износа одного долота около 10 тыс. метров бурения. 
Для примера два разных долота до использования/после:

16. Весь процесс бурения полностью автоматизированный и управляется программно:

17.

18. При бурении скважин, добыче и транспортировке нефти большое внимание отводится сохранению экологии. Все отходы вывозятся и утилизируются, а побочные продукты, такие как газ и вода, идут на вторичную переработку. Экологическую чистоту лучше всего передают лебеди, которые облюбовали озера рядом с местами добычи:

Центр подготовки нефти

Переезжаем с куста добычи несколько километров и попадаем в цех подготовки и перекачки нефти.

Как уже было сказано, из скважины добывается не нефть, а нефтесодержащая жидкость, в которой кроме самой нефти присутствует большое количество воды, газа и других примесей. Для ее очистки и дальнейшей транспортировки жидкость сначала попадает в установку подготовки нефти. Затем товарная нефть поступает на приемо-сдаточный пункт нефти, здесь же происходит ее коммерческий учет и откачка для дальнейшей сдачи в систему Транснефти.   

19. Территория, на которой находится установка подготовки нефти, походит на приличный нефтеперерабатывающий завод:

Основной процесс подготовки термо-химический. Продукция скважин по системе нефтесбора поступает в систему сепарации, где происходит предварительное отделение газа от жидкости. Отделение в сепараторах происходит путем перепада давления. Водонефтяная эмульсия отправляется на предварительную площадку подогревателей, где она нагревается и на следующей ступени смешивается с химическим эмульгатором на основе метанола, который позволяет улучшить отделение нефти от воды.

После подогрева эмульсия попадает на площадку трехфазных сепараторов. Это огромные бочки, разделенные на две камеры. Из-за разности в плотности вода попадает в нижнюю камеру, нефть в верхнюю. Также выделяется газ второй ступени, оставшийся после первой сепарации. Через перегородку нефть перетекает в третью камеру, после чего отправляется еще на одну ступень сепарации, где из нее отделяется оставшийся газ. Таким образом получается нефть, которая уже готовится к дальнейшей транспортировке.  Отделенная пластовая вода очищается здесь же от различных примесей и в дальнейшем используется для закачки под огромным давлением в пласты для гидроразрывов.  Полученный газ со всех трех ступеней сепарации частично используется для собственных нужд (печей, котелен и производства собственной электроэнергии), но большая его часть отправляется на газопереработку.  Получается практически безотходное производство.

20.

21. Как и при добыче, процесс подготовки нефти максимально автоматизирован. За ходом всего процесса следит оператор:

22. Здесь же находится химическая лаборатория. После каждого этапа сепарации образцы продуктов проходят тщательный химический анализ на соответствие к техническим требованиям.

23.

24. Лаборатория оснащена по последнему слову техники. Вот, например, прибор определения точки росы. Этот прибор нужен для определения состояния газа. К слову сказать, он отечественного производства, хоть и стоит больше трех миллионов рублей:

Цех добычи нефти

25. Перемещаемся на следующую локацию «Газпромнефть-Хантос». Центральная инженерно-технологическая служба (ЦИТС). Здесь осуществляется полный контроль и цифровое управление всеми этапами добычи нефти:

26. Сюда стекаются все показания и отчеты работы оборудования буровых и скважин. Диспетчера отслеживают параметры и объемы добычи, распределяют задания операторам на местах (см. фото 6).

27. Осуществляется видеонаблюдение и контроль за работой кустов и скважин:

28. На мониторе отображается вся структура работы месторождения. Операторы имеют возможность корректировать объем добычи, вносить изменения в работу оборудования для оптимизации всего процесса:

29. Так выглядит карта текущих отборов нефти с визуализацией по кустам. Все это видоизменяется в режиме реального времени:

30. Диспетчерская служба в круглосуточном режиме следит за работой электросетевого оборудования и электростанциями, работающими на месторождениях «Газпромнефть-Хантоса». Диспетчерский щит отечественного производства выполнен с использованием инновационных разработок и высоких требований к надежности работы всех элементов. Общая площадь щита составляет более 27 квадратных метров. На нем обозначены ВЛ и ПС с уровнем напряжения 110 кВ и 35 кВ, а также электростанции, работающие на Приобском, Зимнем, Южно-Киняминском месторождениях.

Центр управления добычей в Ханты-Мансийске

31. Центр управления добычей находится в Ханты-Мансийске в главном офисе Газпромнефть-Хантос:

ЦУД созвучен с космическим ЦУП и выполняет похожие задачи только в земном масштабе отдельно взятого предприятия.
Для реализации стратегических планов в 2017 году создан инновационный Центр управления добычей (ЦУД).
В основе ЦУД - сопровождение и адаптация «цифрового двойника» месторождения. Особенность модели заключается в функции самообучения: она способна самостоятельно калиброваться на основе динамично меняющейся информации, поступающей от средств автоматизации.

32. «Цифровой двойник» позволяет автоматически подбирать оптимальные режимы работы всех элементов комплекса, заранее идентифицировать нештатные ситуации, вести превентивную оценку работы системы в случае изменения ее конфигурации.

33. На огромном мониторе отображена актуальная информация по месторождениям с привязкой к конкретным цифрам добычи:

Благодаря внедрению новых технологий, оборудования и систем, компания перешла на качественно новый уровень управления производством.
Вся информация, поступающая в ЦУД, может быть визуализирована, что позволяет мультифункциональной команде принимать своевременные обоснованные решения, учитывающие все возможности и ограничения, отслеживать их качественное исполнение.

34. Цифровой двойник - это, в первую очередь, визуальный прогноз и расчет, что может призойти при изменении того или иного параметра производства. Например, можно смоделировать ситуацию, что получится на выходе, если поднять или опустить добычу одной конкретной скважины/куста/месторождения. Будет выдан расчет по убыткам/прибыли/затратам. На этой основе работает система оптимизации производства. На мониторе отображены два графика: реальный и оптимизированный. Это позволяет делать прогнозы на будущее и экономить значительные средства для будущих проектов:

35. Кроме процессов нефтедобычи здесь отображаются и другие направления производства. Вот, например, маршрут движения автомобиля нашей группы с визуализацией на карте, временем в пути и занятости водителя. Это позволяет оптимизировать не только производственные процессы, но и кадровую занятость:

36. Из окон ЦУДа открывается шикарный вид на красавец Ханты-Мансийск:

37.

38. Очень интересна геометрия офиса Газпромнефть-Хантос. Она хорошо подчеркивает все современные цифровые процессы, которые происходят внутри предприятия:

40. Будущее наступило и мы часть его!

Ханты-Мансийский автономный округ входит в состав Уральского Федерального округа (УФО) Российской Федерации (РФ)

Территория: 534,8тыс. кв. км

Население: 1350,3 тыс. чел.

Административный центр – г. Ханты-Мансийск

Директор Департамента по нефти и газу - Панов Вениамин Фёдорович

Руководитель территориального управления по недропользованию ХМАО – Рудин Валерий Павлович

СОСТОЯНИЕ И ИСПОЛЬЗОВАНИЕ МИНЕРАЛЬНО-СЫРЬЕВОЙ БАЗЫ ХМАО.

Ханты-Мансийский автономный округ

Занимает центральную часть Западно-Сибирской платформы с доюрским складчатым фундаментом и юрско-кайнозойскимосадочным чехлом. На крайнем западе развиты складчатые структуры Урала, сложенные архейскими, протерозойскими и палеозойскими образованиями. Недра округа богаты многими видами горючих, металлических, неметаллических ископаемых, подземными водами.

Углеводородное сырье.

Округ является стратегической базой нефтедобычи в Российской Федерации. Перспективные ресурсы составляют около 18% от общероссийских, прогнозные ресурсы 47,0%. По разведанным запасам ХМАО намного превосходит все остальные регионы РФ. Разведанность начальных суммарных ресурсов составляет 46,1%.

Всего в округе разведано 504 месторождения УВ, в том числе 429 – нефтяных, 18 – нефтегазоконденсатных, 20 – газовых, 33 – газонефтяных, 4 – газоконденсатных. Наиболее крупные из них Самотлорское, Красноленинское, Приобское, Салымское, Ватъеганское, Федоровское, Тянское месторождения.

