Что интересного в добыче нефти? - скажете вы. Об этом писали много, часто и все давно разложено по "полочкам". Однако, все меняется и в этой классической отрасли. Незаметно для нас с вами происходят большие изменения. Это связано, в первую очередь, с тем, что легкой нефти практически не осталось, а добыча сложной нефти требует рационального подхода и новых цифровых технологий.

Совсем недавно мы побывали на Южно-Приобском месторождении «Газпромнефть-Хантоса», которое находится недалеко от Ханты-Мансийска. Месторождение открыто в 1982 году. В разработку введено в 1999 году. Эксплуатационное бурение ведется с 2002 года. Площадь ЮЛТ Приобского месторождения: 2253,8 кв. км.
Начальные геологические запасы составляют более 1,5 млрд тонн. Из-за крайне низкой проницаемости продуктивных пластов разработка Южно-Приобского месторождения долгое время считалась нерентабельной. За счет применения новых технологий, в частности, гидроразрыва пласта (об этом расскажем чуть позже), компании удалось не только начать его разработку, но и кратно повысить объем добычи: с 2,7 млн тонн н. э. в 2005 году до 15,2 млн тонн н. э. в 2017 году:

Скважины

Месторождение «поделено» на так называемые "кусты". Куст - это площадка, на которой расположены устья нескольких наклонно-направленных скважин. Как правило, в одном кусте находятся 12-24 скважины с единой системой управления и контроля.

1. Мы побывали на одном из кустов и посмотрели, как ведется добыча нефти. Для того, чтобы попасть на объект, необходимо переодеться в спецодежду, пройти инструктаж по технике безопасности и получить допуск. Все очень серьезно:

2. Если честно, я ожидал увидеть традиционные качалки. Оказывается, эти технологии ушли в прошлое вместе с дисковыми телефонами. Сейчас нефть выкачивается более эффективными способами. На снимке видно 7 действующих скважин. За ними находится буровая установка, которая бурит очередную скважину. Благодаря рельсовой подвижной основе она перемещается по территории куста:

3. Скважина имеет глубину более 3-х километров. После бурения и подготовки в ствол скважины опускается специальный электрический насос, который и выполняет роль привычной нам огромной качалки. Насосам необходимо электропитание, поэтому вместе с насосом в скважину спускается специальный бронированный кабель, по которому подается электрический ток. Все электромагистрали проложены по "воздуху" на опорах, что дает визуальный контроль и обеспечивает безопасность подачи электричества:

4. Один насос потребляет около 600 кВт в час. Для контроля эффективности расхода электричества предусмотрены специальные цифровые решения о которых мы поговорим чуть позже:

5. На обслуживании скважин работают специально обученные люди - операторы. Это квалифицированные рабочие из разных регионов России, прошедшие подготовку и аттестацию. Работа на добыче нефти осуществляется сменным вахтовым методом:

6. Все управление осуществляется удаленно из центра управления добычей (ЦУД). У каждого оператора есть смартфон со специальным приложением, на который поступают задания из ЦУДа. Оператор продемонстрировал нам, как проводилась работа в доцифровую эпоху. На смартфон (до появления смартфона задание выдавалось через запись в журнал) поступило задание измерить уровень нефтесодержащей жидкости в скважине и взять забор пробы:

7. Оператор отправляется к скважине с набором специальных инструментов и емкостей. Из скважины качается не нефть, а нефтесодержащая жидкость, которая состоит из воды, газа, примесей и, собственно, самой нефти. Для забора пробы необходимо сначала пропустить часть верхней жидкости. Для этого используется ведро. Суть та же, когда мы пропускаем грязную воду после ремонта труб из-под крана. Далее делается забор в несколько бутылок:

9. Пласт нефтесодержащей жидкости, из которого ведется добыча, находится на значительной глубине. Если уровень растет, значит насос засоряется, либо пласт стал больше давать, если падает - пласт дает меньше расчетного объема добычи. Периодический замер уровня жидкости в скважине необходим для точного определения характеристик электрического насоса, а также подтверждения точности настроек контрольных датчиков, установленных в скважине:

10. Многие нефтедобывающие компании до сих пор работают по старинке, качая нефть качалками, производя ручной забор проб и отбивая уровень в скважине вручную. «Газпромнефть-Хантос» уже давно оснастил кусты добычи автоматизированными групповыми замерными установками (АГЗУ), предназначенными для измерения количества сырой нефти, нефтяного газа и дальнейшей программной обработки результатов, передачу их в систему телеметрии по каналам связи.
 Весь процесс максимально автоматизирован и оснащен удаленным контролем:

11. Еще одна система цифрового управления добычей - станция управления насосами:

12. Здесь установлены приборы слежения и управления насосами, которые находятся в скважинах. Все программное обеспечение и начинка российского производства. Операторы следят за давлением в скважинах, уровнем и температурой. Например, вот текущее значение в одной из скважин. Уровень пластовой жидкости 2633 метра, температура на этой глубине +97 градусов. В таких условиях работают насосы:

Гидравлический разрыв пласта

Самое время поговорить о современных способах добычи нефти. Сейчас практически все скважины имеют горизонтальное окончание. Что это значит? Сначала бурится скважина вертикально до определенной отметки, после чего изменяется направление бурения и ствол скважины уходит в горизонтальную плоскость. Залежи нефти все чаще расположены в маломощных пластах, залегающих в труднодоступных местах (под реками, озерами, болотами), и этот способ бурения наиболее эффективен для последующей добычи. 
Чтобы увеличить количество добываемой пластовой жидкости, делается гидроразрыв пласта (ГРП).

Под высоким давлением в пласт закачивается смесь жидкости и специального расклинивающего агента (пропанта). В процессе подачи смеси формируются высокопроводящие каналы (трещины ГРП), соединяющие ствол скважины и пласт, которые закрепляются пропантом. По этим каналам нефти гораздо проще поступать из пласта в скважину. При многостадийном ГРП (МГРП) в одном стволе горизонтальной скважины проводится несколько операций гидроразрыва. Таким образом, обеспечивается многократное увеличение зоны охвата пласта одной скважиной.

Фото кликабельно для увеличения:

Буровая установка

13. Одну из основных, начальных работ в нефтедобыче выполняет буровая установка. Состав буровой установки: буровая вышка, спуско-подъемные механизмы, бурильная колонна:

14. Бурильная колонна состоит из бурильных труб, предназначена для передачи нагрузки при бурении на долото, транспортировки бурового раствора на забой скважины с последующим выносом выбуренной породы. Длина бурильной колонны напрямую зависит от глубины скважины:

15. В основании бурильных труб устанавливается долото, которое и осуществляет бурение. Долото имеют разные размеры, форму и рабочие поверхности в зависимости от толщины породы, которые требуется пробурить. Ресурс износа одного долота около 10 тыс. метров бурения.

Для примера два разных долота до использования/после:

16. Весь процесс бурения полностью автоматизированный и управляется программно:

17.

18. При бурении скважин, добыче и транспортировке нефти большое внимание отводится сохранению экологии. Все отходы вывозятся и утилизируются, а побочные продукты, такие как газ и вода, идут на вторичную переработку. Экологическую чистоту лучше всего передают лебеди, которые облюбовали озера рядом с местами добычи:

Центр подготовки нефти

Переезжаем с куста добычи несколько километров и попадаем в цех подготовки и перекачки нефти.

Как уже было сказано, из скважины добывается не нефть, а нефтесодержащая жидкость, в которой кроме самой нефти присутствует большое количество воды, газа и других примесей. Для ее очистки и дальнейшей транспортировки жидкость сначала попадает в установку подготовки нефти. Затем товарная нефть поступает на приемо-сдаточный пункт нефти, здесь же происходит ее коммерческий учет и откачка для дальнейшей сдачи в систему Транснефти. 



19. Территория, на которой находится установка подготовки нефти, походит на приличный нефтеперерабатывающий завод:

Основной процесс подготовки термо-химический. Продукция скважин по системе нефтесбора поступает в систему сепарации, где происходит предварительное отделение газа от жидкости. Отделение в сепараторах происходит путем перепада давления. Водонефтяная эмульсия отправляется на предварительную площадку подогревателей, где она нагревается и на следующей ступени смешивается с химическим эмульгатором на основе метанола, который позволяет улучшить отделение нефти от воды.

