1 стр. из 1

Возможность дальнейшего роста добычи углеводородного сырья и развития нефтегазового комплекса в Северо-Западном Федеральном округе не вызывает сомнений у специалистов-геологов и убедительно обосновывается во всех вариантах стратегии освоения нефтегазовых ресурсов на длительную перспективу. Инвесторов интересует: есть ли в нераспределенном фонде региона высокопродуктивные месторождения? Какова стратегия рентабельного освоения нефтегазового комплекса СЗФО? В настоящей статье достаточно детально рассмотрены два направления развития нефтегазового комплекса СЗФО — создание новых центров нефтедобычи на территории Ненецкого АО и строительство новой нефтепроводной системы, развитие нефтегазовой промышленности на побережье Северного Ледовитого океана и шельфе арктических морей.

В пределах Северо-Западного федерального округа (СЗФО) нефтегазовый комплекс развит в Республике Коми (РК), Ненецком автономном округе (НАО) и Калининградской области (КО).

РК и КО — старые нефтедобывающие районы, где поиски, разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений имеет 40–50-летнюю историю. НАО — новый нефтегазодобывающий регион с наиболее высокими в СЗФО темпами роста — от 30–45% в год. При этом выявленные на территории НАО и РК (Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция — ТПП) крупные запасы углеводородного сырья (УВС) достаточны как для внутреннего потребления, так и реализации масштабных экспортных проектов.

Возможность дальнейшего роста добычи и развития нефтегазового комплекса УВС в рассматриваемом регионе не вызывает сомнений и убедительно обосновывается во всех вариантах стратегии освоения нефтегазовых ресурсов на длительную перспективу.

Успех стратегии освоения УВС округа во многом зависит от реализации основных системообразующих направлений развития нефтегазового комплекса.

Эти направления включают:
 -  создание и дальнейшее развитие центров нефтегазодобычи на территории НАО и прилегающем шельфе Печорского моря;
 -  развитие транспортной инфраструктуры для нефти и газа (трубопроводы, морской транспорт);
 -  развитие портов и терминалов на берегах Балтийского и Баренцева морей;
 -  строительство новых нефтегазоперерабатывающих заводов и повышение глубины переработки УВС.
 
Указанные направления тесно взаимосвязаны и содержат все компоненты рационального освоения УВС и отвечают задаче обеспечения энергетической безопасности России в условиях осложняющейся, особенно в последние годы, геополитической ситуации.
В настоящей статье рассмотрены два направления развития нефтегазового комплекса СЗФО, касающихся нефтяной составляющей, превалирующей в ресурсной базе региона — создание новых центров нефтедобычи на территории Ненецкого АО и строительство новой нефтепроводной системы.

Действующие центры нефтедобычи

В северной части Тимано-Печорской провинции выделяются пять центров нефтедобычи (ЦНД), объединяющих практически все значимые нефтяные месторождения НАО, на базе Харьягинского, Ардалинского, Варандейского, Южно-Шапкинского и Хасырейского месторождений. Наиболее значимыми на сегодняшний день являются Харьягинский и Хасырейский центры, обеспечивающие больше половины всей добычи нефти в НАО.

В настоящее время добываемая нефть Северо-Западного региона России транспортируется до потребителей по двум основным направлениям: южному и северному.

Южное направление — по действующей системе нефтепроводов ОАО «Транснефть» Уса — Ухта — Ярославль — Кириши — Приморск.

