Современное состояние нефтяной и газовой промышленности

В настоящее время около 80 % первичных энергоносителей составляют углеводородные ресурсы, которые вовлекаются в народно­хозяйственный оборот благодаря деятельности нефтяной и газовой отраслей. Под отраслью промышленности понимается совокупность предприятий и организаций, характеризующаяся общностью выполняемых функций в системе общественного разделения труда или производимой продукции. В соответствии с этим, нефтяная и газовая промышленность представляют собой совокупность хозяйствующих субъектов обеспечивающих разведку, строительство скважин, добычу, транспортировку, переработку и реализацию нефти, газа и продуктов их переработки. Данные отрасли обладают рядом отличительных особенностей, к числу которых следует отнести:

► комплексность и тесную технологическую взаимосвязь различных стадий производства и использования ресурсов;

► самостоятельность в подготовке сырьевой базы;

► высокую капиталоемкость и большую степень риска инвестиций;

► невоспроизводимый характер добываемых ресурсов и ограни­ченность в каждый момент времени лучших по качеству и расположению месторождений;

► ориентацию в развитии главным образом на отечественные ресурсы;

► большие масштабы и широкую географию размещения скоплений нефти и газа;

► динамизм;

► инерционность;

► тесную связь со всеми отраслями народного хозяйства. Помимо этого следует отметить важную роль нефтегазового сектора в обеспечении экономической независимости, энергетической безопасности страны и возможности использования факта обладания ресурсом и производственным потенциалом для решения внешнеполитических задач.

Нефтяная промышленность в настоящее время производит 12-14 % промышленной продукции, обеспечивает 17-18% доходов федерального бюджета и более 35 % валютных поступлений.

Сырьевая база формируют более 2200 нефтяных, нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений. Около 80 % запасов находится в 1230 эксплуатируемых месторождениях. Степень разведанности начальных суммарных ресурсов нефти по стране в целом составляет 33 %, варьируя по отдельным районам от 0,8 до 90,8 %. В «Энергетической стратегии России на период до 2020 года» отмечается ухудшение ресурсной базы РФ, доля трудноизвлекаемых запасов в стране возросла с 36 до 55 %, а с 1994 г. приросты запасов существенно меньше объемов текущей добычи. Ресурсы нефти категорий СЗ, Д1, Д2 приурочены к меньшим по размерам и более сложно построенным месторождениям по сравнению с разведанными запасами Ожидается открытие 25 % неразведанных ресурсов на глубине 3-5 км и еще 25 % на глубинах свыше 5 км. Главными причинами ухудшения состояния сырьевой базы является естественное истощение недр и резкое сокращение объема инвестиций, направляемых в эту сферу. Прогнозные ресурсы нефти в основном сосредоточены в Западной и Восточной Сибири, на Дальнем Востоке и шельфах дальневосточных и северных морей.

Добыча нефти в 1990-е годы систематически снижалась. Так, если в 1990 г. она составляла 516 млн т, то в 1998 г. - 303,4 млн т. Начиная с 1999 г. добыча стала увеличиваться и в 2004 г. составила 458,1 млн т. Благоприятная ценовая конъюнктура на мировых рынках нефти в этот период способствовала росту объема инвестиций в отрасль, что обеспечило наращивание объемов эксплуатационного и разведочного бурения.

В настоящее время фонд добывающих скважин превышает 143 тыс. и имеет устойчивую тенденцию к росту. Постоянно увеличивается количество вновь вводимых нефтяных месторождений. Негативное воздействие на уровень добычи как и ранее оказывали значительный объем бездействующих скважин и снижение продуктивности действующего фонда. Несмотря на наметившееся сокращение в последние годы, более 25 % скважин числятся бездействующими. Среднесуточный дебит по эксплуатационному фонду с 1990 г. уменьшился почти на 35%. Вместе с тем с 1995 г. наблюдается его стабильное увеличение по новым скважинам. Большинство эксплуатиру­емых месторождений находится в завершающей стадии, что обусловливает высокий уровень обводненности продукции, который в среднем по ним превышает 60 %.

Дальнейшее развитие нефтедобычи в условиях ухудшения качества запасов, роста числа вводимых месторождений с небольшими объемами и трудноизвлекаемыми запасами требует применения новых эффективных технологий добычи, методов увеличения нефтеотдачи пластов, интенсификации разработки залежей.