После подогрева эмульсия попадает на площадку трехфазных сепараторов. Это огромные бочки, разделенные на две камеры. Из-за разности в плотности вода попадает в нижнюю камеру, нефть в верхнюю. Также выделяется газ второй ступени, оставшийся после первой сепарации. Через перегородку нефть перетекает в третью камеру, после чего отправляется еще на одну ступень сепарации, где из нее отделяется оставшийся газ. Таким образом получается нефть, которая уже готовится к дальнейшей транспортировке.
 Отделенная пластовая вода очищается здесь же от различных примесей и в дальнейшем используется для закачки под огромным давлением в пласты для гидроразрывов.
 Полученный газ со всех трех ступеней сепарации частично используется для собственных нужд (печей, котелен и производства собственной электроэнергии), но большая его часть отправляется на газопереработку. 
Получается практически безотходное производство.

20.

21. Как и при добыче, процесс подготовки нефти максимально автоматизирован. За ходом всего процесса следит оператор:

22. Здесь же находится химическая лаборатория. После каждого этапа сепарации образцы продуктов проходят тщательный химический анализ на соответствие к техническим требованиям.

23.

24. Лаборатория оснащена по последнему слову техники. Вот, например, прибор определения точки росы. Этот прибор нужен для определения состояния газа. К слову сказать, он отечественного производства, хоть и стоит больше трех миллионов рублей:

Цех добычи нефти

25. Перемещаемся на следующую локацию «Газпромнефть-Хантос». Центральная инженерно-технологическая служба (ЦИТС). Здесь осуществляется полный контроль и цифровое управление всеми этапами добычи нефти:

26. Сюда стекаются все показания и отчеты работы оборудования буровых и скважин. Диспетчера отслеживают параметры и объемы добычи, распределяют задания операторам на местах (см. фото 6).

27. Осуществляется видеонаблюдение и контроль за работой кустов и скважин:

28. На мониторе отображается вся структура работы месторождения. Операторы имеют возможность корректировать объем добычи, вносить изменения в работу оборудования для оптимизации всего процесса:

29. Так выглядит карта текущих отборов нефти с визуализацией по кустам. Все это видоизменяется в режиме реального времени:

30. Диспетчерская служба в круглосуточном режиме следит за работой электросетевого оборудования и электростанциями, работающими на месторождениях «Газпромнефть-Хантоса». Диспетчерский щит отечественного производства выполнен с использованием инновационных разработок и высоких требований к надежности работы всех элементов. Общая площадь щита составляет более 27 квадратных метров. На нем обозначены ВЛ и ПС с уровнем напряжения 110 кВ и 35 кВ, а также электростанции, работающие на Приобском, Зимнем, Южно-Киняминском месторождениях.

Центр управления добычей в Ханты-Мансийске

31. Центр управления добычей находится в Ханты-Мансийске в главном офисе Газпромнефть-Хантос:

ЦУД созвучен с космическим ЦУП и выполняет похожие задачи только в земном масштабе отдельно взятого предприятия.
Для реализации стратегических планов в 2017 году создан инновационный Центр управления добычей (ЦУД).
В основе ЦУД - сопровождение и адаптация «цифрового двойника» месторождения. Особенность модели заключается в функции самообучения: она способна самостоятельно калиброваться на основе динамично меняющейся информации, поступающей от средств автоматизации.

32. «Цифровой двойник» позволяет автоматически подбирать оптимальные режимы работы всех элементов комплекса, заранее идентифицировать нештатные ситуации, вести превентивную оценку работы системы в случае изменения ее конфигурации.

33. На огромном мониторе отображена актуальная информация по месторождениям с привязкой к конкретным цифрам добычи:

Благодаря внедрению новых технологий, оборудования и систем, компания перешла на качественно новый уровень управления производством.
Вся информация, поступающая в ЦУД, может быть визуализирована, что позволяет мультифункциональной команде принимать своевременные обоснованные решения, учитывающие все возможности и ограничения, отслеживать их качественное исполнение.

34. Цифровой двойник - это, в первую очередь, визуальный прогноз и расчет, что может призойти при изменении того или иного параметра производства. Например, можно смоделировать ситуацию, что получится на выходе, если поднять или опустить добычу одной конкретной скважины/куста/месторождения. Будет выдан расчет по убыткам/прибыли/затратам. На этой основе работает система оптимизации производства. На мониторе отображены два графика: реальный и оптимизированный. Это позволяет делать прогнозы на будущее и экономить значительные средства для будущих проектов:

35. Кроме процессов нефтедобычи здесь отображаются и другие направления производства. Вот, например, маршрут движения автомобиля нашей группы с визуализацией на карте, временем в пути и занятости водителя. Это позволяет оптимизировать не только производственные процессы, но и кадровую занятость:

36. Из окон ЦУДа открывается шикарный вид на красавец Ханты-Мансийск:

37.

38. Очень интересна геометрия офиса Газпромнефть-Хантос. Она хорошо подчеркивает все современные цифровые процессы, которые происходят внутри предприятия:

40. Будущее наступило и мы часть его!

(АУ «НАЦ РН им. В.И. Шпильмана»)

В 2015 году добыча нефти велась на 273 месторождениях Ханты-Мансийского автономного округа, что было обеспечено поисково-разведочными работами на нефть и газ, проводимыми на этой территории на протяжении не менее шести десятилетий. С начала разработки месторождений (с 1964 года) из недр округа на 1.01.2016 г. было извлечено 10949 млн т нефти, или 59,7% начальных извлекаемых запасов промышленных категорий. На рис. 1 представлена структура извлекаемых запасов распределенного фонда недр округа на 1.01.2016 г. В 2015 году началась добыча на 6 новых месторождениях и было добыто 243,1 млн т нефти. В недрах округа содержалось 3890 млн т разведанных разбуренных текущих запасов, 3505 млн т разведанных неразбуренных запасов. Кроме того, имелось 3200 млн т предварительно оцененных неразбуренных извлекаемых запасов. Кратность текущих промышленных разведанных запасов округа на 1.01.2016 г. годовой добыче 2015 г. составила 31 год, что свидетельствует о надежной сырьевой базе округа для того, чтобы быть и в дальнейшем основным нефтедобывающим регионом России, хотя качество текущих запасов с течением времени ухудшается.

В табл. 1 приведены итоги разработки нефтяных месторождений ХМАО-Югры в 2015 г.

Как было сказано, годовая добыча нефти по округу в 2015 г. составила 243,1 млн т, что на 7 млн т меньше, чем в 2014 г., и на 8,2 млн т меньше предусмотренной проектными документами. Выполнение составило 96,7%. Учитывая, что месторождения региона разрабатываются уже более 50 лет, плавное снижение годовой добычи на 5-7 млн т не является катастрофическим, хотя происходит снижение качества запасов со временем, рост обводненности продукции и уменьшение производительности скважин, а также допущенные в прошлом форсированные отборы продукции и сверхпроектная закачка воды в продуктивные пласты.

Проектные показатели по добыче нефти выполнили НК «Сургутнефтегаз» – 102,6%, НК «Газпромнефть» – 114,3% и «Салым Петролеум Девелопмент» НВ – 104,8%. Уровни добычи 2014 г. превысили НК «Газпромнефть», ВНК «Томскнефть» и АНК «Башнефть». Темп отбора нефти по округу от начальных извлекаемых запасов составил 1,3%, от текущих 3,3%.

В 2015 г. объем эксплуатационного бурения составил 13489 тыс. метров, что на 945 тыс. м больше, чем в 2014 г., но на 405 тыс. м меньше, чем предусматривалось проектными документами. Выполнение составило 97,1%. Рост эксплуатационного бурения является положительным фактором, несмотря на кризисные явления. В работу введено 3548 эксплуатационных скважин, что позволило уменьшить снижение годового уровня добычи нефти по округу.

Разбуренность запасов категории АВС 1 составила 80,9%, разбуренность проектного фонда запасов АВС 1 достигла 72,7%. Дебит скважин по нефти новых скважин по сравнению с 2014 г. несколько увеличился с 28,0 до 28,7 т/сут, а средний дебит добывающего фонда уменьшился с 9,9 до 9,5 т/сут в 2015 г.

