• A
  • A
  • A
  • АБВ
  • АБВ
  • АБВ
  • А
  • А
  • А
  • А
  • А
Обычная версия сайта

Нефть берет вес

КоммерсантЪ # Business guide. 14 мая 2008

Это вещь сугубо технологичная, и не экспертам ее решать. А вообще у нас пока еще есть возможность развивать, осваивать и увеличивать объем уровня добываемой нефти. Зачем переходить еще на какую-то тяжелую добычу? - считает Евгений Ясин, научный руководитель ГУ-ВШЭ.

Когда-то один мой знакомый нефтяник, комментируя заявление президента о том, что нужно довести качество российской нефти urals до уровня добываемой в саудовской аравии arabian sweat, сравнил легкую и тяжелую нефть с белым и черным хлебом. Подтекст был очевиден: тяжелая отечественная нефть и получаемые из нее продукты не менее востребованы и нужны сегодня на мировом рынке. Рост цен и увеличение спроса делают рентабельными самые сложные проекты по добыче углеводородов в России. Особое значение приобретает вопрос восполнения запасов в старых нефтедобывающих провинциях страны.

КАЧЕСТВОМ НЕ ВЫШЛИ

Добываемая в России нефть характеризуется значительным разбросом качества. Большая часть — средняя и легкая нефть. Регионами ее добычи являются Западная Сибирь, Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция, фланги Волго-Уральской провинции, Северный Кавказ и Калининградская область. Значимая добыча тяжелой битуминозной нефти ведется практически только в Волго-Уральской провинции и на нескольких месторождениях Тимано-Печоры, в том числе на разрабатываемом шахтным способом Ярегском месторождении в Республике Коми.

Отечественные запасы тяжелой нефти составляют порядка 13,1% от общего объема разведанных в России ресурсов нефти. Они сосредоточены в трех основных провинциях — Волго-Уральской, Западно-Сибирской и Тимано-Печорской. По данным Института химии нефти Сибирского отделения РАН, суммарные запасы Волго-Уральского и Западно-Сибирского нефтегазоносных бассейнов составляют более 71% от общероссийских запасов тяжелой нефти. Волго-уральские виды тяжелой высоковязкой нефти по сравнению с западно-сибирскими являются более сернистыми, парафинистыми, смолистыми, с большим содержанием ванадия, но с меньшим количеством растворенного газа.

Тяжелая нефть занимает большую долю в структуре нефтяных запасов второго по значению после Западной Сибири нефтедобывающего региона России — Волго-Уральского. Например, в Татарии доля тяжелой нефти превышает 35%, в Пермской области — 58%, в Удмуртии — 83%. Сырьевая база Ульяновской области полностью представлена тяжелыми высоковязкими видами нефти.

На территории Волго-Уральского нефтегазоносного бассейна выделено 194 месторождения с тяжелыми высоковязкими видами нефти, которые распространены практически по всей территории бассейна. Больше всего их находится в центральных и северных областях — в Верхнекамской, Мелекесско-Абдулинской, Пермско-Башкирской и Татарской нефтегазоносных областях. Наиболее тяжелые и вязкие виды нефти на территории Волго-Уральского нефтегазоносного бассейна находятся в отложениях нижней перми, и далее с увеличением возраста наблюдается тенденция уменьшения плотности и вязкости.

Объем добычи тяжелой нефти и битумов не только в России, но и в мире пока остается низким. Причины — недостаточное развитие технологий освоения подобных залежей. Имеющиеся технологии требуют огромных инвестиций в добычу, создание инфраструктуры переработки и транспортировки. Перерабатывать тяжелую нефть по классической технологической схеме с целью получения топлива нерентабельно, а в ряде случаев невозможно: она содержит низкое количество светлых (топливных) фракций (не более 25–30% по отношению к общему объему).

При этом высокое содержание серы и смолистых веществ сокращает срок работы оборудования на НПЗ.

ТАТАРИЯ — ПЕРВАЯ Республика Татарстан является старейшим нефтедобывающим районом страны.

