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.

Проект 1

Предусматривает интенсивное (параллельное) вовлечение в освоение наиболее значимых месторождений нераспределенного фонда недр Ненецкого АО, расположенных на относительно небольшом расстоянии от Харьягинского центрального пункта сбора нефти (ЦПС), и последовательное подключение месторождений, расположенных на значительном удалении.

К первой очереди ввода в освоение отнесены два блока Центрально-Хорейверского перспективного центра нефтедобычи (ПЦНД) — Северо-Ошкотынский и Западно-Хоседаюский, а также два ПЦНД, наименее удаленные от Харьягинского ЦПС — Западно-Сандивейский и Командиршорский. Ввод в освоение базовых месторождений должен быть осуществлен в 2008–2009 гг.

Ко второй очереди ввода относятся Северо-Хоседаюский, Висовой, Колвинский блоки и блок месторождения им. А. Титова. Сроки ввода в освоение базовых месторождений второй очереди — 2010–2011 гг.

К третьей очереди отнесены блоки Требса, Наульский, Хосолтинский и одиночные месторождения, расположенные вблизи Харьягинского ЦПС.
В четвертую очередь в проекте 1 предполагается начать освоение Падимейского блока и удаленных одиночных месторождений.
В целом месторождения проекта 1 могут обеспечить стабильный максимальный годовой уровень добычи нефти 18 млн т (из которых более 15 млн т могут быть направлены в нефтепроводную систему Харьяга–Индига) в течение более 12 лет. Достижение уровня добычи нефти 10 млн т в год планируется к 2013 г. Затем после 2022 г. потребуется вовлечение дополнительных (новых) подготовленных запасов, что может быть обеспечено своевременным проведением геологоразведочных работ на новых лицензионных участках северной части Тимано-Печорской провинции.

Проект 2

Предусматривает последовательное подключение в освоение месторождений, расположенных на относительно небольшом расстоянии от Харьягинского ЦПС, а затем удаленных.
К первой очереди ввода отнесены также, как и в проекте 1, два блока Центрально-Хорейверского ПЦНД — Северо-Ошкотынский и Западно-Хоседаюский, а также два ПЦНДЮ, наименее удаленные от Харьягинского ЦПС — Западно-Сандивейский и Командиршорский. Сроки ввода в освоение базовых месторождений — 2009–2010 гг.

Ко второй очереди ввода относятся Северо-Хоседаюский, Висовой и Колвинский блоки. Сроки ввода в освоение базовых месторождений второй очереди — 2011–2012 гг.

К третьей очереди отнесены блоки Наульский, Хосолтинский, блок месторождения им. А. Титова, а также одиночные месторождения, расположенные вблизи Харьягинского ЦПС. Ввод в освоение базовых месторождений — 2013 г.
В четвертой очереди проекта 2 предполагается начать освоение блока им. Р. Требса, Падимейского блока и удаленных одиночных месторождений. Сроки ввода в освоение базовых месторождений — 2014–2015 гг.

В целом месторождения проекта 2 могут обеспечить стабильный максимальный уровень добычи нефти 16 млн т (из которых более 14 млн т могут быть направлены в нефтепроводную систему Харьяга–Индига) в течение более 10 лет. Достижение уровня добычи нефти 10 млн т в год планируется к 2015 г. Затем после 2025 г. потребуется вовлечение дополнительных (новых) подготовленных запасов, что может быть обеспечено своевременным проведением геологоразведочных работ на новых лицензионных участках северной части Тимано-Печорской провинции.

Проект 3

Предусматривает интенсивное (параллельное) подключение к Харьягинскому ЦПС всех четырех блоков Центрально-Хорейверского ПЦНД, а также двух наименее удаленных.

К первой очереди ввода отнесены все четыре блока Центрально-Хорейверского ПЦНД — Северо-Ошкотынский, Западно-Хоседаюский, Северо-Хоседаюский и Висовой, а также два ПЦНД, наименее удаленные от Харьягинского ЦПС — Западно-Сандивейский и Командиршорский. Сроки ввода в освоение базовых месторождений — 2008–2009 гг.