В структуре начальных потенциальных ресурсов нефти текущие разведанные запасы (категории А+В+С1) и накопленная добыча составляют 45,1%, предварительно оцененные запасы (С2) – 10%, перспективные ресурсы (С3+Д1Л) – 6,1%, прогнозные ресурсы (Д1+Д2) – 37,8%. На эксплуатируемые месторождения приходится 91% текущих разведанных и 62% –предварительно оцененных запасов. В эксплуатацию введены 237 месторождений углеводородов. В распределенном фонде находится 487 лицензионных участков.

В осадочном чехле ЗСП выделяется 7 нефтегазоносных комплексов (НГК): сеноманский, аптский, неокомский, ачимовский, баженовский, верхнеюрский и нижне-среднеюрский, разделенных региональными покрышками; в отдельный НГК выделяются палеозойские образования.

Начальные суммарные геологические ресурсы нефти по НГК распределяются следующим образом: неокомский – 49%, нижнесреднеюрский – 19%, баженовский – 8%, верхнеюрский (васюганский) – 8%, ачимовский – 7%, палеозойский – 5%, аптский – 3%, сеноманский – 1%. По фазовому состоянию НСР распределяются так: нефть – 88%, газ – 6,5%, конденсат – 5,5%.

В 2005-08г.г. в распределенном фонде недр открыто 17 месторождений нефти: Пурумское, Западно-Никольское, Остапенковское, Молодежное, Южно-Лыхминское (нефтегазовое), Западно-Новомостовское, Южно-Валовое, Подъемное, Северо-Покамасовское, Луговое, Восточно-Голевое, Островное, Северо-Молодежное, Бобровское, Северо-Моимское, Западно-Туканское, Коимсапское.

Несмотря на то, что ХМАО является главной базой нефтедобычи в РФ, которая составляет 57%, подготовленная ресурсная база не обеспечивает требуемых уровней добычи. К настоящему моменту гигантские залежи УВ (>3000 млн.т) практически выявлены, крупные залежи (30-3000 млн.т) выявлены на 45%, средние (10-30 млн.т) на 37%, мелкие (<10млн.т) на 15%.

С целью открытия новых месторождений углеводородного сырья в округе реализуется поисковая программа. В рамках ее реализации территория нераспределенного фонда недр разделена на 8 поисковых зон: Предуральскую, Юильскую, Сергинскую, Березовскую, Карабашскую, Юганскую, Колтогорскую, Восточную. Каждая из зон разделена на участки, на которых недропользователи проводят поисковые работы с целью обнаружения залежей УВ.

Твердые полезные ископаемые.

На территории округа разведаны месторождения кварца, бурого угля, рудного и россыпного золота, цеолитов, редких металлов, стекольного песка, бентонитовых глин, строительного камня, кремнистого сырья, кирпично-керамзитовых глин, строительного песка, песчано-гравийного материала.

Всего в распределенном фонде недр находится 5 месторождений кварца, 7 месторождений россыпного золота и 1 месторождение цеолитов.

Уголь.

Шесть месторождений, выявленных в зауральской части округа, приурочены к Северо-Сосьвинскому буроугольному бассейну. Наиболее крупные из них Люльинское и Оторьинское. Максимальная продуктивность характерна для триасовых отложений, значи тельно меньшая для отложений байоса-раннего келловея. Балансовые запасы (по состоянию на 01.01.2005г.)

Металлические ископаемые представлены месторождениями золота коренного и россыпного, проявлениями железа, хромитов меди, цинка, марганца, бокситов, титана, циркония.

Черные металлы.

Ресурсы железных руд по категории Р3 составляют 5845 млн.т, хромовых руд – 170 млн.т, марганцевых руд –29 млн.т.

Цветные металлы.

Ресурсы меди по категории Р2 составляют 250, Р3 – 3550тыс.т; ресурсы цинка по категории Р2 – 620, Р3 – 4550тыс.т; ресурсы свинца – 230 тыс.т. Ресурсы бокситов по категории Р3 – 152млн.т.

Благородные металлы.

На территории Ханты-Мансийского автономного округа по состоянию на 01.01.2006г. учтено 12 месторождений россыпного золота 3328кг по категориям С1+С2, 1 месторождение рудного золота в количестве 1,422т по категориям С1+С2. Оцененные и утвержденные прогнозные ресурсы рудного золота составляют по категории Р1+Р2+Р3 – 128т, россыпного – Р1 – 2т, Р2 – 5т, Р3 – 13т.

Редкие металлы.

Несмотря на слабую изученность территории, в отношении титан-циркониесности возможно выявление объектов для постановки поисково-оценочных работ в западной части округа. По результатам прогнозно-минерагенических исследований при составлении ГГК-1000/3 по листу Р-41 ресурсы категорий Р3по Верхнекондинской площади составили: Ti – 367 764тыс.т, Zr – 55 337 тыс.т, по Хуготской площади 258 271 и 35 337тыс.т соответственно.

Неметаллические ископаемые.

На территории Ханты-Мансийского автономного округа по состоянию на 01.01.2006г. учтены запасы жильного кварца – 368тыс.т, в т.ч. пригодного для получения высоких сортов «особого чистого» кварца. Подготовленные под открытый способ обработки запасы жильного кварца составляют порядка 200тыс.т; прогозные ресурсы по категории Р1+Р2+Р3 – 705тыс.т.

Запасы цеолитов по двум месторождениям, обладающих уникальными фильтрационными и сорбционными свойствами, составляют 64,4тыс.т по категориям С1+С2.

Лицензия, выданная на доразведку Усть-Маньинского месторождения бентонитов, на ближайшую перспективу снимет вопрос по этому виду минерального сырья. При проведении поисков на площадях к югу от месторождения, могут появиться дополнительные участки, представляющие значительный интерес как лицензионные объекты.

Западная часть округа (левобережье Оби) обладает уникальными ресурсами кристобалит-опаловых пород (опоки, диатомиты, диатомовые глины). Ресурсы выделенной при ГГК-1000/3 (лист Р-41) Обской опалитоносной зоны, по категории Р3 составляют 41 963,5 млн.т.

Оценка разведанных запасов и прогнозных ресурсов твердых полезных ископаемых позволяет предполагать, что многие из видов могут обеспечить не только развитие ряда отраслей промышленности Уральского федерального округа, но и поставки сырья в другие регионы страны. Это касается бурых углей, кристобалит-опаловых пород, оптического сырья и т.д., ресурсы которых осваиваются в ничтожных объемах или не используются вообще.

(АУ «НАЦ РН им. В.И. Шпильмана»)

Разработка нефтяных месторождений Югры началась в 1964 году и продолжается уже более 50 лет. Большинство месторождений с начальными извлекаемыми запасами свыше 16 млрд т были введены в эксплуатацию до 1995 г. и находятся в разработке уже много лет,что позволяет их отнести к «зрелым месторождениям». С 1978 по 2013 гг. на протяжении 35 лет ХМАО – Югра производило более половины добычи нефти России, обеспечивая ее стабильную добычу. С 1999 по 2007 гг. на протяжении девяти лет на месторождениях округа обеспечивался интенсивный рост уровня добычи.Среднесуточная добыча нефти выросла на 307 тыс. т, что составило 60% (рис. 1) уровня 1998г. С 2008 г. началось естественное снижение годовой добычи округа в пределах 2-2,5%. К 2014г. снижение среднесуточной добычи составило 77 тыс. т, или 10% уровня 2007 г.

Невыполнение проектных решений по добыче нефти в пределах 3-3,5% в соответствии с «Методическими указаниями по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений», утвержденных Приказом Министерства природных ресурсов РФ (№61 от 27.03.2007 г.) считается допустимым и не противоречит принятым прогнозам добычи нефти по округу, поэтому считать снижение добычи в округе обвальным нет никаких оснований.

Рис. 2 дает представление о структуре извлекаемых запасов распределенного фонда недр ХМАО – Югры. Добыто 49% извлекаемых запасов АВС1+С2 округа. Разбуренные разведанные запасы составляют 19%, на неразбуренные разведанные запасы приходится 17%, на предварительно оцененные запасы категории С2 приходится 15%, т.е. на балансе округа стоит более половины первоначальных запасов АВС 1 +С 2 . Даже с учетом того, что качество этих запасов ниже качества ранее разбуренных, добычный потенциал нефти остаточных запасов округа, стоящих на Государственном балансе, представляется довольно значительным.