В соответствии с «Энергетической стратегией России до 2020 года» прогнозный уровень добычи нефти предполагается в пределах 360^00 млн т. Ресурсный потенциал новых районов значительно ниже, чем в освоенных, что обусловливает возрастание капиталоемкости продукции и необходимость привлечения больших объемов инвестиций. Для решения данной задачи важное значение приобретает широкое использование режима СРП, который в перспективе может обеспечить заданные объемы добычи и гарантировать необходимые объемы инвестиций.

Нефтеперерабатывающая промышленность представлена 28 НПЗ топливного, топливно-масленого и масленого профиля, имеющими производственную мощность около 300 млн т. Годовые объемы переработки нефти в последние годы систематически возрастают. Так, за период с 1999 г. по 2004 г. он возрос со 169 млн т до 194,1 млн т, что способствовало наращиванию объемов производства основных нефтепродуктов. Несмотря на это уровень использования производственных мощностей остается на уровне 65 % при максимально экономичном уровне загрузки 80-85 %, увеличивает и без того высокие издержки в нефтепереработке.

Нефтеперерабатывающими заводами России освоены практически все известные в мировой практике технологические процессы, однако в настоящее время среднеотраслевая глубина переработки нефти находится на уровне 65-70 %. Главной причиной сложившегося положения является ориентация в развитии данной подотрасли на первичные процессы переработки и максимизации производства мазута. Данная политика привела к тому, что вторичные процессы, углубляющие переработку нефти занимают лишь около 10 % по отношению к первичным процессам, что значительно ниже величины данного показателя в развитых странах Западной Европы и США.

На отечественных НПЗ очень высока степень износа основных фондов^ превышающая 80 %, что обусловлено их неудовлетворительной возрастной структурой и дефицитом инвестиций, направляемых в эту сферу.

В связи с этим основные направления развития нефтепереработки связаны с модернизацией и коренной реконструкцией действующих НПЗ, с опережающим наращиванием мощностей вторичных процессов, повышением качества нефтепродуктов, обеспечением сырьем нефтехимической промышленности.

Энергетической стратегией РФ предусматривается увеличение объемов переработки нефти к 2015-2020 гг. до 220-225 млн т в год с параллельным ростом глубины переработки до 75-80 % в 2010 г. и 85 % -к 2020 г.

Основным видом транспорта нефти и нефтепродуктов являются магистральные трубопроводы. В настоящее время на территории России эксплуатируется около 48 тыс. км нефтепроводов, 24 тыс. км нефтепродуктопроводов и 400 насосных станций. Система обладает резервуарной емкостью более 13 млн м³. Наиболее интенсивное ее развитие происходило в период 1960-1980 гг., благодаря чему объемы транспортировки увеличились до 500 млн т в год, средняя дальность перекачки при этом выросла почти в три раза. Существенное негативное влияние на состояние нефтепроводной системы оказали распад СССР и структурная перестройка нефтяной промышленности, снизившие ее производственные возможности, разрушившие устоявшиеся потоки нефти, что способствовало снижению загрузки трубопроводов и ухудшению экономических показателей хозяйственной деятельности.

Современная возрастная структура трубопроводов неперспективна, поскольку более 60 % общей протяженности магистральных нефтепроводов имеют возраст более 20 лет, причем треть их эксплуатируется более 30 лет. Отсутствие централизованного финансирования и дефицит собственных средств организаций по транспорту нефти и нефтепродуктов обусловливают резкое сокращение темпов развития системы и объемов работ по технической реконструкции основных фондов. Неразвитость трубопроводной транспортной инфраструктуры является одной из причин, сдерживающих развитие перспективных нефтегазоносных провинций Восточной Сибири и Дальнего Востока.

Вместе с тем последние годы наметилось некоторое улучшение состояния дел в этой сфере. Введены в действие первая и вторая очереди Балтийской трубопроводной системы, нефтепровод Суходольная -Родионовская, позволившие увеличить наши экспортные возможности благодаря выходу к Балтийскому морю и расширению мощностей нефтеналивного терминала в г. Новороссийске. Предполагаемая программа по строительству новых трубопроводов направлена на формирование не только потоков экспорта нефти и нефтепродуктов для решения стратегических целей России, но и на развитие внутреннего рынка нефти и нефтепродуктов.