Степень выработанности начальных извлекаемых запасов нефти в республике более 80%. По качеству нефти разрабатываемых месторождений преимущественно сернистые и высокосернистые (99,9% остаточных извлекаемых запасов) и высоковязкие (67% остаточных извлекаемых запасов), а по плотности — средние и тяжелые (68% остаточных извлекаемых запасов). Добыча нефти в республике, как и во всей Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, находится на стадии естественного падения. Однако за счет применения передовых технологий на протяжении последних лет в регионе удается поддерживать добычу на уровне 28–30 млн тонн в год.

Татарстан располагает крупнейшим в России ресурсным потенциалом природных битумов. Природные битумы — окисленные высоковязкие нефти жидкой, полужидкой и твердой консистенции с высоким содержанием серы, масел, смол и асфальтенов. Отличаются большим содержанием ванадия, никеля, молибдена и значительно меньшим (до 25%) содержанием бензиновых и дизельных фракций. Перспектива их освоения становится все более актуальной в связи с возможностью получения из них энергоносителей, альтернативных топочному мазуту и природному газу.

На территории республики выявлено 450 месторождений и проявлений природных битумов, приуроченных к нижнепермскому, уфимскому, нижне- и верхнеказанским битуминосным осадочным комплексам пермской системы. Они расположены в пределах Мелекесской впадины на западном и южно-восточном склонах Южно-Татарского свода (Черемшанский, Лениногорский, Альметьевский, Новошешминский районы). Запасы с продуктивным пластом до 25–30 м и глубиной залегания от 40 до 250 м. На госбалансе 11 месторождений (на 1 января 2006 года) с запасами 69,5 млн тонн, извлекаемые — 24,4 млн тонн.

Из них детально разведаны Архангельское, Екатериновское, Ново-Чегодайское, Северо- Ашалинское, СевероКармалинское, Туйметкинское и Больше-Каменское с общими извлекаемыми запасами категорий С1 и С2 в количестве 10,57 млн т. Кроме того, учтены запасы категории С2 в количестве 59,2 млн тонн на 29 предварительно разведанных месторождениях и перспективные ресурсы категории С3 в количестве 61,2 млн тонн на 62 предварительно оцененных битумных проявлениях.

Целенаправленное изучение природных битумов в Республике Татарстан начато в еще в 1970 году. В советское время велась опытно-промышленная разработка на Сугушлинском, Мордово-Кармальском, Ашальчинском, Горском и других месторождениях. Начиная с 1978 года полигоном для отработки технологий добычи стали МордовоКармальское и Ашальчинское месторождения. В 1992 году годовая добыча битума достигла на них 23 тыс. тонн.

Была налажена его переработка на Шугуровском нефтебитумном заводе. В 1993 году Ашальчинское месторождение природных битумов было законсервировано. Добыча природных битумов велась только на Мордово-Кармальском месторождении в Лениногорском районе Татарии.

Благодаря использованию метода внутрипластового горения с помощью термогазового генератора на месторождении было добыто около 200 тыс. тонн битумов, которые использовались главным образом для изготовления асфальта и производства антикоррозийного лака на Шугуровском нефтебитумном заводе.

С начала текущего десятилетия предпринимались попытки начать разработку битума с применением зарубежных, в основном канадских, технологий. В июне 2001 года в разработку было вновь введено Ашальчинское месторождение, но из-за недостатка средств эти работы были прекращены. Но в 2006 году "Татнефть" снова начала опытно-промышленную разработку Ашальчинского месторождения по собственной парогравитационной технологии двумя скважинами. Компания добыла на этом месторождении более 3,8 тыс. тонн высоковязкой нефти, дебит скважин достиг 15 тонн в сутки. В 2007 году "Татнефть" ввела в эксплуатацию вторую пару горизонтальных скважин. Всего же на данном месторождении предполагается использование более 25 пар горизонтальных скважин.

Сейчас главной задачей вовлечения в промышленную разработку этих ресурсов является привлечение инвестиций и внедрение новых эффективных методов повышения извлечения битумов. Существующие технологии добычи и подготовки природных битумов для месторождений Республики Татарстан являются высокозатратными, а переработка сырья не позволяет получить качественные продукты. Нулевая ставка НДПИ, введенная на добычу подобных ресурсов, должна существенно улучшить экономические показатели планируемых проектов.