Рис. 3 характеризует текущие извлекаемые запасы нефти ХМАО – Югры на 1.01.2014 года.Отбор высокопродуктивных запасов с проницаемостью коллекторов более 10 мД составил 74% при обводненности продукции более 90%.Все большую роль в добыче округа начинают играть трудноизвлекаемые запасы, выработка которых составила 24% при обводненности продукции скважин 57%. В 2014 году трудноизвлекаемые запасы обеспечили 48% годовой добычи округа.

С дебитами по нефти менее 5 т/сут работало более 36 тыс. скважин (50%), которые добыли 28 млн т нефти (11% годовой добычи округа). С обводненностью продукции более 95% работало свыше 25 тыс. скважин (35%) с годовой добычей 37 млн т нефти (15% годовой добычи округа). В целом, 44 тысячи низкодебитных и высокообводненных скважин добыли в 2014 г. 53 млн т нефти (21% годовой добычи округа).

Основная добыча нефти по округу производится из запасов, введенных в разработку до 1995 г. За 2013 год их добыча составила 83% окружной добычи. Следует отметить, что,несмотря на высокую обводненность продукции скважин, запасы длительно разрабатываемых месторождений еще значительны и являются одним из факторов поддержания уровня окружной добычи.

В 2014 г. на промыслах ХМАО – Югры было добыто 250 млн т нефти, что на 4,7 млн т (1,9%)меньше, чем в 2013 г. Проектный уровень по добыче нефти выполнен на 97%. Объем эксплуа-тационного бурения составил 12,5 млн м и с 2005 г. вырос в 1,7 раза. В разработку было введено свыше 3,5 тысяч новых добывающих скважин.

В 2014 г. было проведено свыше 26 тысяч геолого-технологических мероприятий (ГТМ),что на 4 тысячи больше, чем в 2013 г. Прирост добычи нефти за счет ГТМ составил 26 млн т,или свыше 10% годовой добычи округа.

Наибольший эффект был получен от гидроразрыва пласта, бурения горизонтальных скважин, боковых стволов и физико-химических методов. Следует признать, что в 2014 г. из-за снижения качества запасов и эффективности ГТМ не удалось восполнить естественное снижение базовой добычи округа, несмотря нарост объемов ГТМ, что привело к недостижению проектного уровня добычи нефти.

Начало естественного снижения добычи нефти по округу делает актуальной оценку добычного потенциала Югры на современном этапе и пути его реализации.

Оценивая добычный потенциал нефти ХМАО – Югры, рассмотрим его слагаемые:

1. Текущие запасы нефти распределенного фонда, стоящие на Государственном балансе, составляют 51% начальных извлекаемых запасов округа. В состав этих запасов входят текущие запасы разрабатываемых месторождений и имеются еще месторождения распределенного фонда, не введённые в разработку.

2. Прирост добычи нефти в результате применения современных технологий и методов увеличения нефтеотдачи является вторым слагаемым добычного потенциала округа. Методы увеличения нефтеотдачи (МУН) и проводимые геолого-технологические мероприятия (ГТМ)в свое время сыграли значительную роль в росте годовых уровней окружной добычи нефти.

Однако традиционные технологии снижают свои возможности для роста добычи. Стратегия повышения нефтеотдачи состоит в создании новых технологий нефтедобычи, базирующихся на глубоких фундаментальных исследованиях.

Сложившееся в нефтедобыче Югры положение может быть улучшено только путем инновационного развития отрасли. Инновации являются одним из средств, которые можно противопоставить ухудшению сырьевой базы добычи, росту обводненности продукции, снижению дебитов скважин. Это подразумевает глубокое изучение керна и пластовых флюидов. В настоящее время невозможно создание инновационных технологий без изучения тонкой поровой структуры горной породы, без определения энергетической структуры начальных и текущих запасов нефти, без изучения взаимодействия пластовых флюидов с горной породой, без использования воздействия на продуктивные пласты различных физических полей. Инновационные технологии должны обеспечить значительный прирост извлекаемых запасов.

Большой интерес в условиях Югры представляет выработка остаточных запасов высокопроницаемых обводненных крупнейших разрабатываемых месторождений округа – Самотлорского, Федоровского, Мамонтовского и др., которые, несмотря на длительный период эксплуатации, еще содержат значительные запасы нефти.

Была произведена оценка возможности применения для выработки этих запасов одной из комплексных технологий физико-химического воздействия на пласт – АСП, предусматривающую закачку в пласт щелочи,ПАВ, полимеров и позволяющую добыть дополнительную нефть, не стоящую на балансе.

Применение этой технологии позволит не только стабилизировать добычу нефти, но и обеспечит действительно рациональное пользование недрами. Уже в первые 5-10 лет после массового внедрения этой технологии есть возможность увеличить добычу по округу на 15-20 млн т в год. В настоящее время один из недропользователей, работающих в округе, «Салым Петролеум Девелопмент НВ» исследует возможности данного вида воздействия на Западно-Салымском месторождении.

Большие возможности для повышения эффективности разработки имеют газовые и газо-водяные методы. В мире более 150 месторождений разрабатываются с закачкой углеводородного, углекислого газа, азота. С помощью газовых методов в Норвегии удалось поднять КИН с 30 до 50% и ставится задача довести его до 60%. В округе применение методов газового воздействия только начинается. Считаем, что их применение существенно повысит добычный потенциал округа.

Значительный прогресс достигнут в результате применения многозонного гидроразрыва в горизонтальных скважинах по сравнению с обычной технологией. Большие и успешные объемы работ в этом направлении были проведены Роснефтью, ТНК-ВР и НК «Лукойл». Так, средний дебит по 9 горизонтальным скважинам НК «Роснефть» на Восточно-Правдинском, Ефремовском, Приобском и Омбинском месторождениях составил 177 т/сут при среднем по округу 10 т/сут. Хорошие результаты в регионе дает опробование «азотно-пенного гидроразрыва пласта» с ростом дебитов по нефти на 10-15%.

Незаслуженно «забыты» дилатансионные методы, в свое время успешно опробованные на Мамонтовском месторождении. При опробовании технологии дебит по нефти скв. 587 увеличился с 20 до 40 т/сут (в 2 раза), скв.612 с 15 до 53 т/сут (в 3,5 раза), скв.688 с 7,2 до 40 т/сут (в 5,5 раза). Продолжительность эффекта составила 1,5-2 года. Положительное влияние технологии частично наблюдалось и по соседним скважинам.

Стала применяться в округе технология одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) на многопластовых месторождениях. В условиях Югры внедрение тысячи установок ОРЭ позволит обеспечить прирост годовой добычи в 2 млн т нефти.

Следует упомянуть об успешном опробовании на месторождениях округа плазменно-импульсного воздействия на пласт, разработанного кафедрой геофизики Санкт-Петербургского технического университета им. Г.В. Плеханова совместно с Научно-производственным центром «Гео-МИР». С 2007 г. промышленным внедрением метода занималась компания «Новас». Работы были проведены в более чем 150 скважинах. Эффект был получен в 82% случаев и длился от 6 до 24 месяцев. Среднее увеличение дебита более 50%, приемистости 20-50%. Работы проводились на Южно-Приобском, Вахском, Западно-Полуденном и других месторождениях. Положительные результаты были получены даже в коллекторах с пористостью 2-3% и проницаемостью 1,5-3 мД.

Успешно опробована на Самотлорском и Ватинском месторождениях имплозивная обработка призабойной зоны пласта установкой УСИ-3А, разработанной ООО «АРС» г. Омск.Дебит нефти увеличился в 2 раза.

Технология реализации методов, химические реагенты, оборудование дорогостоящие,поэтому в зависимости от объема применения,произведенных затрат и получаемого эффекта потребуется стимулирование этих работ со стороны государства. Необходимо внести изменения о предоставлении налоговых льгот, хотя бы частично покрывающих дополнительные затраты компаний и стимулирующие их к внедрению современных инновационных технологий.