Действующий эксплуатационный фонд скважин округа в 2015 г. вырос по сравнению с 2014 г. на 2187 скважин, неработающий фонд остается на уровне 31,0-31,4 тыс. скважин. Коэффициент использования эксплуатационного фонда увеличился в 2015 году до 89,4%. Обводненность продукции выросла до 89,7% в 2015 г. (с 89,4% в 2014 г.) Закачка воды в 2015 г. увеличилась на 29789 тыс. м 3 по сравнению с 2014 г., что на 61349 тыс. м 3 выше предусмотренной проектными документами. Наибольшие превышения проектной закачки допустили ПАО «ЛУКОЙЛ», НК «Роснефть» и НК «Газпромнефть».

Прирост годовой добычи от проведения геолого-технологических мероприятий в 2015 г. составил 27,5 млн т, что на 1,5 млн т больше, чем в 2014 г. Это явилось следствием того, что в 2015 г. было выполнено 27302 скважино-операции ГТМ, т.е. на 838 скважино-операций больше, чем в 2014 г. Несколько увеличился в 2015 г. удельный эффект, приходящийся на каждую скважино-операцию, с 0,983 тыс. т до 1,006 тыс. т. Наибольший объем ГТМ в 2015 г. выполнили НК «Сургутнефтегаз» – 11418 скважино-операций с приростом годовой добычи 9,1 млн т (17,2%) и НК «Роснефть» – 7735 скважино-операций с приростом годовой добычи 9,7 млн т (10,2%).

Наибольшее увеличение удельного эффекта на одну скважино-операцию было получено в 2015 г. АНК «Башнефть» с 0,2 тыс. т до 5,4 тыс. т. Компания применила инновационную технологию при разбуривании Соровского месторождения на 14 скважинах. Работы АНК «Башнефть» доказывают, что значительный прогресс может быть достигнут в результате многозонного гидроразрыва в горизонтальных скважинах по сравнению с обычной технологией. Большие и успешные объемы работ в этом направлении были проведены Роснефтью, ТНК-ВР и ПАО «ЛУКОЙЛ». Так, средний дебит по 9 горизонтальным скважинам НК «Роснефть» на Восточно-Правдинском, Ефремовском, Приобском и Омбинском месторождениях составил 177 т/сут при среднем по округу 9,5 т/сут. Хорошие результаты в регионе дает опробование «азотно-пенного гидроразрыва пласта» с ростом дебитов по нефти на 10-15%.

Незаслуженно «забыты» дилатансионные методы, в свое время успешно опробованные на Мамонтовском месторождении. При опробовании этой технологии дебит по нефти скв. 587 увеличился с 20 до 40 т/сут (в 2 раза), скв.612 с 15 до 53 т/сут (в 3,5 раза), скв.688 с 7,2 до 40 т/сут (в 5,5 раза). Продолжительность эффекта 1,5-2 года при длительности эффекта от ГРП 4-6 месяцев. Положительное влияние технологии частично отмечалось и по соседним скважинам.

Начала применяться в округе технология одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) на многопластовых месторождениях. В условиях Югры внедрение установок ОРЭ позволит обеспечить прирост годовой добычи.

Несколько слов об акустическом пороховом генераторе давлений, разработанном Пермским пороховым заводом. Опробование генератора давлений на низкодебитных скважинах Шаимского района показало, что прирост дебита скважин по нефти вырос в среднем в 2,5 раза. Технология создана для интенсификации низкодебитных скважин. Учитывая, что в 2015 г. на месторождениях Югры с дебитом менее 5 т/сут работало 35 тыс. скважин с годовой добычей 29 млн т, можно ожидать от применения этой технологии существенного прироста годовой добычи нефти округа.

Следует упомянуть об успешном опробовании на месторождениях округа плазменно-импульсного воздействия на пласт, разработанного кафедрой геофизики Санкт-Петербургского технического университета им. Г.В. Плеханова совместно с Научно-производственным центром «Гео-МИР». С 2007 г. промышленным внедрением метода занималась компания «Новас». Работы были проведены в более чем 150 скважинах и получили одобрение академика А.Н. Дмитриевского. Эффект был получен в 82% случаев и длился от 6 до 24 месяцев. Среднее увеличение дебита более 50%, приемистости 20-50%. Работы проводились на Южно-Приобском, Вахском, Западно-Полуденном и других месторождениях. Положительные результаты были получены даже в коллекторах с пористостью 2-3% и проницаемостью 1,5-3 мД.

Большой интерес в недрах Югры вызывают баженовско-абалакские отложения с их многомиллиардными ресурсами углеводородов. До 2007 г. годовой уровень добычи из этих отложений не превышал 120 тыс. т, а в период 2009-2015 г. рост годовой добычи нефти превысил 600 тыс. т.

Специалисты ОАО «РИТЭК» создание технологии разработки баженовско-абалакских отложений связывают с термогазовым методом воздействия на пласт, который основан на закачке воздуха и нагревании породы в результате окислительных процессов. Метод был предложен сотрудниками ВНИИНефть в 1971 г. Имеется опыт его применения в ряде стран мира (США, Канада, Украина, Норвегия). Опытно-промышленные работы начаты ОАО «РИТЭК» на Средне-Назымском месторождении в 2009 году. Большой объем работ на баженовского-абалакских отложениях выполняет НК «Сургутнефтегаз», у которой наибольшая в округе добыча нефти из этих отложений.

Создание технологии разработки баженовских отложений коренным образом может решить проблему сырьевого обеспечения добычи нефти в ХМАО-Югре. Однако эта проблема весьма сложная, трудоемкая и не может быть решена отдельными даже крупными компаниями без участия Государства. Для этого необходима Государственная программа промысловых испытаний, результатом реализации которой станет не 600 тысяч тонн, а миллионы тонн нефти и не на шельфе полярных морей, а в относительно обустроенной Западной Сибири.

Большой интерес в условиях Югры представляет выработка остаточных высокопроницаемых обводненных запасов эксплуатационных объектов крупнейших и уникальных разрабатываемых месторождений округа: Самотлорского, Федоровского, Мамонтовского и др., которые, несмотря на длительный период эксплуатации, еще содержат значительные запасы нефти.
Была проведена оценка возможности применения для выработки этих запасов одной из комплексных технологий физико-химического воздействия на пласт – АСП, предусматривающей закачку в пласт щелочи, ПАВ, полимеров и позволяющей добыть дополнительную нефть, не стоящую на балансе.

Применение этой технологии позволит не только стабилизировать добычу нефти, но и обеспечить действительно рациональное пользование недрами. Уже в первые 5-10 лет после массового внедрения этой технологии есть возможность увеличить добычу по округу на 5-10 млн т в год. В настоящее время один из недропользователей, работающих в округе, «Салым Петролеум Девелопмент НВ» исследует возможности данного вида воздействия на Западно-Салымском месторождении.

Для повышения эффективности разработки интересны газовые и газоводяные методы. В мире более 150 месторождений разрабатываются с закачкой углеводородного газа, углекислого газа, азота. С помощью газовых методов в Норвегии удалось поднять КИН с 30 до 50% и ставится задача довести его до 60%. В округе применение методов газового воздействия только начинается. Считаем, что их применение существенно повысит добычный потенциал округа.

Сложившееся в нефтедобыче Югры положение может быть улучшено только путем инновационного развития отрасли. Инновации являются одним из средств, которые можно противопоставить ухудшению сырьевой базы добычи, росту обводненности продукции, снижению дебитов скважин. Создание инновационных технологий невозможно без изучения тонкой поровой структуры горной породы, без определения энергетической структуры начальных и текущих запасов нефти, без изучения взаимодействия пластовых флюидов с горной породой. Инновационные технологии должны обладать высокой наукоемкостью и давать ощутимый эффект в значительном приросте извлекаемых запасов.

За небольшим исключением многие недропользователи округа в силу различных причин не занимаются внедрением инновационных технологий. Авторам новых разработок приходится вести долгие, трудные переговоры с недропользователями о возможности опробования своих проектов на месторождениях в реальных условиях, даже несмотря на положительные предпосылки к их применению. Зачастую проектные технологические документы не предусматривают опробования новинок. На наш взгляд, следует изменить существующий порядок. В каждом утверждаемом проектном технологическом документе должно предусматриваться опробование хотя бы одной инновационной для данного месторождения технологии, без чего документ не должен согласовываться и утверждаться. Необходимо заинтересовать недропользователей в опытных работах на своих месторождениях.