Пропускная способность нефтепроводов Уса — Ухта составляет 16,3 млн. т нефти в год, участка Ухта — Ярославль — 20 млн. т в год. Нефть поступает в Усинск из двух систем нефтепроводов, принадлежащих компаниям ОАО «ЛУКОЙЛ» и ОАО «НК “Роснефть”». Система нефтепроводов ОАО «НК “Роснефть”» связывает разрабатываемые (дочерним предприятием ОАО «Северная нефть») месторождения вала Гамбурцева в Ненецком АО (достигнутая добыча — 3,4 млн. т) и месторождения Баганско-Сандивейской групп в Республике Коми. Система нефтепроводов ОАО «ЛУКОЙЛ» начинается на Харьягинском ЦПС куда, в свою очередь, поступает нефть от Тэдинского месторождения через месторождения ОАО «Полярное сияние» (50% принадлежит ОАО «Роснефть»), от Южно-Шапкинского, Средне-Харьягинского и Инзырейского месторождений, а также доставляется нефть Мусюршорского месторождения. С учетом добычи непосредственно Харьягинского месторождения объем поступившей нефти в 2005 г. составил 8 млн.т.

Непосредственно в районе г. Ухта в систему магистральных нефтепроводов подключаются две системы нефтепроводов, по которым транспортируется нефть, добываемая на территории Республики Коми.

Подвариантом южного направления является схема, реализуемая ОАО «Роснефть» с использованием железнодорожного транспорта (перегрузка в Ветласяне и Приводино) и поставкой в Архангельск и далее морским транспортом до перегрузочного танкера в районе Мурманска.

 С учетом поставок нефти на Ухтинский НПЗ в объеме 3–3,5 млн. т в год, вывоза нефти железнодорожным транспортом в объеме 2–3 млн .т нефти в год и через систему магистральных трубопроводов ОАО «Транснефть» (участки 16,3 и 20 млн. т нефти в год), максимальный объем перевалки нефти через Ухтинский узел оценивается в 22–25 млн. т нефти в год.
 
Северное направление транспортировки через Варандейский терминал (реализуется ОАО «ЛУКОЙЛ»), расположенный на берегу Баренцева моря для доставки нефти морским путем в Западную Европу с заявленным объемом перевалки до 10–15 млн. т/год. В 2007–08 гг. должна быть введена первая очередь с объемом перевалки и транспорта — 5 млн. т в год.

Открытие крупных высокопродуктивных залежей нефти на севере Ненецкого автономного округа, удаленность от действующих нефтепроводов потребовали строительства ОАО «ЛУКОЙЛ» стационарного Варандейского отгрузочного терминала. Через него планируется транспортировать нефть со всех месторождений северной части Тимано-Печорской провинции, лицензии на разработку которых принадлежат ОАО «ЛУКОЙЛ» и его дочерним предприятиям.

К основным положительным факторам отгрузки нефти через Варандейский отгрузочный терминал являются наименьшие транспортные расходы, сохранение качества нефти при транспортировке, выход на любой экспортный рынок с учетом полной загрузки действующей сети магистральных нефтепроводов АК «Транснефть». В настоящее время ОАО «ЛУКОЙЛ» заканчивает строительство двух веток нефтепроводов от крупного Южно-Хыльчуюского месторождения и среднего по запасам Западно-Леккейягинского. Компания планирует развивать Варандейский отгрузочный комплекс и транспортировать всю добываемую нефть своих месторождений на северо-востоке Ненецкого АО через него.

Стратегическими планами основных нефтедобывающих предприятий Северо-Западного региона (ОАО «ЛУКОЙЛ», ОАО «НК “Роснефть”», ОАО «Газпром») предусмотрен рост добычи нефти на эксплуатируемых месторождениях, вовлечение в освоение новых месторождений распределенного и нераспределенного фондов и ввод в освоение вновь открываемых месторождений, на базе которых будут созданы новые центры нефтедобычи.

Перспективные центры нефтедобычи

На основе анализа состояния ресурсной базы углеводородов определены месторождения, которые могут быть в ближайшие годы вовлечены в освоение в северной части Тимано-Печорской провинции (НАО).
Все месторождения нераспределенного фонда недр НАО, с определенной долей условности, можно объединить в 6 перспективных центров нефтедобычи (ПЦНД) — Центрально-Хорейверский, Западно-Сандивейский, Титова-Требса, Хосолтинский, Командиршорский и Падимейский, в пределах которых выделены блоки в соответствии с Программой лицензирования, разработанной в МПР РФ.