Разработанная "Программа развития ТЭК Республики Татарстан на период до 2020 года" ставит задачу формирования в стране "полноценного конкурентоспособного нефтебитумного комплекса, ориентированного на рентабельную добычу природных битумов, обеспечение высокой глубины его переработки, выпуск востребованного сырья для химической и нефтехимической промышленности региона и Российской Федерации, производство нефтепродуктов, имеющих значительный потенциал сбыта на внутреннем и внешнем рынках". Программа предусматривает ввод в разработку 45 подготовленных к освоению месторождений битумов с разведанными запасами 43,5 млн тонн и доведение их добычи до 1,5 млн тонн в 2020 году.

На существующих нефтеперерабатывающих мощностях в Нижнекамске с этой целью будут построены дополнительные установки. А проект "Татнефти" по созданию там же нового комплекса нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов ориентирован и на тяжелые нефти.

Кроме того, рассматривается проект создания завода по переработке подобного сырья, добываемого малыми нефтяными компаниями Татарии.

СЕВЕРНЫЙ ЗАВОЗ В Республике Коми компания ЛУКОЙЛ ведет опытно-промышленные работы на Ярегском нефтетитановом месторождении, открытом еще в 1932 году. Особенностью этого актива в портфеле ведущей российской корпорации является совмещение продуктивных титановых пластов с залежами тяжелой нефти и кварцевых песков. Извлекаемые ресурсы нефти Ярегского нефтетитанового месторождения составляют 31 млн тонн. Запасы титана на месторождении оцениваются в 640 млн тонн, или 50% всех запасов этого полезного ископаемого в России.

На Яреге добывается нефть с высоким содержанием серы в объеме чуть более 5 тыс. тонн в год, запасы оцениваются в 131,8 млн тонн. Месторождение также подпало под закон об обнулении НДПИ, и теперь компания придает планам по добыче и переработке тяжелой нефти здесь большое значение. Дочернее общество ЛУКОЙЛа ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" реализует на месторождении проект по обустройству пилотного опытно-промышленного участка ОПУ-3. На участке с применением новейших технологий ведется поверхностная добыча высоковязкой нефти. Планируется, что к 2011 году объемы добычи на Яреге возрастут до 3 млн тонн в год, а к 2015 году составят около 6 млн тонн. К этому же сроку будут соответственно увеличены и мощности Ухтинского НПЗ, на который ярегская нефть будет поступать для первичной обработки. В рамках реализации титановой части проекта компания предусматривает добычу 650 тыс. тонн титановой руды в год с попутным извлечением нефти, а также строительство горно-химического комбината по производству титанового концентрата в объеме 220,2 тыс. тонн и 50 тыс. тонн пигментной двуокиси титана в год.

Ранее ЛУКОЙЛ заявлял о намерении поставлять нефть с Ярегского месторождения на европейский НПЗ, который должен быть приобретен компанией. По заявлению руководства компании четвертая очередь Высоцкого терминала на Балтике должна будет стать звеном в технологической цепочке доставки ярегской нефти в Европу.

Одно из главных событий этого года для ЛУКОЙЛа — введение в эксплуатацию Варандейского морского терминала на берегу Печорского моря в Арктике, специально предназначенного для транспортировки нефти из ТиманоПечорской провинции. Северный маршрут поставок через Баренцево море предполагает альтернативу поставок как на европейские, так и на американские рынки. Можно предполагать появление новых возможностей в логистических планах компании для ярегской нефти. Терминал может стать также перевалочным пунктом и для нефти Приразломного месторождения "Севморнефтегаза".

ПОЛЮС ДОБЫЧИ В России, как и во всем мире, практически не осталось "легкодоступной" нефти — разработка нефти и газа переносится в неисследованные регионы, такие как Сахалин или Арктика. Проекты становятся более требовательными с точки зрения технологий, навыков, рисков и капитала.

Арктический шельф и его побережье рассматривается Энергетической стратегией России как одно из приоритетных направлений развития нефтедобычи в стране.