На рис. 2 приведено сопоставление динамики фактической добычи нефти по округу с 1999 г. с прогнозом добычи нефти по проектным технологическим документам и с прогнозом добычи нефти, составленным в АУ «НАЦ РН им. В.И. Шпильмана» в 2008 г. На протяжении восьми лет расхождение между фактической добычей и добычей по прогнозу НАЦ РН не превышает 1,5%, в то время как расхождение между фактической добычей и проектными технологическими документами доходит до 3,8%, поэтому для социально-экономического планирования хозяйственного развития округа предпочтительнее пользоваться прогнозом Центра.

Несмотря на некоторое снижение годовой добычи нефти на месторождениях округа добычный потенциал ХМАО – Югры еще довольно высокий. Его составными частями являются: текущие запасы нефти, стоящие на Государственном балансе в объеме 41% начальных запасов; прирост запасов нефти по результатам ГРР и применения современных технологий.

Реализация этого потенциала должна производиться разбуриванием текущих запасов, вводом в разработку новых месторождений и бездействующих скважин, бурением боковых стволов и горизонтальных скважин с многозонным ГРП, внедрением в большом объеме физико-химических МУН, в том числе и технологии АСП, повышением дебитов скважин с помощью акустического порохового генератора, дилатансионных, газовых, термогазовых, водогазовых методов, установок одновременно-раздельной эксплуатации скважин, пенного гидроразрыва пласта, плазменно-импульсного, имплозивного воздействия на пласты и других технологий интенсификации притока и МУН. Реальный прирост годовой добычи будет определяться степенью реализации добычного потенциала округа. Но даже частичная его реализация способна уменьшить темпы снижения годовой добычи нефти в ХМАО – Югре.

1917 г.
Товарищество "Пономарев и К°" получило позволительные свидетельства на разведку нефти на Средней Оби, где впоследствии было открыто нефтяное месторождение.

1932 г.
Техник Косолапов сделал заявку по поводу выхода нефти у села Юган Сургутского района. В следующем году выход нефти был замечен Дмитриевым в Березовском районе на реке Няйс, притоке Большой Сосьвы.

1934 г.
Постановление бюро Остяко-Вогульского (Ханты-Мансийского) окружкома ВКП(б) "По сообщению Т.Васильева (инженера-геолога) об изыскании нефти в округе".

Трест "Востокнефть" (г.Уфа) организовал экспедицию в районы рек Большой Юган и Белая. Экспедиция, возглавляемая инженером-геологом Васильевым, установила, что обнаруженные места выхода нефти являются естественными, и что геологическое строение слоев земли соответствует условиям, при которых наличие нефти возможно. 5 декабря в Москве под председательством академика И.М. Губкина прошла конференция геологов Западной Сибири. Там Васильев сделал доклад, а конференция научно обосновала и подтвердила наличие нефти в этих местах.

Летом того же года инженер-геолог В. Г. Васильев из треста "Востокнефть" подтвердил наличие естественного выхода нефти на реке Большой Юган.

2 октября руководство округа приняло постановление по сообщению В.Г.Васильева и просило область форсировать проведение геолого-разведочных работ, "установить наблюдение за дальнейшим быстрым продвижением вопроса об изыскании и эксплуатации юганской нефти".

1935 г.
Открытие месторождений нефти вдоль р.Большой Юган, Белая.

1951 г.
В селе Покур Сургутского района заложена опорная скважина. Пробурено 2360 метров.

1953 г.
Письмо Тюменского обкома КПСС министру геологии СССР П.А.Захарову - об организации Ханты-Мансийской геологоразведочной экспедиции.

8 октября того же года организована Березовская комплексная геофизическая партия. Всего в Березовском районе пробурено 23 глубокие разведочные скважины, в 11 из которых получен промышленный горючий газ.

1955 г.
Создана первая в Томской области Александровская нефтеразведочная экспедиция.

1957 г.
В Сургут прибыл начальник вновь созданной нефтеразведочной экспедиции Ф.К. Салманов - будущий Герой Социалистического Труда, доктор наук, лауреат Ленинской премии. Первые поисковые скважины заложены под Сургутом и у озера Самотлор.

1957 г., август.
Выступление делегата от партийной организации Юганской буровой партии Ф.К. Салманова на IX Сургутской районной партийной конференции - о перспективе геологоразведочных работ на нефть и газ в Ханты-Мансийском автономном округе. Организована Юганская нефтеразведка.

1959 г.
Признаки нефти обнаружены в скважинах около селения Малый Атлым Октябрьского района и поселка Мулымья Кондинского района.

1960 г.
25 апреля получена промышленная нефть. Суточный дебит нефти составляет 10-12 тонн. Во всех геологических экспедициях Обского Севера работает уже 6 тыс. человек. Тогда же в Сургуте были проложены первые зимники, и геологов впервые обеспечивали автотранспортом. В процессе геологоразведочных и поисковых работ использовались самые передовые методы: авиасейсмозондирование, турбинный способ проходки скважин и др. Концентрация усилий оправдала себя. 22 июня скважина Р-6, пробуренная бригадой С.Н. Урусова, дала значительный выход нефти - до 350 т в сутки. Так было открыто Шаимское месторождение - первое в ряду западносибирских хранилищ черного "золота".

1961 г.
24 марта открыто Мегионское месторождение нефти.
15 октября открыто Усть-Балыкское месторождение.
25 декабря открыто Пунгинское газовое месторождение.

1962 г.
В августе открыто на севере Томской области Советское нефтяное месторождение.
27 сентября было обнаружено первое газовое месторождение - Тазовское.
15 ноября открыто Западно-Сургутское нефтяное месторождение.

1963 г.
12 февраля в эксплуатацию пущены первые промысловые скважины Березовской группы и первый северный трубопровод от промыслов до Березово протяженностью 12 км.

4 декабря вышло постановление Совета Министров СССР "Об организации подготовительных работ по промышленному освоению открытых нефтяных и газовых месторождений и о дальнейшем развитии геологоразведочных работ в Тюменской области". Началась подготовка пробной эксплуатации разведанных запасов, а они к 1964 г. насчитывали 300 млн т нефти и 176 млрд. м3 газа на 8 нефтяных и 2 газовых месторождениях.

1964 г.
16 марта подписан приказ № 1 по нефтепромысловому управлению "Сургутнефть" объединения "Тюменьнефтегаз". Создано первое нефтедобывающее предприятие в Среднем Приобье.

В начале года стали сооружаться первые магистральные трубопроводы: газовый Игрим - Серов и нефтяные Шаим - Тюмень, Усть-Балык - Омск. Нефтепровод до Тюмени начал действовать уже в декабре 1965 г., игримский газ пришел в Серов в феврале 1966 г., а самый протяженный в то время нефтепровод до Омска (1032 км) заработал в октябре 1967 г.

1965 г.
1 апреля введено в промышленную эксплуатацию Западно-Сургутское нефтяное месторождение.
5 апреля открыто Мамонтовское нефтяное месторождение, самое крупное на Сургутском своде.

В мае забил фонтан нефти из скважины Р-1, которую бурила у озера Самотлор бригада Г. И. Норкина. Самотлорское месторождение по разведанным запасам нефти стало крупнейшим в СССР и вошло в первую десятку мировых. Одновременно была открыта так называемая Березовская группа газовых месторождений, которые давали от 500 тыс. до 1,5 млн. м3 газа в сутки.

6 июня обнаружено крупнейшее в мире Уренгойское газовое месторождение.
26 сентября обнаружено Аганское нефтяное месторождение.
3 ноября введен в действие нефтепровод Шаим-Тюмень.
К концу года из недр округа было получено более 1,5 млн. т нефти и почти 6 млн. м3 газа.

В декабре неподалеку от Нефтеюганска, в Каркатеево, появился первый отряд строителей нефтепровода Усть-Балык-Омск.

1966 г.
С действующих нефтепромыслов округа получено только 2,9 млн. т топлива. Открыто 41 нефтяное, 34 газовых и 4 нефтегазовых месторождения. За успехи в разведке и разработке нефтяных месторождений первые золотые звезды Героев Социалистического Труда в 1966 г. получили геологи Ф.К. Салманов, Н.Б. Мелик-Карамов, буровой мастер А.Д. Шакшин. По итогам восьмой пятилетки звание Героя Социалистического Труда получили Г.М. Левин из Нижневартовска, В.А. Леванов из Нефтеюганска и др.