Ко второй очереди ввода относятся блоки им. А. Титова, им. Р. Требса, Колвинский, Хосолтинский. Сроки ввода в освоение базовых месторождений второй очереди — 2009–2010 гг.

К третьей очереди отнесены Наульский и Падимейский блоки и одиночные месторождения, расположенные вблизи Харьягинского ЦПС. Сроки ввода в освоение базовых месторождений — 2011–2012 гг.

В четвертую очередь в проекте 3 предполагается начать освоение удаленных одиночных месторождений. Сроки ввода в освоение базовых месторождений — 2013–2014 гг.

В целом месторождения проекта 3 могут обеспечить стабильный максимальный уровень добычи нефти 18 млн т (из которых более 16 млн т могут быть направлены в нефтепроводную систему Харьяга–Индига) в течение более 8 лет. Уровень добычи нефти 10 млн т в год может быть достигнут к 2012 г., уровень 15 млн т — к 2015 г. Затем после 2023 г. потребуется вовлечение дополнительных (новых) подготовленных запасов, что может быть обеспечено своевременным проведением геологоразведочных работ на новых лицензионных участках северной части Тимано-Печорской провинции.

Проект 3 отличается самым интенсивным вовлечением в освоение месторождений и быстрым достижением уровня отборов 15 млн т. К недостаткам проекта 3 может быть отнесен относительно непродолжительный период максимальных отборов. Этот недостаток может быть компенсирован как дополнительными объемами добычи из других месторождений, в т.ч. распределенного фонда, так и за счет вовлечения новых открытий (к 2020 г.).

Все варианты могут обеспечить стабильный максимальный уровень добычи нефти 16–18 млн т в год (из которых 14–15 млн т могут быть направлены в нефтепроводную систему Харьяга–Индига) в течение более 8–12 лет. Кратчайшие сроки достижения уровня добычи нефти 10 млн т в год — к 2012–2013 гг. После 2022 г. потребуется вовлечение дополнительных (новых) подготовленных запасов, что может быть обеспечено своевременным проведением геологоразведочных работ на новых лицензионных участках северной части Тимано-Печорской провинции.

Резерва транспортных мощностей практически нет

Анализ перспективных объектов, расположенных на территории Ненецкого АО позволил сделать выводы о возможности наращивания за счет них ресурсной базы региона. Для оценки дополнительных объемов нефти, которые могут добываться и транспортироваться, были оценены перспективы прироста запасов нефти на период до 2020 г. и определены возможности вовлечения их в освоение. Новые открытия не позволят существенно изменить ситуацию с добычей в сторону ее увеличения в период до 2020 г., но могут поддержать ее на стабильно высоком уровне после 2025 г.

Определение перспектив вовлечения в освоение месторождений распределенного фонда позволило сделать вывод о том, что в южном направлении при использовании действующих схем транспортировки и оценке добычи по месторождениям распределенного фонда небольшой дефицит мощностей трубопроводного транспорта намечается в период 2007–2013 гг. Объем избыточной нефти незначителен (до 1,8 млн т) и может быть компенсирован за счет более рационального (последовательного) освоения месторождений или некоторого снижения темпов их освоения. За счет вовлеченных в разработку новых месторождений, а также месторождений уже лицензированных, даже в варианте их интенсивного вовлечения в освоение, дефицит трубопроводных мощностей будет наблюдаться только в случае ограничения транспортировки нефти через систему магистральных трубопроводов ОАО «Траснефть» в южном направлении (Усинск–Ухта–Ярославль), либо через Варандейский терминал — в северном.

Существенным является вывод о том, что резерва мощностей для транспортировки нефти при освоении новых (не лицензированных по состоянию на 01.01.2007 г.) месторождений из Тимано-Печорской провинции практически нет. Вовлечение их в освоение будет возможно только в случае наращивания имеющихся мощностей или строительства новых, либо менее интенсивных темпов освоения месторождений распределенного фонда недр, либо переносов сроков начала их освоения после вступления основных месторождений Ненецкого АО в стадию падающей добычи (после 2015 г.).