Особое внимание следует уделить баженовско-абалакским отложениям с их многомиллиардными ресурсами углеводородов. До 2007 г. годовой уровень добычи из этих отложений не превышал 120 тыс т, а с 2007 года недропользователи округа начали проявлять к ним повышенный интерес, что отразилось на росте годовой добычи, которая в период 2009-2014 г.превысила 750 тыс. т (рис. 4).

Создание технологии разработки баженовско-абалакских отложений ОАО «РИТЭК» связывает с термогазовым методом воздействия на пласт, который основан на закачке воздуха и нагревании породы в результате окислительных процессов до температуры 360-420 о C. Метод был предложен сотрудниками ВНИИнефть в 1971 г. Есть опыт его применения в ряде стран мира (США, Канада, Украина, Норвегия). Только в США с применением термогазового воздействия разрабатывается 11 месторождений, 5 из которых характеризуются высокой рентабельностью и еще по4-м хорошие экономические показатели ожидаются в перспективе. КИН по этим месторождениям оценивается в пределах 0,28-0,64 д. ед. Опытно-промышленные работы начаты ОАО «РИТЭК» на Средне-Назымском месторождении в 2009 году. Большой объем работ на баженовского-абалакских отложениях проводит НК «Сургутнефтегаз», у которой наибольшая в округе добыча нефти из этих отложений.

Создание технологии разработки баженовских отложений коренным образом может решить проблему сырьевого обеспечения добычи нефти в ХМАО – Югре. Однако проблема этавесьма сложная, трудоемкая и не может быть решена отдельными даже крупными компаниями без участия Государства и объединения усилий всех заинтересованных в ее успешном решении. Для этого необходима «Государственная программа промысловых испытаний и обоснования инновационного комплекса разработки месторождений баженовско-абалакских отложений», результатом реализации которой явится не 750 тысяч, а миллионы тонн нефти и не на шельфе полярных морей, а в относительно обустроенной Западной Сибири.

Официально геологические ресурсы нефти баженовско-абалакского комплекса оцениваются в 11 млрд т. Обладая значительным потенциалом, баженовско-абалакский НГК характеризуется целым рядом факторов, осложняющих использование традиционных технологий. Аномально высокие пластовые давления при наличии трещинной составляющей обусловливают сложность технологии первичного и вторичного вскрытия при строительстве скважин, а также влияют на характер работы скважин, повышая риски при освоении и разработке.

Уникальность и своеобразие баженовских отложений связаны с тем, что баженовская свита является породой, в которой еще не завершены процессы преобразования органического вещества – керогена в углеводороды.

Ранее подобные породы обычно рассматривались как неколлекторы.

Таким образом, углеводородные ресурсы баженовской свиты содержатся в двух формах:

– в органическом веществе – керогене (23.3% от объема породы);

– в форме легкой нефти (продукт генерации органического вещества – керогена): 7.2%от объема породы.

Пласты баженовской свиты характеризуются следующими фильтрационно-емкостными свойствами: пористость 8-10%, проницаемость матрицы – порядка 0,1-5 мД, проницаемость трещин – порядка 1Д, нефтенасыщенность – около 80-90%. Нефтекерогеносодержащие породы представлены двумя принципиально различающимися типами: микротрещиноватым (порово-трещиноватым) коллектором – практически непроницаемой матрицей и макротрещиноватым (трещинно-кавернозным) коллектором.

За всю историю разработки на территории ХМАО – Югры отложения баженовской свиты эксплуатировались на 35 месторождениях.Наибольшее количество скважин эксплуатируется на 10 месторождениях – Ай-Пимском,Галяновском, Западно-Сахалинском, Красноленинском, Маслиховском, Правдинском,Салымском, Северо-Салымском, Средне-Назымском и Ульяновском. На остальных разработка пластов баженовской свиты осуществляется одиночными скважинами.

В 2014 году на пластах баженовской свиты работало 162 скважины со средним дебитом по нефти 16.3 т/сут, по жидкости – 20.3 т/сут. За год отобрано 0.746 млн т нефти. Наибольший вклад в годовую добычу нефти дают месторождения ОАО «Сургутнефтегаз» – 0.535 млн т, или 72%. Накопленная добыча нефти из баженовской свиты на конец 2014 года составила 7.9млн т. Наибольший накопленный отбор нефти (3.7 млн т) на Салымском месторождении ООО«РН-Юганскнефтегаз».

Введение в активную разработку трудноизвлекаемых запасов сложно построенных залежей баженовских отложений является важнейшей отраслевой задачей. Традиционный способ воздействия на пласт нагнетанием воды в условиях баженовской свиты показал свою неэффективность. Перспективным представляется термогазовое воздействие, с использованием которого во многих странах мира активно вовлекаются в разработку залежи сланцевой нефти, характеризующиеся близкими к баженовско-абалакскому НГК свойствами. На территории ХМАО – Югры эксперименты по применению термогазового воздействия ведутся на Средненазымском месторождении, где сформировано два опытных участка скважин.

Другая перспективная технология для разработки баженовской свиты – бурение горизонтальных скважин с проведением по ним многозонного гидроразрыва пласта.

Сложность строения коллекторов баженовской свиты и процесса извлечения из них нефти обусловила необходимость применения новых технологических решений, в т.ч. ранее не применявшихся на месторождениях ХМАО – Югры. Кроме того, эффективное вовлечение баженовских пластов в разработку невозможно без детального изучения их геологофизических условий. Для решения данной задачи и апробации новых технологий вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов в 2014 году на территории ХМАО – Югры создается научный полигон «Баженовский».

Границы полигона расположены в пределах Фроловской НГО, в 270 км к северу от Ханты-Мансийска. Основанием для его организации послужил Протокол, подписанный Губернатором ХМАО – Югры Н.В. Комаровой и Президентом РАН Фортовым В.Е., а также Соглашение по изучению и освоению трудноизвлекаемых запасов нефти и газа между МПРЭ РФ и Администрацией ХМАО – Югры.

В рамках первого этапа работ, намеченного на 2015-2017 гг., осуществляется геологическое изучение баженовской свиты в рамках полигона. Предусмотрены постановка и бурение опорной скважины, отбор керна (с апробацией новой методики отбора, предусматривающей сохранение в породе флюидов), проведение комплекса ГИС и каротажных работ, петрофизических исследований и изучения пробнефти. Конечным результатом данного этапа должно стать создание геологической модели.

В дальнейшем намечено проведение совместных с недропользователями ХМАО опытно-промышленных работ по апробации новых технологий нефтеизвлечения. Конечной целью является системное внедрение этих технологий в практику разработки нефтеносных пластов баженовско-абалакского НГК.Как следствие, предполагается ускорение эксплуатационного разбуривания данных пластов и повышение его эффективности.

В 2013 году разработан прогноз добычи нефти и ввода новых скважин по баженовскоабалакскому НГК.

При активном разбуривании баженовскойт свиты, в том числе горизонтальными скважинами с проведением по ним многозонного гидроразрыва пласта, по оценкам годовая добыча нефти из баженовско-абалакского НГК достигнет более 1 млн т к 2016 году. К 2020 году добыча нефти из пластов баженовского НГК достигнет 5.4 млн т, накопленные отборы нефти составят около 19 млн т. Предполагается пробурить 750 новых скважин, включая 249 горизонтальных. Всего в 2014-2020 гг. предполагается пробурить 2.5 млн м.

Оценка ожидаемого прироста извлекаемых запасов и КИН в результате внедрения инновационных технологий по продуктивным комплексам Югры приведена в таблице 1. Наибольший прирост промышленных извлекаемых запасов АВС 1 ожидается на месторождениях меловой системы.

В целом ожидаемый прирост извлекаемых запасов составит 2,1 млрд т с приростом КИН на 0,04 д.ед., с 0,371 до 0,411. В 2020 году за счет инновационных технологий предполагается получить прирост годовой добычи в 35 млн т, а в 2030 году 60 млн т. Для достижения результатов оценки рекомендуется применение вышеупомянутых технологий, большинство из которых прошло апробацию в условиях Югры.