30 марта началось эксплуатационное разбуривание Тетерево-Мортымьинского месторождения.
19 мая - Западно-Сургутского.
9 июня. Начало эксплуатации Советского месторождения.

1967 г.
31 января началось эксплуатационное разбуривание Правдинского месторождения.
30 октября нефть поступила по трубопроводу Усть-Балык-Омск на Омский нефтеперерабатывающий завод.
Ноябрь. Начало подготовки к строительству Сургутской ГРЭС.

1969 г.
27 января. Начало эксплуатации бурения на Самотлорском месторождении.
16 мая ЛЭП-500 Тюмень-Усть-Балык была поставлена под напряжение.
1970 г.
29 марта добыта 50-миллионная тонна нефти.

17 апреля НПУ "Мегионнефть" переименовано в Нижневартовское нефтепромысловое управление им. В.И. Ленина.

10 декабря. Награждение Ханты-Мансийского национального округа орденом Ленина за успехи в выполнении пятилетнего плана по освоению нефтяных месторождений.

1971 г.
14 апреля создано объединение "Запсиббурнефть".
5 августа добыта 100-миллионная тонна нефти.

В течение августа было открыто Федоровское месторождение - богатейший источник природного топлива. (Названа в честь известного в Тюменской области геофизика Виктора Федорова.)

В декабре вступила в эксплуатацию ТЭЦ Сургутской ГРЭС (мощность - 24 МВт).

1972 г.
Буровики Сургута первыми среди управлений объединения "Запсиббурнефть" выполнили повышенные обязательства в честь 50-летия образования СССР.

В июне началось строительство крупнейшей нефтяной магистрали страны Самотлор-Тюмень-Альметьевск.

В декабре дал ток первый агрегат Сургутской ГРЭС.

1973 г.
В январе введена в эксплуатацию подстанция 500 кВ мощностью 500 МВ-А "Демьянская".

В апреле досрочно завершено строительство нефтепровода Самотлор-Тюмень-Альметьевск.

19 мая бригада Героя Социалистического Труда Г.М.Левина из Нижневартовского управления буровых работ №1 установила всесоюзный рекорд.

В октябре введено в разработку Урбинское месторождение.

27 декабря буровому мастеру Нижневартовского управления буровых работ №2 Г.К. Петрову было присвоено звание Героя Социалистического Труда.

1974 г.
В мае вступило в разработку Варьеганское месторождение.

В августе прошла пробная эксплуатация Салымского месторождения, а в октябре введено в разработку Быстринское месторождение.

В этом году был достигнут миллионный рубеж проходки предприятиями объединения "Запсиббурнефть".

1975 г.
В мае вступила в строй первая очередь Нижневартовского газоперерабатывающего завода.

В августе на Самотлоре замкнулось энергетическое кольцо напряжением 110 кВ.

3 октября была добыта 200-миллионная тонна нефти с начала разработки Самотлорского месторождения.

14 октября - полумиллиардная тонна нефти с начала эксплуатации месторождений Западной Сибири.
1 декабря бригада Левина Г.М. пробурила на Самотлоре 500 тыс.м скважин.

Ко второй половине 70-х годов в Ханты-Мансийском округе, как и во всей Западной Сибири, завершилось создание мощного нефтегазового комплекса.

1977 г.
В октябре на территории округа были образованы четыре мощных производственных объединения: "Нижневартовскнефтегаз", "Сургутнефтегаз", "Юганскнефтегаз" и "Урайнефтегаз". Всего же в округе к началу 80-х гг. действовало около ста производственных объединений и трестов нефтегазовой промышленности, геологии и строительства.

1978 г.
В НГДУ "Холмогорскнефть" с начала эксплуатации Холмогорского месторождения была добыта миллионная тонна нефти.
Началось промышленное освоение нефтяного месторождения Среднего Приобья - Лянторского.

10 июня на промыслах Западной Сибири добыта миллиардная тонна нефти. Этот показатель у нас был достигнут всего за 13 лет, тогда как в Татарии - за 25, в Башкирии - за 48 лет, а в Азербайджане - за 104 года. 25 октября 1981 г. добыт второй миллиард сырья.

1980 г.
Первая тысяча тонн нефти получена с начала эксплуатации Яунлорского месторождения.

1982 г.
Нефтяники Приобья впервые не выполнили план добычи. В последующие годы эта тенденция нарастала: к 1984 г. отставание составило уже более 9 млн., а в 1985 - 35,5 млн. т.

1984 г.
В Повховском УБР введено в эксплуатацию новое месторождение - Вать-Еганское.

1985 г.
В сентябре на промыслах области добыта трехмиллиардная тонна нефти.

1986 г.
На базе буровой бригады Героя Социалистического Труда В.Л. Сидорейко из Сургутского УБР-2 создана Всесоюзная школа передового опыта.

1990 г.
В июне состоялась конференция представителей трудовых коллективов производственных объединений "Главтюменьнефтегаза". Там была создана нефтяная ассоциация в Тюменской области.

Тем временем старение производственных мощностей понижало производительность труда - устаревшее оборудование часто выходило из строя. В объединении "Нижневартовскнефтегаз" требовали немедленной замены около 700 км нефтесборных сетей. На промыслах и трубопроводах округа ежедневно происходило по 2-3 аварии. За 10 месяцев года произошло 1166 порывов нефтяных труб.

Общим результатом было стремительное падение добычи нефти и газа. Тогда объем ее добычи в округе не превышал показателя десятилетней давности - около 300 млн. т., а к 1995 г. сократился еще почти в два раза.

1993 г.
Правительственные делегации двенадцати стран, представители трех республик, входящих в состав Российской Федерации, прибыли в Сургут для обсуждения проблемы стабилизации и дальнейшего развития нефтегазовой отрасли.

1995 г.
В ноябре в Париже состоялось вручение "Сургутнефтегазу" высокого международного приза - "Европейской награды за качество-1995".

В течение двух лет на территории округа появилось более двух десятков акционерных обществ, занятых добычей, транспортировкой и переработкой нефти и газа. Единоличным лидером по добыче нефти остается АО "Сургутнефтегаз" (в 1995 г. им было добыто более 33 млн. т нефти). Другие предприятия пошли по пути создания концернов с участием финансовых структур и внешнеторговых организаций. Это резко повысило их шансы в конкурентной борьбе. Крупнейшим таким объединением стал концерн "ЛУКойл", созданный на базе трех компаний - Лангепас-, Урай- и Когалымнефтегаз. В результате их совокупная производительность в 1995 г. достигла 40 млн. т нефти.

В Ханты-Мансийском автономном округе развивается переработка газового конденсата; в Сургуте действует завод по его стабилизации. Это первое предприятие, освоившее выпуск моторного топлива - дизельного топлива и бензина. Попутный нефтяной газ перерабатывается на 8 газоперерабатывающих заводах.

За годы освоения из недр округа было извлечено 450 млрд. м3 газа. Ежегодная добыча газа достигает 20 млрд. м3, что соответствует уровню добычи таких стран, как Германия или Китай.

Попутный газ перерабатывается на газоперерабатывающих заводах, входящих в состав АО "Сибнефтегазпереработка". Основная продукция - сухой газ, на котором работают три ГРЭС округа, и нестабильный газовый бензин. На Тобольском нефтехимическом комбинате из него производят бутадиен - сырье для выпуска синтетического каучука.

2000 г.
Добыто 7 миллиардов тонн нефти. Это событие стало поводом обращения Губернатора Александра Филипенко к руководителям геологоразведочных, нефтедобывающих, строительных и транспортных предприятий Ханты-Мансийского автономного округа.

"Свыше 40 лет прошло с тех пор, когда для освоения некогда дремавшего Югорского края прибыли тысячи людей. Нефть никогда и нигде не давалась легко, а здесь в Югорском крае, за нее приходилось сражаться. Сегодня нефтедобывающий комплекс Ханты-Мансийского автономного округа – это важнейший фактор экономики России".

Александр Филипенко предложил отметить знаменательную веху в жизни округа проведением торжественных мероприятий по чествованию ветеранов, отдавших свои силы, знания неукротимую энергию становлению и развитию главного нефтедобывающего комплекса России.

2003 г., сентябрь
50 лет с момента открытия и начала освоения Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

2004 г.
Добыто 8 миллиардов тонн нефти.