Газовая промышленность в годы проведения радикальных экономи­ческих реформ, сохранив свою целостность, проявила себя наиболее устойчивой и эффективной отраслью топливно-энергетического комплекса. Обеспечивая более 45 % внутреннего энергопотребления, она создает более четверти валютной выручки и около 20 % налоговых поступлений в доходную часть государственного бюджета.

Ситуация, сложившаяся в настоящее время в сырьевой базе газовой промышленности, значительно благоприятнее, чем в других отраслях топливно-энергетического комплекса, в том числе и в нефтяной промышленности.

В России разведанные запасы равные 47 трлн м³ сосредоточены в 770 газовых, газоконденсатных и газонефтяных месторождений, из которых 338 с разведанными запасами 21,6 трлн м³ вовлечены в разработку, а 73 подготовлены к промышленному освоению. Большая часть запасов (92 %) находится на суше и лишь 3,8 трлн м³- на море. Особенность их географического размещения заключается в том, что 78 % находится в пределах Западно-Сибирского региона, 10 % в Европейской части РФ, а в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке - 4 %.

Общие потенциальные ресурсы, при степени разведанности территории РФ равной 24,5 %, оцениваются в 236 трлн м³. Сырьевой базе газовой отрасли свойственна высокая концентрация запасов, что создает благоприятные условия для вовлечения их в разработку. Так, в 20 уникальных месторождениях (более 500 млрд м³ в каждом) содержится 75 % всех запасов (Уренгойское, Ямбургское, Медвежье и др.), а в 115 крупных (запасы каждого от 30 до 500 млрд м³) - 22 %. Таким образом, более 90 % запасов сосредоточено в месторождениях, ввод в эксплуатацию которых обеспечит высокие темпы прироста добычи при благоприятных технико-экономических показателях.

Весьма существенно для характеристики ресурсной базы отечественной газовой промышленности то, что более 60 % запасов находится в распоряжении ОАО «Газпром». На начало 2005 г. Общество и входящие в него организации имели 170 лицензий на право добычи и геологическое изучение недр. В зоне интересов ОАО «Газпром» на шельфе России выявлено более 60 структур и открыто 12 месторождений.

Отсутствие бюджетного финансирования и дефицит отраслевых источников привел к резкому снижению средств, выделяемых на эти цели. Вызванное этим сокращение объема работ, расформирование геолого­разведочных организаций, партий, нарушило стабильность функциониро­вания этой сферы и отрицательно сказалось на темпах воспроизводства сырьевой базы. Начиная с 1994 г. приросты запасов не компенсируют добычу. При годовых объемах добычи около 600 млрд м³ они находятся на уровне 200-250 млрд м³ (в 2004 г. он составил 378 млрд м³). В перспективе сырьевая база газовой отрасли будет характеризоваться усложнением структуры запасов, снижением эффективности геолого­разведочных работ и уменьшением размеров открываемых месторождений. Снизится доля метановых газов и возрастет удельный вес этано- и сероводородсодержащих газов. В связи с этим возрастет потребность в средствах на их разведку, добычу, транспорт и переработку.

В целом отечественная газовая промышленность на современном этапе располагает надежной сырьевой базой для обеспечения достигнутого уровня добычи газа на длительный период (обеспеченность составляет около 80 лет), а также существенного наращивания объемов при соответствующей динамике спроса на газ как на внутреннем, так и на внешнем рынках.

Экономический кризис, охвативший все отрасли народного хозяйства России в 90-е годы, не мог не отразиться негативно на динамике объемов добычи газа. Стабильность функционирования отрасли, и прежде всего ОАО «Газпром», обеспечившее надежное снабжение природным газом всех потребителей, создало для них благоприятный климат, в чрезвычайно сложных условиях перехода к рынку позволивший им выжить в этот период и осуществить необходимую организационную и структурную перестройку. Несмотря на неплатежи за газ и связанные с этим трудности по финансированию воспроизводства мощностей, отрасль сохранила производственный потенциал, что позволило избежать обвального сокращения уровня добычи газа. Вместе с тем, начиная с 1992 г. началось ее снижение, продолжающееся до настоящего времени. Если в 1991 г. добыча составляла более 640 млрд м³, то в 2001 г. она составила 581 млрд м³. Главной внешней причиной явилось уменьшение платежеспособного спроса внутри страны. Сокращение объема добычи наблюдается по основным газодобывающим организациям, входящим в состав ОАО «Газпром» (ООО «Уренгойгазпром», «Ямбурггаздобыча», «Надымгазпром, «Оренбурггазпром»). Это объясняется вступлением уникальных и крупных месторождений, определяющих величину текущей добычи, в стадию падающей добычи. Так например, годовой темп снижения добычи по месторождениям Медвежье и Уренгойское уже превысил 5 %-й рубеж. Несмотря на это определяющую роль в добыче природного газа играют газодобывающие организации Западной Сибири и прежде всего ООО «Уренгойгазпром» и «Ямбурггаздобыча» (около 70 %). Главной внутренней причиной, обусловливающей снижение объемов добычи, является сокращение среднесуточного дебита газовых скважин, который за последнее десятилетие сократился более чем на 20 %, причем по вновь вводимым скважинам вдвое.