К наиболее значимым из них по возможным уровням добычи нефти относятся Центрально-Хорейверский (с максимальной добычей нефти на уровне 5 млн. т в течение пяти лет и суммарной добычей до 2020 г. — 46,1 млн. т) и на базе месторождений им. А. Титова и им. Р. Требса (с максимальной добычей 6 млн. т и выше в течение 7–8 лет и суммарной добычей до 2020 г. — 42 млн. т) ПЦНД. Важнейшим условием достижения необходимых уровней добычи является своевременное вовлечение в лицензирование (уже в 2007 г.) месторождений Центрально-Хорейверского ПЦНД, а также решение вопроса о целесообразности включения месторождений им. А. Титова и им. Р. Требса в федеральный резерв.

К центрам, имеющим существенное значение в объемах добычи нефти, относится и Хосолтинский — с максимальной добычей нефти более 2 млн. т в течение 7 лет и суммарной добычей нефти до 2020 г. — 14,7 млн. т.

Объемы добычи нефти Западно-Сандивейского, Командиршорского и Падимейского ПЦНД имеют подчиненное значение.
Рост объемов добычи нефти как за счет уже разрабатываемых месторождений, так и нераспределенного фонда недр и новых открытий, потребуют дальнейшего развития транспортной инфраструктуры, в т.ч. экспортных направлений с учетом максимального использования существующих и создания новых экспортных мощностей и терминалов с выходом на новые рынки сбыта нефти.

Несмотря на многократные заявления нефтедобывающих компаний, реальные сроки вовлечения в освоение месторождений практически всегда нарушаются. Это относится и к территории Ненецкого АО и северной части Республики Коми. Так, ни по одному проекту, кроме проекта освоения вала Гамбурцева и Ардалинского месторождения, не были выдержаны сроки ввода месторождений в освоение, предусмотренные первоначальными лицензионными соглашениями или проектами разработки. В качестве основной причины называлось чаще всего отсутствие транспортной инфраструктуры. В то же время в полной мере дефицит мощностей по транспортировке нефти из региона наступил только в последние годы.

Одним из вариантов решения вопроса о расширении объемов прокачки нефти является проект строительства ОАО «Транснефть» нефтепровода от Харьягинского месторождения до района мыса Святой Нос (Индига). Такой вариант был представлен и рассмотрен еще в конце 2004 г. и одобрен как некоторыми нефтяными компаниями, так и Администрацией НАО. В 2006 г. по заданию «Транснефти» и правительства разработкой проекта занималось ОАО «Гипротрубопровод» (ВНИИСТ, «Нефтегазпроект»).

Для оценки возможных объемов добычи нефти, которые могут транспортироваться через нефтепроводную систему Харьяга — Индига, ВНИГРИ на основе оценки добычи по отдельным объектам разработки, выделенным в пределах месторождений нефти нераспределенного фонда недр Ненецкого АО, выполнено их группирование, а также рассмотрены варианты по времени вовлечения в освоение.

В соответствии со стратегией проведения работ в регионе, все выделенные ПЦНД и блоки могут вводиться по зависимой и независимой схемам. Так, наиболее приемлемой является схема подключения с наращиванием мощностей через Центрально-Хорейверский ПЦНД. Через него может транспортироваться нефть ПЦНД Титова-Требса, Наульского и Колвинского блоков, Хосолтинского и Падимейского ПЦНД.

Основные решения по группировке ПЦНД и блоков месторождений нераспределенного фонда недр НАО можно свести к трем проектам. Во всех проектах в соответствии с продекларированной целью выхода в кратчайшие сроки на максимально возможные уровни отборов нефти предполагается система благоприятных условий (своевременное лицензирование, интенсивная доразведка, обустройство и готовность транспортной системы к началу освоения).

Базовым допущением предусмотрен первоочередной параллельный ввод в освоение двух наиболее значимых блоков Центрально-Хорейверского ПЦНД.

(Окончание в следующем номере)

Полная или частичная перепечатка материалов - только разрешения администрации!