Полвека назад с газового фонтана, ударившего из недр близ древнего Березово, началось новое открытие и масштабное промышленное освоение щедрой земли Среднего Приобья. За короткое по историческим масштабам время, благодаря самоотверженному труду и самоотдаче геофизиков, геологов, нефтяников, строителей, энергетиков, транспортников, людей самых разных профессий был создан мощнейший в стране Западно-Сибирский топливно-энергетический комплекс.

Владимир Хомутко

Время на чтение: 4 минуты

А А

История добычи нефти в Ханты – Мансийске

Ханты-Мансийский автономный округ (ХМАО) имеет свое самоназвание – Югра.

Это – один из самых бурно развивающихся регионов нашей страны, который за одно поколение из архаичного края, где в основном жили кочевники в своих стойбищах, превратился в край с развитой индустриальной инфраструктурой. И большая заслуга в этом принадлежит найденной здесь нефти.

Столица Югры – город Ханты-Мансийск. Нефть, а точнее, доходы от её добычи превратили его в самый настоящий деловой центр.

Этому городу, расположенному в двадцати километрах от места, где сливаются две могучие сибирские реки – Обь и Иртыш, исполнилось 435 лет. Добыча «черного золота» дала толчок к интенсивному развитию этого сурового края.

Географическое положение

ХМАО – это один из ключевых регионов, в котором сосредоточена нефтедобывающая и нефтеперерабатывающая промышленность нашей страны. Самым крупным добывающим предприятием является созданное в 2005-ом году дочернее предприятие ОАО «Газпром» – «Газпромнефть-Хантос».

Сегодня это предприятие разрабатывает восемь нефтяных месторождений, расположенных на территории ХМАО и в Тюменской области: Южную часть Приобского месторождения, месторождение «Зимнее» и другие. В самой Югре продолжаются активные работы по поиску новых нефтяных и газовых месторождений.

Всего в 65-ти километрах от Ханты-Мансийска находится Южно-Приобское месторождение, которое является ключевым активом предприятия «Газпром нефть». Это один из самых крупных и перспективных промыслов корпорации. Именно отсюда компания получает больше 80-ти процентов всей добываемой им нефти. Открыто это месторождение было в 1982-ом году, а его разработка началась в 1999-ом. Бурение эксплуатационных скважин началось в 2002-ом году.

Объем нефтяных запасов этого промысла весьма значителен – около 451-го миллиона тонн «черного золота». Стоит сказать, что природные ресурсы здесь относятся к категории трудноизвлекаемых, однако, применение новых инновационных добывающих технологий позволило увеличить объем добываемого сырья (по сравнению с 2005-ым годом) в шесть раз. 2016-ый год ознаменовался добычей стомиллионной тонны нефти за всю историю этого промысла.

Нефтедобыча в Югре

В строительстве скважин задействованы десятки служб разного профиля. Вес буровых установок, применяемых здесь, иногда достигает тысячи тонн. Проходят скважины при помощи специального инструмента – долота, им же отбираются образцы так называемого керна (см. ниже).

Эти образцы необходимы для проведения лабораторных исследований, которые позволяют определить расположение нефтеносных пластов. Само долото крепится на особой трубной конструкции, которую вращает огромный электродвигатель. Бурильные колонны опускают и поднимают по нескольку раз, поскольку долото требует периодической замены.

В зависимости от вида скважин, они оборудуются различными технологическими устройствами: замерными установками, технологическими трубопроводами, площадками для ремонтной техники, пунктами управления, блоками закачки в пласт воды (скважины нагнетательного типа) и так далее. Само углеводородное сырье выкачивает нефтяной центробежный насос, который опускается на дно скважины (в забой).

Также насосы применяются для подачи поднятого сырья на очистные станции различного типа. Любое появление нефти наружу строго регламентировано. Увидеть или потрогать «черное золото» можно лишь во время отбора лабораторных проб.

С добывающим комплексом непосредственно связаны УПН – установки подготовки нефти. Них производится разделение добытой углеводородной смеси на газ, воду и саму нефть, перед подачей её в систему магистральных нефтепроводов. Здесь же производится количественный учет добытого полезного ископаемого.

Это предприятие было создано в 2007-ом году. Оно является совместной собственностью двух российских компаний – «СИБУРА» и «Газпром нефти». Это современное предприятие было построено в строгом соответствии со всеми требованиями, касающимися промышленной безопасности и защиты экологии окружающей среды. Этот завод является одним из ключевых элементов Западно-Сибирского перерабатывающего кластера.

Южно-Приобский газоперерабатывающий завод (Южно-Приобский ГПЗ)

Годовая мощность этого завода составляет 900 миллионов кубических метров нефтяного попутного газа.

Что такое керн и где его хранят?

Керн представляет собой кусок горной породы, взятый с помощью долота из скважины. Его исследуют на предмет наличия в нем нефти и, если она там есть, исследуют её свойства.

Кроме того, керн несет в себе следующую важную информацию:

• о геологической картине (процессах формирования конкретной горной породы;
• о количестве нефтяных запасов месторождения;
• о том, насколько затратна будет разработка и так далее.

Ханты-Мансийское кернохранилище является одним из самых крупных в России. В нем уже находится примерно двести километров отобранного нефтяного материала, а общая вместимость этого хранилища составляет одну тысячу километров керна. Здесь хранятся образцы, взятые со всех разведываемых и разрабатываемых западносибирских месторождений.

Идея построения в Ханты-Мансийском автономном округе кернохранилище пришла группе ученых, руководил которым геолог Владимир Шпильман, после заграничной командировки. До появления такого специализированного склада керн хранили в абсолютно неприспособленных для этого местах – в подвалах и на обычных промскладах. Из-за этого ценнейшая информация, содержавшаяся в нефтяном материале, терялась. Сегодняшнее кернохранилище в этом российском регионе представляет собой не просто обычный склад, а целый лабораторный комплекс, в которых и изучаются полученные образцы горных пород.

Музей геологии

Есть в этом нефтяном краю и еще одна достопримечательность. Это музей единственный в России общедоступный геологический музей нефти и газа, в котором сосредоточено более 35-ти тысяч интереснейших экспонатов.

Музей геологии, нефти и газа

Это и очень занимательная историческая экспозиция, и уникальная коллекция минералов, и доступно изложенные принципы нефтедобычи. В этом музее постоянно проводятся самые разнообразные выставки, такие, как, например, выставка агатов или, к примеру, выставка под названием «Баррель нефти», на которой посетители имеют уникальную возможность не только вживую увидеть, но даже понюхать и потрогать так называемое «черное золото» Югры.

В заключение хочется сказать, что сам Ханты-Мансийск является очень современным городом со своей неповторимой архитектурой и национальным колоритом. Жители Югры по праву гордятся своим краем, и делают все для его дальнейшего развития и процветания.

Как известно, почти 90% общероссийской добычи нефти приходится на Уральский и Приволжский федеральные округа. Сюда входят ключевые нефтедобывающие регионы: ХМАО, ЯНАО, Татарстан, Башкортостан, Самарская и Оренбургская области, Пермский край и Удмуртия. Кроме этого всё возрастающую роль в нефтедобыче играют Республика Коми и НАО. Однако в течение последних 30 лет наиболее значимую роль в нефтедобыче играет только один субъект России - ХМАО. Причём он является не только основным нефтегазоносным районом России, но и одним из крупнейших нефтедобывающих регионов мира. Округ относится к регионам-донорам России и лидирует по целому ряду основных экономических показателей: первое место по добыче нефти и второе по добыче газа (см. таблицы 1 и 2), первое место в производстве электроэнергии (см. таблицу 3), а также объёму промышленного производства, второе место по объёму инвестиций в основной капитал.

Добыча нефти в ХМАО началась в 1964 году, когда в пробную эксплуатацию были введены Мегионское, Трехозерное и Усть-Балыкское месторождения (годовая добыча нефти составляла 209 тыс. тонн, дебит нефти - 192 т/сут). Всего за период эксплуатации этих месторождений из их недр было добыто около 220 млн. тонн нефти, но к настоящему моменту все три месторождения сильно истощены и обеспечивают менее 1% годовой добычи по округу.