Наиболее существенный объем поставок нефти в транспортную систему Харьяга–Индига может обеспечить ограничение пропуска нефти на участке Харьяга–Возей на уровне 8 млн т и ограничение транспортировки через Варандейский терминал на уровне 10 млн т, а также интенсивное лицензирование и вовлечение в освоение месторождений Центрально-Хорейверской и Хосолтинской групп, им. Р. Требса и им. А. Титова и отдельных месторождений (Ошского и др). При таких условиях объем поставок в транспортную систему Харьяга–Индига оценивается к 2010 г. в 5–6 млн т, к 2015 г. — 20 млн т, к 2020 г. — 20 млн т. Достижение дефицита транспортных мощностей на уровне 15 млн т при таких условиях ожидается к 2013–2015 гг.

При достижении заявленных мощностей Варандейского терминала и увеличении пропускной способности участка Харьяга–Возей–Усинск дефицит транспортных мощностей будет, по сути, соответствовать только объемам добычи месторождений, которые сегодня не вовлечены в лицензирование (месторождения нераспределенного фонда недр). В то же время для их вовлечения в лицензирование, доразведки и освоения принципиальным и необходимым условием является строительство новых или расширение действующих нефтетранспортных систем.
Предварительные экономические расчеты показали, что строительство трубопровода Харьяга–Индига экономически невыгодно для компании «Транснефть», срок его окупаемости значительно возрастает.

Но для Ненецкого округа отказ от строительства трубопровода будет означать невозможность быстрого наращивания добычи нефти. Уже сегодня в округе добывается порядка 13–16 млн т нефти в год, к 2010 г. прогнозируемый объем добычи только по месторождениям распределенного фонда недр составит 25 млн т, а существующие трубопроводные мощности позволяют прокачивать не более 17 млн т ежегодно.

Важнейшим направлением развития энергетического сектора Северо-Западного федерального округа является развитие нефтегазовой промышленности на побережье Северного Ледовитого океана и шельфе арктических морей с формированием здесь новых центров нефтегазодобычи и на их основе крупной экспортной базы.

С началом освоения месторождений Печорского моря, расположенных на относительно небольшом расстоянии от берега (Приразломное, Варандей-море, Медын-море, Долгинское и др.), для транспортировки нефти могут быть использованы терминалы и сухопутные магистральные трубопроводы, что в долгосрочной перспективе позволит обеспечить их рациональную загрузку.

В настоящее время наиболее активно развивается Приразломное месторождение (правами на разработку месторождения владеет ЗАО «Севморнефтегаз» — дочерняя компания ОАО «Газпром»). Инфраструктура, создаваемая по проекту обустройства месторождения, станет основой для последующего освоения углеводородных ресурсов Баренцева и Карского морей.

Район Приразломного нефтяного месторождения значительно удален от промышленно развитых территорий и инфраструктур, там практически отсутствуют транспортные коммуникации. Использование морского транспорта значительно затруднено из-за сложной навигационной обстановки, ограничивается мелководной прибрежной зоной и отсутствием соответствующих портов. Эти проблемы будут решаться за счет использования береговой инфраструктуры, а также создания морской транспортно-технологической системы Приразломного месторождения.

Ключевой момент обустройства Приразломного месторождения — стальная гравитационная ледостойкая платформа. Подготовленная на платформе к транспортировке нефть будет накапливаться в нефтехранилищах объемом до 110 тыс. м. Далее она будет перевозиться челночными танкерами усиленного ледового класса типа DAT дедвейтом 70 тыс. т до плавучего хранилища в Кольском заливе и, в последующем, линейными танкерами дедвейтом 120–170 тыс. т — на экспорт.

Полная или частичная перепечатка материалов - только разрешения администрации!