Основной мерой, способной компенсировать указанное снижение продуктивности газовых скважин, считается бурение новых на эксплуатируемых и вводимых в разработку месторождениях. Отсутствие достаточных объемов средств на эти цели способствовало сокращению объемов буровых работ. Некоторое оживление в этой сфере наблюдается в последние годы, так в 2003 г. закончено строительство 495 скважин, что почти в полтора раза больше, чем в 2003 г. По состоянию на начало 2005 г. общий фонд газовых скважин составил 9,3 тыс. единиц, в том числе эксплуатационный - 6,6 тыс. скважин. Постоянно наращивается количество горизонтальных скважин, дебит которых в несколько раз превышает аналогичный показатель по вертикальным скважинам.

Существенное влияние на динамику уровня добычи газа в России оказывает обновленная концепция развития ОАО «Газпром», в соответствии с которой первоочередная задача состоит не в наращивании объема добычи топлива, как это было в предшествующий период, а в расширении возможности гибкого маневра энергоресурсами для увеличения эффективной деятельности и прибыльности компании. Такая идеология предусматривает увязку размера добычи газа с размером платежеспособного спроса, с рациональным использованием имеющихся запасов газа и предусматривает приоритетность финансовых результатов за объемными показателями. Развитие и расширение внутреннего и внешнего рынков газа требует, в соответствии с Энергетической стратегией, доведения уровня добычи газа до 650 млрд м³ в 2010 г. - м г и 700 млрд м³ в 2020 г. Причем перспективными планами ОАО «Газпром» в этой сфере предусматривается поддержание добычи в объеме 530 млрд м³. В связи с этим объемы, обеспечиваемые независимыми производителями, должны возрасти до 170 млрд м³. При соответствующих условиях в ближайшей и среднесрочной перспективе наращивание объемов добычи газа будет обеспечиваться за счет прироста мощностей на эксплуатируемых и ввода в разработку новых месторождений Надым-Пур-Тазовского региона, который и в настоящее время является базовым в обеспечении текущей добычи. Большие перспективы связаны с освоением богатейших газовых ресурсов п-ова Ямал, где по 26 уже разведанным месторождениям запасы превышают 10 трлн м³.

Увеличение в структуре запасов доли конденсатосодержащих газов создает предпосылки для наращивания объемов его добычи. К 2010 г. предполагается доведение его до 40-47 млн т., что почти в три раза выше текущего уровня.

Важнейшим элементом созданной за прошедший период единой системы газоснабжения является магистральный транспорт газа, обеспечивающий связь потребителей газа в России, странах ближнего и дальнего зарубежья с добывающими и перерабатывающими объектами.

В настоящее время протяженность газотранспортных систем РФ превышает 150 тыс. км. На линейных и дожимных компрессорных станциях в эксплуатации находится более 4000 газоперекачивающих агрегатов обшей установленной мощностью 43 млн кВт. Подавляющая часть системы находится в ведении ОАО «Газпром». Существующая газотранспортная система обеспечивает стабильную подачу газа российским и зарубежным потребителям. Наиболее бурное ее развитие происходило в 60-80-е годы, в связи с чем одной из главных проблем на современном этапе является большой физический износ, обусловленный значительным возрастом объектов. Так, 58 % газопроводов находится в эксплуатации более 20 лет, значительное количество газоперекачивающих агрегатов выработали установленный моторесурс, а средний коэффициент полезного действия находится на уровне 22-24 %. Поэтому главной целью в этой сфере деятельности является обеспечение надежного газоснабжения при соблюдении технической и экологической безопасности газопроводов и энергосбережение. Эти задачи предусматриваются принятой программой реконструкции и технического перевооружения действующих газопроводов, реализация которой имеет приоритетный характер по отношению к новому строительству. Главными направлениями работ по линейной части является замена труб (40 % общего объема работ), а на компрессорных станциях установка новых агрегатов в старых зданиях компрессорных цехов (64 %).