3. Третьим слагаемым добычного потенциала Югры является прирост запасов нефти по результатам ГРР за период до 2030 г. В объеме 2,5-3 млрд т в зависимости от объемов поисково-разведочного бурения, в том числе за счет перевода предварительно оцененных запасов категории С2 в запасы промышленных категорий. Предполагается прирастить более 1 млрд т нефти. Большие надежды мы возлагаем на результаты опоискования в пределах округа мезозойских отложений Карабашской и Юганско-Колтогорской поисковых зон. Объектом изучения наряду с другими должен стать баженовско-абалакский комплекс, разведанность которого явно недостаточна. И наконец, необходимо начинать работы по поиску и разведке месторождений палеозойской нефти, промышленные притоки которой были получены как на территории Югры,так и на месторождениях Томской области в пределах Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Высока вероятность открытия под мезозойским этажом палеозойской нефти, для разведки которой потребуется методика проведения работ, отличающаяся от методики, применяемой на мезозой, и включающая гравимагнитные высокоточные методы,магнитно-теллурические зондирования, изучение теплового поля и глубинных тепловых потоков, а также другие методы. Направление ГРР на поиск месторождений домезозойскойь нефти и газа представляется нам весьма перспективным.

В целом, несмотря на некоторое снижение годовой добычи нефти на месторождениях округа добычный потенциал ХМАО – Югры еще довольно высок и способен стабилизировать уровень годовой добычи нефти в регионе.

Внедрение рекомендуемых технологий сдерживается из-за сложившейся к настоящему времени законодательной и нормативной практики. Мы используем нормативные документы прошлого века, которые нуждаются в пересмотре. Неудовлетворительное состояние технологического проектирования, разработки полезных ископаемых и использования передовых соответствующих технологий вызвало необходимость указания Президента РФ Путина В.В. на заседании Комиссии по вопросам стратегии развития ТЭК 13.02.2013 г. обратить особое внимание на соблюдение всеминедропользователями существующего порядка разработки месторождений, исключающего выборочный отбор запасов, введение обязательных регламентов на проектирование и разработку месторождений, проведение своевременной серьезной комплексной экспертизы проектов освоения месторождений и контроль за исполнением принятых решений. В комиссию по согласованию технических проектов,по мнению Президента РФ, должны входить кроме сотрудников министерств и ведомств,экологи, ученые, эксперты, а также представители компаний, которые ранее были выведены из состава комиссии, что явилось грубой ошибкой, так как исключилось участие в работе комиссии весьма квалифицированных специалистов, непосредственно занимающихся разработкой месторождений.

В настоящее время подготавливаются новые регламенты проектирования и разработки нефтяных и газонефтяных месторождений,призванных устранить недочеты нормативных актов в этой области. Однако к первой редакции этих «Правил» имеется целый ряд принципиальных замечаний, основные из которых сводятся к тому, что в них не уделено внимания растворенному газу, методам интенсификации притока и увеличения нефтеотдачи. Недостаточно освещены вопросы контроля за процессом разработки, рациональной выработкой запасов и выполнением проектных решений. Не предусмотрена необходимость проведения мониторинга разработки нефтяных месторождений. Считаем, что в «Правилах» следует прописать статус, роль и функции комиссий по разработке месторождений. В представленном виде «Правила разработки» нуждаются в доработке.

Разработка нефтяных месторождений должна исходить из следующих принципов:

Недра и содержащиеся в них полезные ископаемые принадлежат государству, которое временно предоставляет их недропользователям для поиска, разведки и добычи полезныхископаемых. Одна из основных задач разработки нефтяных месторождений – обеспечение потребностей общества и народного хозяйства в топливно-энергетических ресурсах и нефтепродуктах на длительный период. Разработка нефтяных месторождений должна обеспечить рациональное бережное использование запасов углеводородов с максимально возможным коэффициентом их извлечения. Разработка нефтяных месторождений должна обеспечивать поступление дохода государству в бюджеты всех уровней. При разработке нефтяных месторождений должен быть обеспечен прозрачный учет добываемых углеводородов. Разработка нефтяных месторождений должна вестись в полном соответствии с технологическими проектными документами, прошедшими Государственную экспертизу и с использованием только запасов, поставленных на Государственный баланс. Проектные документы должны служить своеобразным компромиссом между интересами государства и недропользователя. При разработке нефтяных месторождений должна быть обеспечена охрана недр,окружающей среды и безопасные методы проведения всех видов работ. При экономической оценке вариантов разработки нефтяных месторождений расчеты следует проводить по единым для каждого региона нормативам, свободным от конъюнктурных соображений, что даст возможность сравнения различных месторождений. По итогам прошедшего года недропользователь представляет в комиссию по разработке результаты выполнения проектных показателей разработки нефтяных месторождений за истекший год. С самого начала и до конца эксплуатации разработка нефтяных месторождений должна сопровождаться проведением исследований по контролю за процессом разработки и выработкой запасов углеводородов,мониторингом разработки месторождений.

Большие нарекания вызывает сама система технологического проектирования разработки нефтяных месторождений, излишне формализованная. Технологическое проектирование должно быть инновационным, базироваться на качественной исходной информации, которой зачастую не хватает из-за экономии на исследованиях. Проектный документ должен предусматривать внедрение новых технологий. В геолого-технологических моделях месторождений, используемых для прогнозирования технологических параметров, при недостатке информации недопустимы произвольные допущения, необоснованные аналогии, догадки. Модели должны быть адекватны реальным горно-геологическим условиям месторождения. Слабым местом проектных технологических документов является экономическое обоснование вариантов разработки из-за неопределенности нормативов затрат, различающихся у недропользователей даже одного региона.В Казахстане во избежание этого предусмотрена экономическая экспертиза проектных документов. Одним из существенных недостатков существующей системы технологического проектирования является необязательность выполнения утвержденных решений, т.к. не предусмотрен должный контроль за их выполнением. В законодательном порядке необходимо предусмотреть мониторинг разработки и выполнения проектных решений. Необходимо добиваться не только достижения проектных уровней добычи и бурения, но и проведения всего комплекса исследований, предусмотренных проектным документом.

Для реализации добычного потенциала округа необходимо:

На Федеральном уровне разработать четкую стратегию развития отрасли, обеспечить принятие нормальных федеральных законов,нормативных документов, стандартов, регламентов, методических руководств, регулирующих деятельность ТЭК, взять государству на себя ведение НИОКР по важнейшим направлениям, обеспечивающим научно-технический прогресс в отрасли и подготовку элитных кадров.

Контроль за деятельностью недропользователей должен производиться на уровне субъектов Федерации, которые должны проводить мониторинг разработки и обустройства месторождений, включая выполнение проектных решений, внедрение МУН с последующим принятием управленческих решений по нормализации выявленных отклонений.

Предусмотреть, наряду с применением экономических санкций за нарушение принятых на себя недропользователем обязательств в области разработки и обустройства месторождений, стимулирование бережного рационального использования запасов и повышения КИН, применения новых более совершенных технологий нефтеотдачи.

Считать необходимым провести в 2014-2015 гг. аудит запасов нефти на месторождениях ХМАО – Югры с их экономической оценкой. Оценка запасов должна характеризовать:количество запасов нефти разных категорий;их экономическую характеристику с учетом плотности запасов, удаленности от мест переработки или транспортировки, глубины залегания залежей, наличия инфраструктуры: дорог, энергоснабжения, трубопроводов, населенных пунктов и т.п.; степень выработанности залежей нефти; величину остаточных запасов на разрабатываемых месторождениях, уделив особое внимание оценке категории С2; состояние с использованием попутного нефтяного газа.

На основании проведенного аудита недропользователи должны составить программу освоения с указанием сроков и конкретных технологий интенсификации и МУН.

Стратегия решения проблемы повышения нефтеотдачи и реализации добычного потенциала нефти на месторождениях ХМАО –Югры состоит в том, что пришло время осознать и принять науку с ее инновациями в качестве прямой производственной структуры в системе добычи нефти, которая имеет все возможности стабилизировать добычу нефти в регионе на длительную перспективу. Югра еще многие годы будет передовым районом России по добыче нефти.

Ханты-Мансийский автономный округ - Югра - ведущий добытчик нефти (около 56%) и один из самых крупных ее производителей в мире.

