Основные проблемы инновационного развития нефтегазовой отрасли в области добычи нефти и газа

Main problems of innovation development of oil and gas industry in sphere of oil and gas production

L. EDER, I. FILIMONOVA, I. PROVORNAYA, RAS Siberian division’s Institute of oil and gas geology and geophysics, Institute of Economics and Industrial Engineering of Siberian Branch of Russian Academy of Sciences,
V. NEMOV, RAS Siberian division’s Institute of oil and gas geology and geophysics

В статье проанализировано текущее состояние дел в нефтегазовом секторе России, выявлены существующие тенденции развития добычи, переработки и экспорта углеводородов. На основе проведенного анализа сформулированы основные приоритетные направления инновационного развития НГК в сфере разведки и добычи углеводородов.

The article analyzes modern state in Russian oil and gas sector; there are revealed existing development tendencies of hydrocarbon production, refinery and export. On basis of such analysis there are formulated main priority directions of innovation development of oil and gas complex in sphere of hydrocarbon prospecting and production.

Нефтегазовый комплекс (НГК) играет ключевую роль в экономике России и формирует около 20% ВВП, 50% нефтегазовых доходов в структуре федерального бюджета, 67% валютных поступлений от экспорта нефти, газа и продуктов переработки в общем объеме экспорта, 25% объема инвестиций в основной капитал.

Для устойчивого развития экономики России, повышения качества жизни населения страны, содействия укреплению ее внешнеэкономических связей, эффективному использованию природных энергетических ресурсов актуальной задачей является переход на инновационный путь развития, прежде всего, нефтегазового комплекса России, как основного локомотива роста российской экономики. В этой связи решение вопросов модернизации НГК России должно стать мощным импульсом развития инновационного потенциала во всех секторах экономики – в промышленности, прежде всего, перерабатывающей, транспорте, связи, сфере услуг. Основу стратегии долгосрочного устойчивого экономического развития должно составить оптимальное взаимодействие и взаимообеспечение всех секторов экономики.

Инновационное развитие НГК России должно происходить одновременно: сразу во всех ключевых ее составляющих – добывающем и перерабатывающем, а также транспортном комплексах, и изменения должны осуществляться с учетом специфики обеспеченности ресурсно-сырьевой базой, особенностей ее структуры и качества, региональной и организационной дифференциации отрасли, уровня и структуры спроса на углеводороды и продукцию их переработки на внутреннем и внешних рынках, а также ряда других факторов.

Нефтегазовый сектор России на современном этапе

В 2013 г. продолжилась тенденция последних пяти лет по наращиванию объема добычи нефти в России. Так за прошедший год добыча выросла на 5,2 млн тонн относительно уровня 2012 г. и составила 523,5 млн тонн, а с 2008 г. прирост составил около 36 млн тонн нефти в год. Кроме того, вырос и объем первичной переработки нефти на 8 млн тонн – до 274 млн тонн, а доля перерабатываемой нефти в структуре добычи возросла с 51,3% до 52,3% (табл. 1). Объем экспорта российской нефти продолжил сокращаться и в 2013 г. составил 234 млн тонн против 239,4 млн тонн в 2012 г.
Табл. 1. Основные показатели нефтегазового сектора России в 2012 – 2013 гг.
Валовая добыча природного и попутного нефтяного газа в 2013 г. в России выросла на 12,5 млрд м3 (до 684 млрд м3). Эффективный объем добычи, включая товарный газ, технологические нужды и закачку в пласт, составил 668 млрд м3. На факелах было сожжено 16 млрд м3 ПНГ, что несколько меньше показателя предыдущего года.

В региональной структуре произошла стабилизация добычи нефти в традиционных нефтедобывающих регионах (в Западной Сибири и европейских регионах России). При этом сохранился значительный темп прироста добычи в Восточной Сибири: в 2013 г. добыча в регионе возросла более, чем на 17% относительно 2012 г., а доля региона в добыче нефти в России составила 7,9%. Наращивание объемов добычи жидких углеводородов в России обеспечивается за счет планомерного выхода на проектную мощность Ванкорского (Красноярский край), Талаканского (Республика Саха (Якутия)), Верхнечонского (Иркутская область) месторождений, а также увеличения объема извлекаемого конденсата в газоконденсатных месторождениях.

В региональном разрезе газовой отрасли произошел значительный рост добычи газа в основном газодобывающем регионе – Ямало-Ненецком АО, которому способствовало наращивание добычи на Бованенковском месторождении. Одновременно, на фоне наращивания добычи нефти в регионе, произошел рост добычи попутного газа в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. В 2013 г. этот показатель увеличился на 10% относительно предыдущего года, а доля восточных регионов в структуре добычи газа в России выросла до 6,8%.