В российской Арктике на шельфе и побережье Печорского и Карского морей расположено 19 месторождений тяжелых и битуминозных видов нефти. Из общих извлекаемых запасов нефти региона в 1,7 млрд тонн запасы тяжелой нефти составляют 1,1 млрд тонн. На пяти крупных месторождениях, открытых на шельфе Печорского моря, сосредоточено 0,4 млрд тонн извлекаемых запасов, 85% которых представлены тяжелыми и битуминозными нефтями. По оценке специалистов, на месторождениях Варандей-море ("Арктикшельфнефтегаз"), Приразломное ("Севморнефтегаз") и Северо-Гуляевское (нераспределенный фонд недр) они составляют 100% извлекаемых запасов, на месторождении Медынское-море ("Арктикшельфнефтегаз") — 99%, на основных горизонтах Долгинского ("Газпром") — 82%.

Вывозить на экспорт или для зарубежной переработки все эти объемы "дешевой" тяжелой нефти было бы по меньшей мере нерентабельно. Северо-запад России традиционно является крупным рынком потребления мазута. В Мурманскую, Архангельскую области и Республику Карелия по железной дороге ежегодно ввозятся миллионы тонн мазута, играющего главную роль в структуре потребления нефтепродуктов в регионе. Говорить о том, что экспортировать нефтепродукты гораздо выгоднее, чем сырье, давно стало банальной истиной. Логично было бы предполагать, что вслед за реализуемым проектом развития Мурманского транспортного узла появятся планы строительства в регионе мощного НПЗ, ориентированного на переработку тяжелой нефти.

ПЕРЕРАБАТЫВАТЬ ТЯЖЕЛУЮ НЕФТЬ ПО КЛАССИЧЕСКОЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЕ С ЦЕЛЬЮ ПОЛУЧЕНИЯ ТОПЛИВА НЕРЕНТАБЕЛЬНО, А В РЯДЕ СЛУЧАЕВ НЕВОЗМОЖНО: ОНА СОДЕРЖИТ НИЗКОЕ КОЛИЧЕСТВО ТОПЛИВНЫХ ФРАКЦИЙ

***

КАКАЯ НЕФТЬ ТЯЖЕЛЕЕ

В 1987 году на XII Нефтяном мировом конгрессе в Хьюстоне была принята следующая схема классификации нефтей и природных битумов: легкие нефти с плотностью менее 870,3 кг/куб. м; средние — 870,3–920,0 кг/куб. м; тяжелые — 920,0–1000 кг/куб. м; сверхтяжелые — более 1000 кг/куб. м при вязкости менее 10 000 мПа-с; природные битумы — более 1000 кг/куб. м при вязкости свыше 10 000 мПа-с.

По содержанию масел подразделяют природные битумы следующим образом: нефть — при содержании масел выше 65%, мальты — 40–65%, асфальты — 25–40% и асфальтиты — менее 25%.

***

ПРЯМАЯ РЕЧЬ: НЕ РАНО ЛИ ВКЛАДЫВАТЬСЯ В ДОБЫЧУ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ?

Фархад Ахмедов, ЧЛЕН СОВЕТА ФЕДЕРАЦИИ, ЭКС-ПРЕЗИДЕНТ КОМПАНИИ "НОРТГАЗ":

— Пора было еще вчера. Время дешевого топлива закончилось в XX веке. И это касается не только рыночной цены, но и себестоимости. Конечно, чтобы разработать месторождение нефти глубокого залегания, нужно потратиться, но ведь другой-то скоро не останется.

Ваха Агаев, ПРЕДСЕДАТЕЛЬ СОВЕТА ДИРЕКТОРОВ КОМПАНИИ "ЮГ-НЕФТЕПРОДУКТ":

— У нас не так много заводов по переработке тяжелой нефти, а самой нефти хватит еще лет на сто. Поэтому сейчас нет нужды вкладываться в добычу тяжелой нефти.

Тем более период хищнического капитализма прошел, и нефтяные компании стали вкладывать в науку, в геологоразведку, освоение новых месторождений. Так что надо брать пока то, что есть. И что-то надо оставлять потомкам.