Промышленность Ханты-Мансийского автономного округа - Югра - типично монопрофильная и все остальные отрасли, за исключением выполняют вспомогательные функции. Заметная доля и металлообработки объясняется высокими затратами на выполнение ремонтов оборудования. Крайне невелика роль лесной промышленности, которая в Ханты-Мансийском автономном округе - Югра имеет достаточные исходные сырьевые ресурсы для самостоятельного развития в отрасль специализации округа.

Добыча нефти началась в 60-е годы прошлого века и развивалась крайне быстро. Пик добычи был достигнут в 1988 г. - 335,0 млн тонн, затем произошел серьезный спад ее уровня и далее, начиная с 2000 г. начинается новый подъем. В значительной степени рост добычи нефти связан с ростом мировых цен на нефть и ростом спроса на нее, что чрезвычайно повышает эффективность ее разработки.

За прошедшие годы из недр Ханты-Мансийского автономного округа - Югра извлечено более 7 млрд тонн нефти. В настоящее время Ханты-Мансийский автономный округ - Югра занимает первое место среди регионов страны по величине разведанных запасов и добыче нефти. Средняя разведанность запасов нефти около 40%. Средняя выработанность разведанных запасов превышает 50%. Постепенно нарастает напряженность с запасами нефти, так как новые запасы не покрывают объем годовой ее добычи. В регионе ежегодно геофизическая служба готовит всего по 16–18 новых нефтеносных структур, что крайне мало. Уровень восполнения запасов углеводородного сырья в последние годы не превышает 30% от добычи. Поэтому геологическая обеспеченность разных нефтяных компаний запасами нефти промышленных категорий варьирует от 15 до 100 лет (при современном уровне ее добычи). Среди месторождений встречаются чисто нефтяные, нефтегазоконденсатные и нефтегазовые.

По состоянию на 1.01.2003 г. на территории округа открыто 358 нефтяных, 34-нефтегазовых, нефтегазоконденсатных и газонефтяных месторождений. По состоянию на начало 2004 г. из общего количества месторождений разрабатывается 171 месторождение, 16 подготовлены к разработке, 215 находятся в разведке, остальные - на консервации. Среди разрабатываемых месторождений к числу уникальных по запасам относятся - Самотлорское, Красноленинское, Салымское, Приобское, Тайлаковское. За более чем 35 лет эксплуатации на Самотлорском месторождении, извлекаемые запасы которого оценивались в 3 млрд тонн, добыто около 2,5 млрд тонн нефти. Из этой группы месторождений прирост добычи нефти в последние годы удается получить только на Приобском и частично на Самотлорском месторождениях за счет использования новейших технологий ее извлечения.

К числу крупных относят 25 месторождений. Высокая степень концентрации запасов в уже открытых месторождениях повышает эффективность всей разработки нефти. Однако вновь открываемые месторождения, как правило, относятся к числу средних или мелких. Обычно это доразведка окраинных частей уже известных месторождений или рядом расположенных более мелких нефтяных блоков.

За прошедшие годы из 12 уникальных и самых крупных месторождений Ханты-Мансийского автономного округа - Югра извлечено 4.8 млрд тонн нефти при первоначальных запасах в 7 млрд тонн. Выработанность запасов по этим месторождениям составляет от 65 до 85% (средняя 70%) Добытая на них нефть характеризуется обводнённостью от 73 до 93% (в среднем 90%).

Одновременно с развитием добычи нефти возникло производство, связанное с утилизацией попутного нефтяного газа. В первые десятилетия развития добычи нефти степень улавливания (утилизации) попутного нефтяного газа была невелика. По мере обустройства месторождений и появления мощных предприятий в страны интерес к использованию попутного нефтяного газа стал возрастать. Но и сегодня степень его утилизации относительно невелика.

Газовый фактор (количество газа на 1 тонну добытой нефти) с течением времени уменьшается. Поэтому, чем раньше начинается его использование, тем большая часть этого ценного топлива и нефтехимического сырья может быть использована полезно. В этом процессе многое зависит от складывающихся цен на этот вид сырья и от дефицитности сырья для нефтехимии в стране.

Суммарная мощность всех газоперерабатывающих заводов (ГПЗ) в округе составляет примерно 27 млрд м3 попутного газа. В 2003 г. ГПЗ переработали примерно 12 млрд м3 газа. Сгорает в факелах примерно 6 млрд м3 газа в год, т.е. коэффициент утилизации газа составляет по официальным данным 0,67. Эти данные свидетельствуют о том, что в округе не исчерпаны возможности по увеличению степени полезного использования попутного газа.

Нефтеперерабатывающая промышленность выполняет вспомогательную функцию и не является отраслью специализации округа. Подавляющая часть добытой нефти по системе нефтепроводов уходит за пределы округа в западном частично восточном направлениях на нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) страны и на экспорт. Между тем огромный парк техники нуждается в моторном топливе и бензине, велика потребность в поточном мазуте, завоз нефтяного топлива обходится дорого. Поэтому развитие переработки нефти и газового конденсата в моторное топливо на уровне собственных потребностей экономически целесообразно и оправдано. В дальнейшем можно ожидать увеличение мощности мини-НПЗ, а с ростом цен на природный газ и нефтехимическое сырьё и увеличение степени утилизации попутного нефтяного газа.
Приобское месторождение нефти

Транспорт нефти осуществляется по высокоразвитой сети нефтепроводов. Первый нефтепровод Шаим – Тюмень был пущен в 1965 г.. Далее были сооружены нефтепроводы Усть-Балык – Омск (964 км), Самотлор – Уфа – Альметьевск (1836 км), Сургут – Полоцк (3252 км) и Нижневартовск – Анжеро-Судженск – Иркутск. Использованы трубы различного диаметра – от 520 мм и до 1220 мм. Для экспорта западносибирской нефти используются морские порты: Новороссийск, Приморск, Туапсе, а также порты стран Балтии.

Сложившийся в последние годы дефицит мощностей на магистральных нефтепроводах вынуждает нефтяные компании перевозить часть добытой нефти по железной дороге (в Китай, в морские порты Витино, Восточный). Летом часть добытой нефти отгружается через Обскую губу.

Первые месторождения природного газа в округе были открыты в 1953 г. районе Берёзово и вскоре в 1966 г. был построен газопровод Игрим–Серов–Нижний Тагил. В 1977 г. был построен газопровод Нижневартовск–Парабель– для подачи туда осушенного попутного нефтяного газа.

Как известно, почти 90% общероссийской добычи нефти приходится на Уральский и Приволжский федеральные округа. Сюда входят ключевые нефтедобывающие регионы: ХМАО, ЯНАО, Татарстан, Башкортостан, Самарская и Оренбургская области, Пермский край и Удмуртия. Кроме этого всё возрастающую роль в нефтедобыче играют Республика Коми и НАО. Однако в течение последних 30 лет наиболее значимую роль в нефтедобыче играет только один субъект России - ХМАО. Причём он является не только основным нефтегазоносным районом России, но и одним из крупнейших нефтедобывающих регионов мира. Округ относится к регионам-донорам России и лидирует по целому ряду основных экономических показателей: первое место по добыче нефти и второе по добыче газа (см. таблицы 1 и 2), первое место в производстве электроэнергии (см. таблицу 3), а также объёму промышленного производства, второе место по объёму инвестиций в основной капитал.

Добыча нефти в ХМАО началась в 1964 году, когда в пробную эксплуатацию были введены Мегионское, Трехозерное и Усть-Балыкское месторождения (годовая добыча нефти составляла 209 тыс. тонн, дебит нефти - 192 т/сут). Всего за период эксплуатации этих месторождений из их недр было добыто около 220 млн. тонн нефти, но к настоящему моменту все три месторождения сильно истощены и обеспечивают менее 1% годовой добычи по округу.

Если проследить историю развития нефтегазодобывающей отрасли в ХМАО, то следующей «вехой» истории ТЭК округа является 1965 год - год создания компании «Главтюменнефтегаз», впоследствии сыгравшей огромную роль в становлении нефтедобывающей промышленности не только в округе, но и в Западной Сибири в целом. Компания просуществовала ровно 25 лет (до 1990 года). В период 1965 - 1973 гг. объемы добычи углеводородного сырья в округе динамично росли. В 1974 году ХМАО вышел на уровень годовой добычи нефти, превышающий 100 млн. т/год, в 1977 году - свыше 200 млн. т/год, а в 1980 году - свыше 300 млн. т/год. В 1977 году в округе были образованы первые производственные нефтедобывающие объединения: «Нижневартовскнефтегаз», «Сургутнефтегаз», «Урайнефтегаз», «Юганскнефтегаз», входившие тогда в состав «Главтюменнефтегаза».