Если проследить историю развития нефтегазодобывающей отрасли в ХМАО, то следующей «вехой» истории ТЭК округа является 1965 год - год создания компании «Главтюменнефтегаз», впоследствии сыгравшей огромную роль в становлении нефтедобывающей промышленности не только в округе, но и в Западной Сибири в целом. Компания просуществовала ровно 25 лет (до 1990 года). В период 1965 - 1973 гг. объемы добычи углеводородного сырья в округе динамично росли. В 1974 году ХМАО вышел на уровень годовой добычи нефти, превышающий 100 млн. т/год, в 1977 году - свыше 200 млн. т/год, а в 1980 году - свыше 300 млн. т/год. В 1977 году в округе были образованы первые производственные нефтедобывающие объединения: «Нижневартовскнефтегаз», «Сургутнефтегаз», «Урайнефтегаз», «Юганскнефтегаз», входившие тогда в состав «Главтюменнефтегаза».

Именно в этот период (вторая половина 70-х - начало 80-х гг.) своего максимального значения достигла добыча нефти по большинству уникальных и крупнейших месторождений (уникальные месторождения нефти газа - Самотлорское, Мамонтовское, Федоровское, Приобское; крупные месторождения - Талинское, Лянторское, Южно-Ягунское, Южно-Сургутское, Западно-Сургутское, Повховское, Аганское, Варьеганское, Покачевское, Северо-Варьеганское). В эти годы по округу было пробурено почти 170 млн. м эксплуатационного метража. Из недр округа за этот период было извлечено 3,75 млрд. тонн нефти. Максимальная годовая добыча нефти в ХМАО достигала в 1985 году 360 млн. тонн (что соответствовало 63% добычи нефти по всей России).

Максимальный темп отбора начальных промышленных запасов нефти введенных в эксплуатацию месторождений в 1983-1988 гг. составлял примерно 3% в год, а от текущих извлекаемых запасов 3,7-4,5%. В 2005 году эти темпы составили 1,7 и 3,4%, в 2006 году - 1,75 и 3,6% соответственно. В связи с вводом высокопродуктивных запасов, сосредоточенных в мощных однородных коллекторах, средний дебит нефти на крупнейших месторождениях составлял в 1970 году - около 100 т/сут., в 1975 году - 134 т/сут., в 1980 году - 90 т/сут. Однако в дальнейшем из-за резкого ухудшения качества вновь вводимых запасов и роста обводненности скважин к 1990 году средний дебит нефти снизился почти в 5 раз - до 19 т/сут. Для ТЭКа ХМАО приближались самые тяжелые времена.

В 1991-2000 годах в нефтедобыче округа произошло обвальное падение добычи нефти до минимального уровня - 164,7 млн. т/год в 1996 году, то есть в 2,2 раза меньше ранее достигнутого максимального уровня. За «кризисные» 10 лет суммарная добыча нефти по округу составила 1,9 млрд. тонн (или 190 млн. т/год), что было в 1,8 раза ниже среднегодовой добычи нефти в предыдущих периодах. В 1999 году по округу было добыто 169,6 млн. тонн нефти. В 2000 году болезненный переход на рыночные отношения завершился. Собственность была поделена между крупными нефтяными компаниями. Добыча нефти несколько подросла и составила 180,5 млн. т/год. Далее началось возрождение нефтегазовой отрасли ХМАО, и в 2006 года добыча нефти достигла максимума -- 275,6 млн. т/год. При этом объем эксплуатационного бурения увеличился более чем вдвое по сравнению с кризисным 1999 годом. Проведение большого комплекса геолого-технических мероприятий по интенсификации добычи нефти, применение интенсивных технологий привело к существенному росту дебитов скважин, при этом дебит новых скважин по нефти увеличился вдвое.

ХМАО - основной регион нефтедобычи страны. В ХМАО добывается больше половины всей нефти в России.

Объем нефти, извлекаемой из недр Ханты-Мансийского автономного округа - Югры, составляет 57% всей нефти, добываемой в Российской Федерации, и 7,2% мировой добычи. А вот объем газа составляет всего порядка 4% от добываемого в Российской Федерации.

Ресурсный углеводородный потенциал округа значителен. Ни один из других нефтедобывающих регионов страны не может с ним сравниться сейчас и вряд ли это случится в будущем. По последним данным суммарные (разведанные и предварительно оцененные) начальные извлекаемые запасы нефти по ХМАО порядка 20 млрд. тонн. Из них на предварительно оцененные запасы приходится около 17%. С 1964 года по январь 2007 года накопленная добыча нефти по округу составила порядка 8,6 млрд. тонн. И на настоящий момент извлечено чуть более половины начальных разведанных запасов нефти. На эти запасы (плюс на часть запасов категории С2) в ХМАО может быть рентабельно пробурено еще 70-80 тыс. новых скважин с общим объемом проходки 210 -240 млн. м.

Таким образом, недра округа по-прежнему обладают значительным потенциалом для дальнейшего устойчивого обеспечения нефтедобычи.

Тем не менее, важно отметить, что несмотря на всё ещё большие запасы нефти в округе нарастить темпы добычи, скорее всего, не удастся. Для дальнейшего наращивания добычи нефти в ХМАО в ближайшие годы каких-либо серьезных возможностей у нефтедобывающих компаний нет. Практически все они (кроме возможностей по увеличению объемов эксплуатационного бурения) почти полностью были исчерпаны в предыдущие годы интенсивной нефтедобычи. И поэтому темпы прироста добычи нефти по ХМАО в последние годы значительно снизились.

Так что и в будущих периодах нефтедобыча в округе, по всей видимости, будет происходить при медленно падающей динамике.

Конечно, в «главной нефтяной житнице» нашей страны представлен весь свет российских нефтедобывающих компаний.

В целом в 2014 году добычу нефти и газа на территории ХМАО осуществляли 59 нефтегазодобывающих предприятий. За последние годы основной рост добычи нефти получен за счет специализированных нефтяных компаний, добыча по которым составила 270,4 млн. тонн нефти (98,1% от общей добычи нефти по автономному округу).

В разрезе административных районов автономного округа наибольший объем извлеченной нефти получен на территории Сургутского района - 41,5% от общей добычи по округу, Нижневартовского района - 31,6%, Ханты-Мансийского района - 11,6% и Нефтеюганского района - 11,1%.

По состоянию на 1 января 2015 года в эксплуатации находится 278 месторождений, на 53 месторождениях добыча превысила 1 млн. тонн нефти в год. Среднесуточная добыча нефти в 2013 году составила 755 тыс. тонн (в 2012 году - 734 тыс. тонн). В 2013 году введены в разработку и пробную эксплуатацию 8 новых месторождений: Новобыстринское (Сургутнефтегаз); Западно-Котухтинское (Лукойл); Аржановское, Овальное, Восточно-Голевое (Русснефть); Ханты-Мансийское (ЗАО «Назымская НГРЭ»); Каюмовское (ООО «Красноленинскнефтегаз»); Ваделыпское (НК «Салым Петролеум Девелопмент Н.В.»).

Что касается переработки углеводородов в регионе, то в последнее время она постепенно растёт, хотя для улучшения качества переработки (то есть для увеличения глубины переработки) нужно ещё время и капиталовложения.

Не секрет, что ХМАО является крупнейшим донором федерального бюджета, куда уходит до 80% налогов, собираемых на территории округа. Тем не менее, несмотря даже на такое соотношение в самом регионе остаётся достаточно средств, позволяющих округу входить в пятёрку субъектов России с самыми крупными доходами бюджета.

В консолидированном бюджете ХМАО очень высока доля регионального бюджета, то есть региональная власть забирает себе более 70% всех доходов консолидированного бюджета округа, а муниципалитетам остается меньше 30% (в среднем по стране 50/50). Практически все изъятые у муниципалитетов бюджетные доходы затем возвращаются к ним через систему трансфертов. С одной стороны, такая финансовая «чехарда» достаточно нелогична. Но этому есть своё объяснение. Дело в том, что в округе не используется формализованная процедура перераспределения, и поэтому принятие регионального бюджета на каждый год сопровождается согласованием, а если точнее - торгом за трансферты муниципалитетам. Такая политика позволяет региональным властям жестко контролировать поведение муниципалитетов, разделенных между отдельными нефтяными компаниями.

Основным источником поступлений в консолидированном бюджете на территории округа являются налоговые доходы. К ним относятся отчисления от федеральных налогов и сборов, региональные налоги, а также задолженность и перерасчеты по отмененным налогам и сборам. В 2014 году удельный вес данного источника в общей сумме доходов консолидированного бюджета составил более 80%. Необходимо отметить, что по сравнению с 2012 годом общая сумма налоговых поступлений в бюджете ХМАО увеличилась почти на 15%. Одним из факторов, обусловивших данное увеличение, является повышение уровня платежной дисциплины плательщиков в результате усиления контроля за своевременной уплатой налогов со стороны контролирующих органов.

