Стратегия развития западно-сибирского НГК

08.12.10. 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.

Открыл и вел заседание Юрий Шафраник.

Он отметил своевременность и актуальность рассматриваемой на мероприятии темы. В течение года Комитетом проведено 8 мероприятий, посвященных разным аспектам стратегии долгосрочного развития нефтегазового комплекса. Его выводы реализуются либо в политических решениях руководителей, либо в конкретных делах. По словам Юрия Шафраника, целью нынешнего расширенного заседания является акцентирование внимания на ключевых проблемах и развитии Западно-Сибирского нефтегазового комплекса.

С приветственным словом к участникам мероприятия обратился Сергей Катырин. Он высоко оценил деятельность Комитета ТПП РФ по энергетической стратегии и развитию ТЭК. Нет ни одной темы, поднимаемой Палатой, по которой бы Комитет не высказал свое конструктивное мнение. Вице-президент Палаты считает, что тема стратегии и развития Западно-Сибирского нефтегазового комплекса является важнейшей, так как от развития нефтегазового комплекса страны зависит состояние отечественной экономики в целом.

Далее с основным докладом выступил Алексей Конторович. Он отметил, что нефтегазовый комплекс России уверенно преодолевает последствия глобального финансово-экономического кризиса. За десять месяцев 2010 года добыто нефти и газового конденсата 420 млн т, что составляет 102,4% к прошлогоднему уровню, газа – 527 млрд куб. м, что оставляет 114,3% к соответствующим показателям 2009 года.

Главным центром добычи нефти в стране уже на протяжении 40 лет является Западно-Сибирский нефтегазовый комплекс. В этом регионе было добыто 68,2% всей российской нефти и 93,1% российского газа. С момента начала эксплуатации месторождений нефти и газа Западной Сибири на 1 января будущего года будет добыто 11 млрд т нефти и 15,3 трлн м³ газа.

Как считает Алексей Конторович, дальнейший рост добычи нефти в округе сдерживает отсутствие открытых и законченных разведкой крупных нефтяных месторождений. Необходим переход на инновационные технологические схемы работы по добыче нефти с целью значительного увеличения коэффициента извлечения нефти.

Ключевой проблемой успешного развития Западно-Сибирского нефтегазового комплекса, по словам главы Научного совета РАН по проблемам геологии и разработке месторождений нефти и газа, является коренное изменение сложившейся практики недропользования, целью которой должно быть расширенное воспроизводство минерально-сырьевой базы, обеспечивающее прирост запасов углеводородов, превосходящий уровни добычи, как минимум, в полтора-два раза.

Компании нефтегазового комплекса должны постоянно взаимодействовать с отечественной и зарубежной наукой, обеспечивать широкое внедрение новейших геологических, геофизических технологий поиска и разведки нефтяных и газовых месторождений, значительное увеличение объемов геофизических работ и, особенно, глубокого бурения, подытожил Алексей Конторович.

Леонид Симановский проинформировал участников мероприятия о работе Госдумы ФС РФ по законодательной поддержке развития нефтегазового комплекса.

Были приняты законы о снижении ставки НДПИ и снижении ставки экспортной пошлины на углеводороды, что позволило поддержать нефтегазодобывающую отрасль в условиях мирового финансово-экономического кризиса.

В посткризисный период начался активный процесс создания нормативной базы деятельности ТЭК, системная работа над программными документами, определяющими задачи развития отрасли на перспективу. Практически завершено формирование целой системы законодательных актов, основу которых составляет Энергетическая стратегия России на период до 2030 года, принятая правительством в конце прошлого года и ориентированная на максимально эффективное использование природных энергетических ресурсов и потенциала энергетического сектора для устойчивого роста экономики, повышения качества жизни населения страны и содействия укреплению ее внешнеэкономических позиций, заключил Леонид Симановский.

Далее на мероприятии прозвучали доклады, посвященные путям повышения эффективности использования запасов углеводородов на месторождениях Югры; инновациям в теории и практике разработки месторождений нефти и газа; новым путям освоения запасов углеводородного сырья в отложениях отдельных пород и некоторые другие.

Выслушав доклады, участники мероприятия приняли соответствующее решение, в котором рекомендовали, в частности, Минприроды России и Роснедрам России 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.

Необходимо также разработать программу работ отдельных компаний и внедрения по региону в целом новейших технологий увеличения коэффициента нефтеотдачи, обеспечивающих достижение к 2020 году и к 2030 году значений коэффициента нефтеотдачи, предусмотренных в энергетической стратегии России до 2030 года.

***

ПРОЕКТ РЕШЕНИЯ

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.

Москва, ТПП РФ 8 декабря 2010 г.

На совместном заседании 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, которое состоялось в Москве 8 декабря 2010 г., был рассмотрен вопрос «Стратегия и проблемы развития Западно-Сибирского нефтегазового комплекса на современном этапе».

Участники заседания отмечают, что нефтегазовый комплекс России уверенно преодолевает последствия глобального экономического и финансового кризиса. За десять месяцев 2010 г. добыто нефти и газового конденсата 420,2 млн т, что составляет 102,4%, газа – 527,5 млрд м³, что составляет 114,3% к соответствующим показателям 2009 г. Главным центром добычи нефти и газа в России уже на протяжении 40 лет является Западно-Сибирский нефтегазовый комплекс.