Именно в этот период (вторая половина 70-х - начало 80-х гг.) своего максимального значения достигла добыча нефти по большинству уникальных и крупнейших месторождений (уникальные месторождения нефти газа - Самотлорское, Мамонтовское, Федоровское, Приобское; крупные месторождения - Талинское, Лянторское, Южно-Ягунское, Южно-Сургутское, Западно-Сургутское, Повховское, Аганское, Варьеганское, Покачевское, Северо-Варьеганское). В эти годы по округу было пробурено почти 170 млн. м эксплуатационного метража. Из недр округа за этот период было извлечено 3,75 млрд. тонн нефти. Максимальная годовая добыча нефти в ХМАО достигала в 1985 году 360 млн. тонн (что соответствовало 63% добычи нефти по всей России).

Максимальный темп отбора начальных промышленных запасов нефти введенных в эксплуатацию месторождений в 1983-1988 гг. составлял примерно 3% в год, а от текущих извлекаемых запасов 3,7-4,5%. В 2005 году эти темпы составили 1,7 и 3,4%, в 2006 году - 1,75 и 3,6% соответственно. В связи с вводом высокопродуктивных запасов, сосредоточенных в мощных однородных коллекторах, средний дебит нефти на крупнейших месторождениях составлял в 1970 году - около 100 т/сут., в 1975 году - 134 т/сут., в 1980 году - 90 т/сут. Однако в дальнейшем из-за резкого ухудшения качества вновь вводимых запасов и роста обводненности скважин к 1990 году средний дебит нефти снизился почти в 5 раз - до 19 т/сут. Для ТЭКа ХМАО приближались самые тяжелые времена.

В 1991-2000 годах в нефтедобыче округа произошло обвальное падение добычи нефти до минимального уровня - 164,7 млн. т/год в 1996 году, то есть в 2,2 раза меньше ранее достигнутого максимального уровня. За «кризисные» 10 лет суммарная добыча нефти по округу составила 1,9 млрд. тонн (или 190 млн. т/год), что было в 1,8 раза ниже среднегодовой добычи нефти в предыдущих периодах. В 1999 году по округу было добыто 169,6 млн. тонн нефти. В 2000 году болезненный переход на рыночные отношения завершился. Собственность была поделена между крупными нефтяными компаниями. Добыча нефти несколько подросла и составила 180,5 млн. т/год. Далее началось возрождение нефтегазовой отрасли ХМАО, и в 2006 года добыча нефти достигла максимума -- 275,6 млн. т/год. При этом объем эксплуатационного бурения увеличился более чем вдвое по сравнению с кризисным 1999 годом. Проведение большого комплекса геолого-технических мероприятий по интенсификации добычи нефти, применение интенсивных технологий привело к существенному росту дебитов скважин, при этом дебит новых скважин по нефти увеличился вдвое.

ХМАО - основной регион нефтедобычи страны. В ХМАО добывается больше половины всей нефти в России.

Объем нефти, извлекаемой из недр Ханты-Мансийского автономного округа - Югры, составляет 57% всей нефти, добываемой в Российской Федерации, и 7,2% мировой добычи. А вот объем газа составляет всего порядка 4% от добываемого в Российской Федерации.

Ресурсный углеводородный потенциал округа значителен. Ни один из других нефтедобывающих регионов страны не может с ним сравниться сейчас и вряд ли это случится в будущем. По последним данным суммарные (разведанные и предварительно оцененные) начальные извлекаемые запасы нефти по ХМАО порядка 20 млрд. тонн. Из них на предварительно оцененные запасы приходится около 17%. С 1964 года по январь 2007 года накопленная добыча нефти по округу составила порядка 8,6 млрд. тонн. И на настоящий момент извлечено чуть более половины начальных разведанных запасов нефти. На эти запасы (плюс на часть запасов категории С2) в ХМАО может быть рентабельно пробурено еще 70-80 тыс. новых скважин с общим объемом проходки 210 -240 млн. м.

Таким образом, недра округа по-прежнему обладают значительным потенциалом для дальнейшего устойчивого обеспечения нефтедобычи.

Тем не менее, важно отметить, что несмотря на всё ещё большие запасы нефти в округе нарастить темпы добычи, скорее всего, не удастся. Для дальнейшего наращивания добычи нефти в ХМАО в ближайшие годы каких-либо серьезных возможностей у нефтедобывающих компаний нет. Практически все они (кроме возможностей по увеличению объемов эксплуатационного бурения) почти полностью были исчерпаны в предыдущие годы интенсивной нефтедобычи. И поэтому темпы прироста добычи нефти по ХМАО в последние годы значительно снизились.

Так что и в будущих периодах нефтедобыча в округе, по всей видимости, будет происходить при медленно падающей динамике.

Конечно, в «главной нефтяной житнице» нашей страны представлен весь свет российских нефтедобывающих компаний.

В целом в 2014 году добычу нефти и газа на территории ХМАО осуществляли 59 нефтегазодобывающих предприятий. За последние годы основной рост добычи нефти получен за счет специализированных нефтяных компаний, добыча по которым составила 270,4 млн. тонн нефти (98,1% от общей добычи нефти по автономному округу).

В разрезе административных районов автономного округа наибольший объем извлеченной нефти получен на территории Сургутского района - 41,5% от общей добычи по округу, Нижневартовского района - 31,6%, Ханты-Мансийского района - 11,6% и Нефтеюганского района - 11,1%.

По состоянию на 1 января 2015 года в эксплуатации находится 278 месторождений, на 53 месторождениях добыча превысила 1 млн. тонн нефти в год. Среднесуточная добыча нефти в 2013 году составила 755 тыс. тонн (в 2012 году - 734 тыс. тонн). В 2013 году введены в разработку и пробную эксплуатацию 8 новых месторождений: Новобыстринское (Сургутнефтегаз); Западно-Котухтинское (Лукойл); Аржановское, Овальное, Восточно-Голевое (Русснефть); Ханты-Мансийское (ЗАО «Назымская НГРЭ»); Каюмовское (ООО «Красноленинскнефтегаз»); Ваделыпское (НК «Салым Петролеум Девелопмент Н.В.»).

Что касается переработки углеводородов в регионе, то в последнее время она постепенно растёт, хотя для улучшения качества переработки (то есть для увеличения глубины переработки) нужно ещё время и капиталовложения.

Не секрет, что ХМАО является крупнейшим донором федерального бюджета, куда уходит до 80% налогов, собираемых на территории округа. Тем не менее, несмотря даже на такое соотношение в самом регионе остаётся достаточно средств, позволяющих округу входить в пятёрку субъектов России с самыми крупными доходами бюджета.

В консолидированном бюджете ХМАО очень высока доля регионального бюджета, то есть региональная власть забирает себе более 70% всех доходов консолидированного бюджета округа, а муниципалитетам остается меньше 30% (в среднем по стране 50/50). Практически все изъятые у муниципалитетов бюджетные доходы затем возвращаются к ним через систему трансфертов. С одной стороны, такая финансовая «чехарда» достаточно нелогична. Но этому есть своё объяснение. Дело в том, что в округе не используется формализованная процедура перераспределения, и поэтому принятие регионального бюджета на каждый год сопровождается согласованием, а если точнее - торгом за трансферты муниципалитетам. Такая политика позволяет региональным властям жестко контролировать поведение муниципалитетов, разделенных между отдельными нефтяными компаниями.

Основным источником поступлений в консолидированном бюджете на территории округа являются налоговые доходы. К ним относятся отчисления от федеральных налогов и сборов, региональные налоги, а также задолженность и перерасчеты по отмененным налогам и сборам. В 2014 году удельный вес данного источника в общей сумме доходов консолидированного бюджета составил более 80%. Необходимо отметить, что по сравнению с 2012 годом общая сумма налоговых поступлений в бюджете ХМАО увеличилась почти на 15%. Одним из факторов, обусловивших данное увеличение, является повышение уровня платежной дисциплины плательщиков в результате усиления контроля за своевременной уплатой налогов со стороны контролирующих органов.