Что касается областного бюджета округа, то по доходам бюджет ХМАО в 2013 году исполнен в сумме 97,51 млрд. рублей, что составило 100,8% к утвержденному плану на год. По кассовым расходам бюджет округа в 2006 году исполнен в сумме 105,04 млрд. рублей. Дефицит бюджета автономного округа по кассовому исполнению сложился в сумме 7,54 млрд. рублей, при плановом дефиците 11,58 млрд. рублей.

Несмотря на то, что по итогам 2014 года по сравнению с аналогичным периодом 2012 года поступления в бюджет автономного округа по налогу на прибыль организаций значительно возросли (на 7,7 млн. руб.) плановые назначения в сумме 58,8 млн. рублей недовыполнены на 1,9 млн. рублей. Такой результат был получен вследствие снижения цены на нефть, с $70 за баррель в июле до $55 в декабре 2014 года. Учитывая, что крупнейшие налогоплательщики ХМАО - предприятия топливно-энергетического комплекса, составляющие почти 90% от всех плательщиков автономного округа, фактор мировых цен на нефть играет большую роль в формировании доходной части бюджета.

Налог на доходы физических лиц поступил в бюджет автономного округа в сумме 19,8 млн. рублей, что составляет 103% к годовому плану. Перевыполнение плана обусловлено ростом заработной платы и облагаемых налогом доходов населения. Так, по данным статистики рост среднемесячной заработной платы одного работника по автономному округу составил 117,5% к соответствующему периоду 2013 года против 110% учтенных при формировании бюджета 2014 года.

ХМАО -- моноотраслевой регион, где добывается более 57% российской нефти, поэтому в отраслевой структуре экономики доминирует именно топливная промышленность (почти 90% ВРП). Но такая ситуация совсем не радует руководство округа. Признавая чрезвычайную зависимость от нефти власти ХМАО стремятся к диверсификации свое экономики. В связи с этим сейчас активно прорабатываются инвестиционные проекты в других отраслях. Согласно поставленной задаче, к 2025 году доля нефти в ВРП должна сократиться до 50%.

В настоящий момент к проблеме зависимости доходов округа от мировых цен на нефть прибавляются и многочисленные социальные проблемы. Основные из них: огромное неравенство по доходам, проблемы трудоустройства молодежи после завершения образования, проблемы низкокачественного жилфонда, а также дефицита мест в дошкольных учреждениях и перегруженности школ из-за смещения приоритетов инвестиционной политики властей в сторону более престижно-статусных объектов.

Наиболее остро стоит жилищная проблема. Доля ветхого жилья достаточно высока (8%) и находится на уровне самых слаборазвитых автономных округов и республик страны, не решена проблема фенольного жилья (построенного из недоброкачественных строительных материалов). Обеспеченность жильем в ХМАО на 20% ниже средней по стране и составляет только 16,7 кв. м на человека, а в более молодых городах (Нягань, Лангепас, Пыть-Ях), Белоярском и Нижневартовском районе -- 12-14 кв. м на человека. При этом, как отмечено выше, большие средства расходуются на статусные сооружения, особенно в Ханты-Мансийске - культурные, спортивные центры, аэропорт - которые даже в отдаленной перспективе не будут использоваться на плановую мощность.

Тем не менее, как говорится, «не всё так плохо». ХМАО - единственный в России пример автономного округа, экономически более развитого и имеющего большую численность населения по сравнению со своей «материнской» территорией (Тюменской областью) - 1,5 млн. человек в ХМАО против 1,3 млн. человек в Тюменской области (на начало 2008 года). Такое положение сложилось только в 1990-е годы, когда нефтедобывающий округ смог использовать преимущества самостоятельного распоряжения финансовыми ресурсами.

Объем ВРП ХМАО в 8 раз больше, чем Тюменской области (без автономных округов), в 1,5 раза превышает ВРП всего Дальнего Востока и практически равен Южному федеральному округу. Но большая часть произведенного продукта перераспределяется федеральным центром, поэтому фактическое конечное потребление домохозяйств ХМАО составляет только 15% ВРП (в среднем по субъектам РФ - 61%). При этом инвестиции в развитие экономики округа очень велики: по объему инвестиций в основной капитал ХМАО уступает только столице страны, причем почти 70% инвестиций приходится на частных собственников. В отраслевом разрезе доминируют инвестиции в промышленность, так как крупные нефтяные компании вкладывают значительные средства для обеспечения роста нефтедобычи.

Как и во всех северных регионах, уровень экономической активности населения округа значительно выше среднего по стране. Тем не менее, из-за монопрофильности экономики рынок труда ХМАО более сильно реагирует на любые изменения, как негативные, так и позитивные. Поскольку ХМАО уже стал обжитой территорией, в которой жизнь серьёзно обустраивается, ему крайне необходимо наращивать постиндустриальные функции для стабилизации развития. Структура занятости должна меняться в сторону сервисной экономики, развития деловых и потребительских услуг, иначе при новых потрясениях на мировом рынке нефти социальные проблемы в ХМАО будут намного более острыми, чем в стране в целом.

Прежде всего, в проектах диверсификации экономики округа предполагается развивать горнорудный кластер, так как помимо нефти недра округа крайне богаты разнообразными твёрдыми полезными ископаемыми. Так, на территории ХМАО находятся залежи сверхчистого кварцевого песка (служащего сырьём для производства полупроводников), также здесь подтверждены крупнейшие промышленные запасы угля (650 млн. тонн), железной руды (550 млн. тонн), хромовых руд (15 млн. тонн), медных руд (20 млн. тонн), есть значительные объёмы бокситов, марганца, золота, урана и других ископаемых.

Следующим перспективным направлением в диверсификации экономики ХМАО является нефтехимическая промышленность - ведь в области добываются большие объёмы нефти, и будет логичным перерабатывать хотя бы часть сырья в регионе. На настоящий момент имеется два проекта - строительство завода по выпуску высококачественного дорожного битума (мощность более 100 тыс. тонн битума в год) на базе Ваньеганского месторождения тяжёлой нефти, а также строительство ГПЗ (в районе г. Сургут) по переработке попутного газа в метанол. Ещё одним направлением диверсификации экономики ХМАО является лесопромышленный комплекс - в регионе планируется строительство крупного ЦБК, кроме этого развиваются и более мелкие предприятия по переработке древесины. И, наконец, ещё одно важное направление развития экономики ХМАО - инновации и, в частности, разработка информационно-космических технологий. В этой области наиболее активно работает Югорский НИИ информационных технологий.

Что же касается проектов непосредственно в сфере нефтедобычи, то, следуя оптимистичным прогнозам правительства ХМАО, в ближайшие годы добыча в регионе будет расти. Это, конечно, обнадёживает, но существуют и нерешённые вопросы. Например, как при существующих условиях (когда все серьёзные рычаги влияния на формирование дальнейшей динамики нефтедобычи в округе к настоящему времени в значительной степени исчерпаны) добиться спрогнозированных результатов? Ведь для этого нужно, во-первых, сохранить достигнутые в 2006 году объемы эксплуатационного бурения в целом по ХМАО, значительно увеличив их по новым крупнейшим месторождениям (Приобское, Южно-Приобское, Тайлаковское, Приразломное, Салымская группа и другие). Во-вторых, улучшить использование пробуренного фонда скважин. Поскольку если, к примеру, в ОАО «Сургутнефтегаз» в конце 2013 года на одну неработающую скважину приходилось более 12 работающих, то в ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» - 6,5, а в «ТНК-ВР Менеджмент» (в ХМАО) - всего лишь 1,4 скважины.

В целом доля неработающего фонда скважин по округу должна быть доведена до 10% (сейчас, например, по месторождениям ТНК-ВР Менеджмент она превышает 40%.). Также важно запустить механизм передачи месторождений из нераспределенного фонда недр на территории ХМАО недропользователям. Это позволит ввести в оборот около 800 млн. тонн запасов нефти. Также важно внести в налоговое законодательство России поправки, реально стимулирующие ввод в промышленную эксплуатацию новых, неразбуренных запасов в старых освоенных нефтедобывающих районах страны, к которым как раз относится ХМАО.

Похожие статьи