В ближайшие годы Россия отметит ряд знаменательных дат в истории своей нефтяной и газовой промышленности, в истории Западно-Сибирского нефтегазового комплекса. В июне 2012 г. исполнится 80 лет с момента, когда, находясь в Новосибирске, вице-президент АН СССР И.М. Губкин научно обосновал необходимость поисков нефти в Западной Сибири. В июне 2010 г. исполнилось 50 лет со дня получения первого промышленного фонтана нефти в провинции на Мулымьинском нефтяном месторождении в Зауралье. В 2011 г. исполнится 50 лет со времени первых нефтяных фонтанов в Среднем Приобье и в 2012 г. – газового фонтана на Тазовском месторождении на севере Западной Сибири.

В 2008 г. в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции было добыто 68,2% всей российской нефти и 93,1% российского газа. С момента начала промышленной эксплуатации месторождений нефти и газа Западной Сибири на 01.01.2011 г. будет добыто 11 млрд т нефти и 15,3 трлн м³ газа.

Западно-Сибирский нефтегазовый комплекс – живой, активно развивающийся организм. За последние 20 лет существенно изменилась география добычи нефти и газа в Западной Сибири. В Ханты-Мансийском автономном округе введено в разработку гигантское Приобское месторождение с извлекаемыми запасами нефти более 2,4 млрд т В число добывающих нефть регионов вошли юг Тюменской области (1992 г.), Новосибирская область (2000 г.), Омская область (2001 г.) и Красноярский край, левобережье р. Енисей (2009 г.). Открытие и ввод в разработку Ванкорского месторождения ознаменовал начало добычи нефти в новом Ванкорско-Сузунском нефтеносном районе Западно-Сибирской провинции. За один год добыча нефти на Ванкорском месторождении уже превысила 15 млн т.

В разработку было введено большое количество газовых месторождений в Надым-Пурском междуречьи Ямало-Ненецкого автономного округа. Интенсивно ведется подготовка к вводу в разработку с использованием блестящего, не имеющего аналогов в мире опыта освоения Медвежьего, Уренгойского, Ямубргского и других газовых гигантов Надым-Пурского междуреья, новейшей техники и самых современных технологий Бованенковского месторождения на Ямале.

Вместе с тем, в развитии Западно-Сибирского нефтегазового комплекса имеются и накапливаются негативные тенденции.

После 2004 г. с 53,3 млн т до 35,3 млн т в 2009 г. непрерывно падает добыча нефти в Ямало-Ненецком автономном округе. В Ханты-Мансийском автономном округе с 2007 г. по 2009 г. добыча нефти упала с 280,0 млн т до 270,4 млн т. Как следствие доля Тюменской (с округами) и Томской областей в российской добыче нефти упала с 71% в 2004 г. до 65,3% в 2009 г.

Несомненно, в регионе происходит ухудшение структуры запасов нефти, но утверждения, что 30% запасов на разрабатываемых месторожденияхи 90% запасов на новых месторождениях нерентабельны для разработки, требуют тщательной и объективной экспертизы с привлечением независимых отечественных экспертов. Аналогичные утверждения о состоянии сырьевой базы имели место в кризисные девяностые годы. Утверждалось, что нерентабельным для разработки является Приобское месторождение. На основе подобных утверждений были списаны с государственного баланса огромные запасы нефти. Последующая практика отмела все эти лоббистские псевдотеории.

Дальнейший рост добычи нефти в округе 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 только около 55%. Это означает, что на 5–7 лет возможности для поддержания и даже наращивания добычи в регионе есть.

В условиях ограниченных перспектив открытия новых крупных нефтяных месторождений, а также четкой ориентации экономической политики страны на ресурсосбережение особо острой является проблема повышения эффективности поисков, разведки, добычи и переработки нефти.

Согласно существующим оценкам НПР России в Западной Сибири остаются невыявленными значительные ресурсы нефти и газа. Неоднократно утверждалось, 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 Роснедра ведут в настоящее время переоценку ресурсов углеводородов, но методика этой переоценки не разработана и не утверждена, проводится она в замкнутой системе отраслевых институтов Роснедр, и до сих пор не ясно, как и кем будет осуществляться экспертиза этой оценки.

Главной проблемой, которая начала тормозить и будет тормозить еще устойчивое развитие добычи нефти в провинции, является совершенно недостаточный уровень геологоразведочных работ. Приросты запасов нефти за полтора последних десятилетия не обеспечивают устойчивую работу нефтяного комплекса России на перспективу: это неизбежно приведет к падению добычи нефти в стране. Деятельность недропользователей по выявлению и подготовке запасов нефти является неудовлетворительной.

Единственной формой государственного регулирования подготовки запасов нефти и газа недропользователями являются лицензионные соглашения как неотъемлемая часть лицензий. Существующая практика формирования лицензионных соглашений и предусмотренная «Законом о недрах» процедура их корректировки не позволяют государству управлять воспроизводством минерально-сырьевой базы и, как следствие, строить долгосрочную энергетическую стратегию. Неслучайно в опубликованных материалах по генеральной схеме развития нефтяной отрасли о воспроизводстве минерально-сырьевой базы и перспективах ввода в разработку неоткрытых на сегодня месторождений нефти и газа ничего не сказано.