Что касается областного бюджета округа, то по доходам бюджет ХМАО в 2013 году исполнен в сумме 97,51 млрд. рублей, что составило 100,8% к утвержденному плану на год. По кассовым расходам бюджет округа в 2006 году исполнен в сумме 105,04 млрд. рублей. Дефицит бюджета автономного округа по кассовому исполнению сложился в сумме 7,54 млрд. рублей, при плановом дефиците 11,58 млрд. рублей.

Несмотря на то, что по итогам 2014 года по сравнению с аналогичным периодом 2012 года поступления в бюджет автономного округа по налогу на прибыль организаций значительно возросли (на 7,7 млн. руб.) плановые назначения в сумме 58,8 млн. рублей недовыполнены на 1,9 млн. рублей. Такой результат был получен вследствие снижения цены на нефть, с $70 за баррель в июле до $55 в декабре 2014 года. Учитывая, что крупнейшие налогоплательщики ХМАО - предприятия топливно-энергетического комплекса, составляющие почти 90% от всех плательщиков автономного округа, фактор мировых цен на нефть играет большую роль в формировании доходной части бюджета.

Налог на доходы физических лиц поступил в бюджет автономного округа в сумме 19,8 млн. рублей, что составляет 103% к годовому плану. Перевыполнение плана обусловлено ростом заработной платы и облагаемых налогом доходов населения. Так, по данным статистики рост среднемесячной заработной платы одного работника по автономному округу составил 117,5% к соответствующему периоду 2013 года против 110% учтенных при формировании бюджета 2014 года.

ХМАО -- моноотраслевой регион, где добывается более 57% российской нефти, поэтому в отраслевой структуре экономики доминирует именно топливная промышленность (почти 90% ВРП). Но такая ситуация совсем не радует руководство округа. Признавая чрезвычайную зависимость от нефти власти ХМАО стремятся к диверсификации свое экономики. В связи с этим сейчас активно прорабатываются инвестиционные проекты в других отраслях. Согласно поставленной задаче, к 2025 году доля нефти в ВРП должна сократиться до 50%.

В настоящий момент к проблеме зависимости доходов округа от мировых цен на нефть прибавляются и многочисленные социальные проблемы. Основные из них: огромное неравенство по доходам, проблемы трудоустройства молодежи после завершения образования, проблемы низкокачественного жилфонда, а также дефицита мест в дошкольных учреждениях и перегруженности школ из-за смещения приоритетов инвестиционной политики властей в сторону более престижно-статусных объектов.

Наиболее остро стоит жилищная проблема. Доля ветхого жилья достаточно высока (8%) и находится на уровне самых слаборазвитых автономных округов и республик страны, не решена проблема фенольного жилья (построенного из недоброкачественных строительных материалов). Обеспеченность жильем в ХМАО на 20% ниже средней по стране и составляет только 16,7 кв. м на человека, а в более молодых городах (Нягань, Лангепас, Пыть-Ях), Белоярском и Нижневартовском районе -- 12-14 кв. м на человека. При этом, как отмечено выше, большие средства расходуются на статусные сооружения, особенно в Ханты-Мансийске - культурные, спортивные центры, аэропорт - которые даже в отдаленной перспективе не будут использоваться на плановую мощность.

Тем не менее, как говорится, «не всё так плохо». ХМАО - единственный в России пример автономного округа, экономически более развитого и имеющего большую численность населения по сравнению со своей «материнской» территорией (Тюменской областью) - 1,5 млн. человек в ХМАО против 1,3 млн. человек в Тюменской области (на начало 2008 года). Такое положение сложилось только в 1990-е годы, когда нефтедобывающий округ смог использовать преимущества самостоятельного распоряжения финансовыми ресурсами.

Объем ВРП ХМАО в 8 раз больше, чем Тюменской области (без автономных округов), в 1,5 раза превышает ВРП всего Дальнего Востока и практически равен Южному федеральному округу. Но большая часть произведенного продукта перераспределяется федеральным центром, поэтому фактическое конечное потребление домохозяйств ХМАО составляет только 15% ВРП (в среднем по субъектам РФ - 61%). При этом инвестиции в развитие экономики округа очень велики: по объему инвестиций в основной капитал ХМАО уступает только столице страны, причем почти 70% инвестиций приходится на частных собственников. В отраслевом разрезе доминируют инвестиции в промышленность, так как крупные нефтяные компании вкладывают значительные средства для обеспечения роста нефтедобычи.

Как и во всех северных регионах, уровень экономической активности населения округа значительно выше среднего по стране. Тем не менее, из-за монопрофильности экономики рынок труда ХМАО более сильно реагирует на любые изменения, как негативные, так и позитивные. Поскольку ХМАО уже стал обжитой территорией, в которой жизнь серьёзно обустраивается, ему крайне необходимо наращивать постиндустриальные функции для стабилизации развития. Структура занятости должна меняться в сторону сервисной экономики, развития деловых и потребительских услуг, иначе при новых потрясениях на мировом рынке нефти социальные проблемы в ХМАО будут намного более острыми, чем в стране в целом.

Прежде всего, в проектах диверсификации экономики округа предполагается развивать горнорудный кластер, так как помимо нефти недра округа крайне богаты разнообразными твёрдыми полезными ископаемыми. Так, на территории ХМАО находятся залежи сверхчистого кварцевого песка (служащего сырьём для производства полупроводников), также здесь подтверждены крупнейшие промышленные запасы угля (650 млн. тонн), железной руды (550 млн. тонн), хромовых руд (15 млн. тонн), медных руд (20 млн. тонн), есть значительные объёмы бокситов, марганца, золота, урана и других ископаемых.

Следующим перспективным направлением в диверсификации экономики ХМАО является нефтехимическая промышленность - ведь в области добываются большие объёмы нефти, и будет логичным перерабатывать хотя бы часть сырья в регионе. На настоящий момент имеется два проекта - строительство завода по выпуску высококачественного дорожного битума (мощность более 100 тыс. тонн битума в год) на базе Ваньеганского месторождения тяжёлой нефти, а также строительство ГПЗ (в районе г. Сургут) по переработке попутного газа в метанол. Ещё одним направлением диверсификации экономики ХМАО является лесопромышленный комплекс - в регионе планируется строительство крупного ЦБК, кроме этого развиваются и более мелкие предприятия по переработке древесины. И, наконец, ещё одно важное направление развития экономики ХМАО - инновации и, в частности, разработка информационно-космических технологий. В этой области наиболее активно работает Югорский НИИ информационных технологий.

Что же касается проектов непосредственно в сфере нефтедобычи, то, следуя оптимистичным прогнозам правительства ХМАО, в ближайшие годы добыча в регионе будет расти. Это, конечно, обнадёживает, но существуют и нерешённые вопросы. Например, как при существующих условиях (когда все серьёзные рычаги влияния на формирование дальнейшей динамики нефтедобычи в округе к настоящему времени в значительной степени исчерпаны) добиться спрогнозированных результатов? Ведь для этого нужно, во-первых, сохранить достигнутые в 2006 году объемы эксплуатационного бурения в целом по ХМАО, значительно увеличив их по новым крупнейшим месторождениям (Приобское, Южно-Приобское, Тайлаковское, Приразломное, Салымская группа и другие). Во-вторых, улучшить использование пробуренного фонда скважин. Поскольку если, к примеру, в ОАО «Сургутнефтегаз» в конце 2013 года на одну неработающую скважину приходилось более 12 работающих, то в ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» - 6,5, а в «ТНК-ВР Менеджмент» (в ХМАО) - всего лишь 1,4 скважины.

В целом доля неработающего фонда скважин по округу должна быть доведена до 10% (сейчас, например, по месторождениям ТНК-ВР Менеджмент она превышает 40%.). Также важно запустить механизм передачи месторождений из нераспределенного фонда недр на территории ХМАО недропользователям. Это позволит ввести в оборот около 800 млн. тонн запасов нефти. Также важно внести в налоговое законодательство России поправки, реально стимулирующие ввод в промышленную эксплуатацию новых, неразбуренных запасов в старых освоенных нефтедобывающих районах страны, к которым как раз относится ХМАО.