Параллельно с этим решается проблема энергосбережения, поскольку при замене агрегатов на КС устанавливаются машины с КПД равным 32-38 %, что позволяет на 25-30 % сократить потребление газа на технологические нужды и снизить объем вредных выбросов в атмосферу.

Учитывая, что данный передел характеризуется большой капитало- и ресурсоемкостью, стратегия дальнейшего ее развития базируется на концепции минимизации финансовых и материально-технических ресурсов. В этих условиях ввод в действие новых мощностей и обеспечение надежности газоснабжения будет осуществляться исходя из существующей и перспективной загрузки, а также технического состояния действующих газопроводов. Как правило, сооружение новых участков предполагается лишь для присоединения новых месторождений к действующей системе или строительства газораспределительных сетей для наращивания использования сетевого газа в отраслях народного хозяйства. Так, например, в 2001 г. для ввода в разработку Заполярного месторождения был построен соединительный газопровод диаметром 1420 мм протяженность 214 км.

Вместе с тем для увеличения подачи газа на европейские рынки строится трехниточная система газопроводов «Ямал - Европа», а с целью диверсификации и повышения надежности поставок газа в Южную Европу и Турцию, реализуется проект «Голубой поток», предусматривающий строительство уникального участка газопровода по дну Черного моря.

Важнейшим средством создания резервов в Единой системе газоснабжения (ЕСГ) России и регулирования неравномерности газопотребления является подземное хранение газа (ПХГ). Для решения указанных задач на территории России используется 24 объекта хранения, активная емкость которых составила в 2005 г. более 60 млрд м³. Причем шесть из них создано в водоносных структурах, а 18 - в истощенных газовых и газоконденсатных месторождениях. На них пробурено более 2,5 тыс. эксплуатационных скважин, а установленная мощность КС превысила 860 тыс. кВт. Максимальный суточный отбор

газа систематически возрастает. Так, если в 1994 г. он составлял 280 млн м³, то к началу осенне-зимнего периода 2004-2005 гг. он составил более 470 млн м³. Достигнутый уровень развития системы ПХГ не обеспечивает в полном объеме решение задач по регулированию неравномерности и резервированию надежности газоснабжения. В связи с этим в перспективе до 2030 г. предполагается расширение системы с увеличением годового отбора газа в 1,7-2,5 раза. За пределами РФ имеются мощности по хранению газа на территории Германии, Украины и Латвии, в которых накоплены запасы в объеме около 8 млрд м³.

Наличие в извлекаемой из продуктивных пластов смеси углеводородов сопутствующих ценных компонентов (сера, гелий, этан, пропан и др.) обусловливает необходимость функционирования газоперерабатывающего производства. В настоящее время в структуре ОАО «Газпром» работают шесть ГПЗ общей установленной мощностью по газу - 52,5 млрд м³, а по нестабильному конденсату и нефти 27 млн т. Фактически в 2004 г. было переработано около 33 млрд м³ газа и 11 млн т нестабильного конденсата. Наибольшие мощности сосредоточены на Оренбургском газоперерабатывающем комплексе, в состав которого входит помимо ГПЗ еще и гелиевый завод.

Годовые объемы переработки на нем, определяемые уровнем добычи газа на Оренбургском нефтегазоконденсатном месторождении, превы­шают в настоящее время 20 млрд м³. По мере истощения запасов и снижения объемов добычи они будут уменьшаться. Развитие газоперера­батывающего производства связано с деятельность Астраханского, Сургутского и Сосногорского ГПЗ и Уренгойского газохимического комплекса. Основными видами продукции являются этан, пропан, бутан, широкая фракция, гелий, сжиженный газ, бензин, сера и др. В последние годы Оренбургский и Астраханский ГПЗ обеспечили более 90 % всего производства серы в РФ.

Дальнейшее развитие газопереработки связано с более глубокой переработкой газа и конденсата, расширением газохимических процессов и производства моторных топлив.