Наталья Комарова, ПРЕДСЕДАТЕЛЬ КОМИТЕТА ГОСДУМЫ ПО ПРИРОДНЫМ РЕСУРСАМ, ПРИРОДОПОЛЬЗОВАНИЮ И ЭКОЛОГИИ:

— Я полагаю, что сейчас актуальнее вопрос: "Не поздно ли?" Просто потому, что нефтяной сектор динамично и быстро развивается и интересантов у этого сырья столько, что опаздывать здесь — значит терять свои лидерские позиции.

Виктор Орлов, ПРЕДСЕДАТЕЛЬ КОМИТЕТА СОВЕТА ФЕДЕРАЦИИ ПО ПРИРОДНЫМ РЕСУРСАМ, В 1996–1999 ГОДАХ МИНИСТР ПРИРОДНЫХ РЕСУРСОВ РОССИИ:

— Пора, хотя разведанных запасов легкой нефти, безусловно, пока достаточно. Но инвестиции в тяжелую нефть по большому счету инвестиции в наше будущее, и тут за ценой не постоять. Хоть на шельфе, хоть в тайге тяжелой нефти будет под силу дать хорошую отдачу вложенным средствам.

Анатолий Дмитриевский, ДИРЕКТОР ИНСТИТУТА ПРОБЛЕМ НЕФТИ И ГАЗА РАН:

— Уже поздно, потому что еще в середине 80-х годов стало ясно, что запасы легкой нефти уменьшаются, тогда это было около 50%; сейчас мы уже перевалили за 60% выработки легкой нефти, поэтому сейчас необходимо заниматься добычей именно тяжелой нефти. И надо давать льготы специализирующимся предприятиям, но государство на это до сих пор никак не решится. Эта нефть в добыче значительно более дорогая, государству надо эту проблему решать и наказывать компании, которые ведут хищническую эксплуатацию. Например, как "Сибнефть" делала — добывала активную нефть суперактивными методами. Государству надо разрабатывать какие-нибудь механизмы, сдерживающие хищническую эксплуатацию легкой активной нефти, и, с другой стороны, поощрять добычу тяжелой нефти.

Евгений Ясин, НАУЧНЫЙ РУКОВОДИТЕЛЬ ВЫСШЕЙ ШКОЛЫ ЭКОНОМИКИ:

— Это вещь сугубо технологичная, и не экспертам ее решать. А вообще у нас пока еще есть возможность развивать, осваивать и увеличивать объем уровня добываемой нефти. Зачем переходить еще на какую-то тяжелую добычу?

Василий Дума, ЧЛЕН СОВЕТА ФЕДЕРАЦИИ, ЭКС-ПРЕЗИДЕНТ НЕФТЯНОЙ КОМПАНИИ "СЛАВНЕФТЬ":

— Я бы сказал, что поздно. Все, что сейчас добывается, добывается как легкая нефть, и мы к этому привыкли. Все эти запасы были разведаны в СССР, и мы продолжаем почивать на лаврах. А этой нефти хватит еще лет на десять, и что потом будут делать другие поколения? Необходимо осваивать шельфы, Восточную Сибирь — это дорогое удовольствие, но ведь денег в стране хватает. А потом поздно будет.

Геннадий Шмаль, ПРЕЗИДЕНТ СОЮЗА НЕФТЕГАЗОПРОМЫШЛЕННИКОВ РОССИИ:

— Да, время для этого уже настало. Конечно, это недешевое удовольствие, но учитывая, что нефтяные ресурсы иссякают, нам необходимо переходить к добыче тяжелой нефти. Это решение поможет развить геологоразведку, возродить машиностроение и судостроение. А главное — увеличит объем добычи нефти.

***

МЕТОДОМ ВНУТРИПЛАСТОВОГО ГОРЕНИЯ НА МОРДОВО-КАРМАЛЬСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ ДОБЫТО ОКОЛО 200 ТЫС. ТОНН БИТУМОВ, КОТОРЫЕ ИСПОЛЬЗОВАЛИСЬ ГЛАВНЫМ ОБРАЗОМ ДЛЯ ИЗГОТОВЛЕНИЯ АСФАЛЬТА И ПРОИЗВОДСТВА АНТИКОРРОЗИЙНОГО ЛАКА