Требуют специального 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 увеличения этого важнейшего показателя 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 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 2020 г. и до 2030 г.

По-прежнему неудовлетворительно осуществляются утилизация и квалифицированное использование попутного нефтяного газа. Не организована единая система сбора попутного газа. Значительная его часть 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 квалифицированное использование попутного нефтяного газа с созданием на его основе продукции с высокой добавленной стоимостью.

Очень острой является проблема недопустимо низкой глубины переработки нефти на большинстве нефтеперерабатывающих заводов России. Так, увеличение глубины переработки нефти с 0,70 до 0,85–0,90 даст дополнительно в период до 2030г. качественных нефтепродуктов, для получения которых потребуется 750–800 млн т нефти. Эта экономия нефти эквивалента открытию, разведке и вводу в разработку гигантского нефтяного месторождения. Характерным для современного состояния нефтеперерабатывающих предприятий является высокий износ основных фондов и не соответствующее европейским и мировым стандартам качество нефтепродуктов.

Развитие газовой отрасли Западно-Сибирского комплекса протекает более устойчиво, область имеет надежную сырьевую базу, которая успешно пополняется, развивается планомерно. 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», возникают сложные, инвестиционно емкие и требующие инновационных решений задачи.

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 необходимости ввода 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 разработку залежей жирного конденсатного газа нижнего мела. Однако одновременно с решением этой задачи в синхронизованном режиме должны быть созданы огромные 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 СО 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 будет сдерживать рост 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 развитию нефтехимии. Такая практика реализована, например, в Катаре.

В связи с намечаемым амбициозным планом доведения добычи газа в Российской Федерации до 1 трлн м³ в год необходимо существенно усилить работы по воспроизводству минерально-сырьевой базы газовой промышленности.

Участники расширенного заседания Комитета по энергетической стратегии и развитию ТЭК отмечают:

1. Западно-Сибирский нефтегазовый комплекс является в настоящее время и останется, по крайней мере, до тридцатых – сороковых годов XXI века главной базой России по добыче нефти и газа. Состояние запасов и прогнозных ресурсов нефти и газа Западно-Сибирского комплекса 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. Являются недопустимыми и деморализующими бизнес-прогнозы, по которым добыча нефти в Тюменской области (включая ХМАО и ЯНАО) может снизиться к 2030 г. до 200 млн т в год;

2. Главными проблемами Западно-Сибирского нефтегазового комплекса и нефтяных компаний, работающих в нем, в области увеличения добычи нефти является коренное усиление геологоразведочных работ, в первую очередь, поискового и разведочного бурения, переход на новые инновационные технологические схемы работы по добыче нефти с целью значительного увеличения коэффициента извлечения нефти;

3. Главными инновационными проблемами Западно-Сибирского нефтегазового комплекса, ОАО «Газпром» и других компаний, ведущих добычу газа, является ввод в разработку Бованенковского и других месторождений полуострова Ямал, освоение нижнемеловых залежей жирного конденсатного газа в Надым-Пурском междуречьи и синхронизованное с ним развитие объектов газопереработки, систем продуктопроводов и нефтехимических кластеров с доведением добычи газа до 650–700 млрд м³;

4. Ключевой, важнейшей проблемой успешного развития Западно-Сибирского нефтегазового комплекса является коренное изменение сложившейся практики недропользования, целью которого является 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;

2. Минприроды России, Роснедрам 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, имея ввиду, что 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. Оценка должна явиться надежной базой для стратегического проектирования развития нефтегазового комплекса России;

3. Минэнего России совместно с нефтяными компаниями, ведущими добычу нефти в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, и ЦКР по нефти Роснедр разработать программу работ отдельных компаний и по региону в целом внедрения 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.

4. Придавая стратегическое значение диверсификации газовой промышленности ЯНАО за счет расширения добычи жирного конденсатного газа, развития газопереработки, производства сжиженного природного газа (СПГ) и формирования в округе, 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»;

5. 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, по созданию новых предприятий по газопереработке, производству СПГ, нефтехимии;

6. 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;

7. Торгово-промышленной палате России, Союзу нефтегазопромышленников России, Научному совету РАН по геологии и разработке нефтяных и газовых месторождений провести в 2011–2012 гг. аналогичные совещания по проблемам развития нефтегазовых комплексов европейской части России, Восточной Сибири и Якутии, Дальнего Востока и шельфов морей Тихого океана, шельфов арктических морей России и по их результатам выработать рекомендации для Правительства РФ, министерств и ведомств РФ.

Специалисты, заинтересованные в решении проблем, обсуждавшихся на расширенном заседании Комитета ТПП РФ по энергетической стратегии и развитию ТЭК, могут прислать свои замечания, предложения и дополнения к ПРОЕКТУ РЕШЕНИЯ по адресу: pr@sng.msk.ru – Сединой Людмиле Васильевне