На конец 2013 г. суммарные производственные мощности по первичной переработке нефти в России выросли на 6,2% и составили 296 млн тонн, а уровень загрузки мощностей снизился до 92,9%. Объем первичной переработки нефти в прошедшем году вырос на 3,6% и составил 275 млн тонн, превысив исторический максимум с момента распада СССР (300 млн тонн в 1990 г.). В структуре выпуска нефтепродуктов в России продолжает доминировать производство тяжелых и средних фракций, прежде всего мазута и дизельного топлива. Вместе с тем за последний год несколько вырос объем производства автомобильного бензина (2%), и снизилось производство мазута (на 4%).

В структуре экспортных поставок нефти в 2012 г. произошли значительные изменения. Так, если до 2011 г. происходило снижение поставок нефти за рубеж морским транспортом за счет отказа от использования иностранных экспортных морских терминалов, то в 2012 г. благодаря запуску БТС-2 и началу эксплуатации терминала перевалки нефти в Усть-Луге на атлантическом направлении появился значительный профицит мощностей по экспорту нефти, что позволило компаниям выбирать наиболее выгодные маршруты экспорта нефти. Тем не менее, в 2013 г. продолжилась тенденция к сокращению общего объема экспорта российской нефти (снижение на 2%). В то же время, производство мазута и дизельного топлива, также поставляемых на экспорт, выросло на 3,2% и 3,4% соответственно. Высокими темпами в 2013 г. рос экспорт дизельного топлива (более 8% в год), который в итоге составил 38,8 млн тонн, экспорт мазута составил 58,5 млн тонн.

В минувшем году продолжилась тенденция к сокращению экспорта российского газа в страны ближнего зарубежья. Так, относительно 2012 г. экспорт сократился на 13,2% и составил 51,4 млрд м3, это 78,2% от объема экспорта 2011 г.

Экспорт российского газа в страны дальнего зарубежья в 2013 г. составил 151,9 млрд м3, что на 19,5% выше уровня предыдущего года. Восстановление объема экспорта газа, продолжавшееся до 2011 г., сменилось снижением спроса на российский газ в 2012 г. Ситуация продолжалась вплоть до середины 2013 г. Снижение спроса на российский газ в Европе в 2012 г. связано с влиянием ряда факторов:
  • Наращивание добычи сланцевого газа в США, что привело к замещению угля в энергетике страны. Избыточный объем угля экспортировался из США на европейский рынок, на котором происходил обратный процесс замещения дорогого газа на более дешевый уголь;
  • В 2012 – начале 2013 гг. происходило наращивание поставок СПГ из других регионов мира;
  • Наблюдалось наращивание добычи газа на шельфе северных морей европейских стран.
Во второй половине 2013 г. ситуация коренным образом изменилась. Восстановлению спроса на российский газ в Европе способствовали:
  • Ожидания холодной зимы 2013 – 2014 гг.;
  • Перебои в поставках газа из стран Африки (Ливия) и Ближнего Востока (Катар);
  • Начало снижения объемов добычи газа в Норвегии.
Таким образом, начиная со второй половины 2013 г. природно-климатические факторы, сокращение предложения газа на европейском рынке альтернативными поставщиками и снижение внутренней добычи привели к росту спроса на российский газ в странах Западной и Центральной Европы. Кроме того, скидки Газпрома для европейских потребителей и рост котировок биржевых цен на газ привели к росту конкурентоспособности трубопроводных поставок российского газа.

Особый интерес для России представляет наиболее перспективный и развивающийся газовый рынок стран АТР. Поставки газа в регион осуществляются в объеме 10,9 млн тонн СПГ в рамках проекта «Сахалин-2». Поставки СПГ зарубежным потребителям с завода начались в 2009 г. и составили 5,2 млн тонн, увеличившись к 2013 г. в два раза. Основным партнером России в этом направлении является Япония, доля которой в экспортных поставках за последний год укрепилась с 65% до 71%.

Основные приоритетные направления инновационного развития НГК в сфере разведки и добычи углеводородов

Государственная инновационная программа в сфере разведки и добычи углеводородов должна учитывать сложившиеся тенденции развития отрасли, отвечать новым вызовам времени.

Воспроизводство минерально-сырьевой базы

Главная тенденция развития нефтегазодобывающей промышленности России – ухудшение горно-геологических и природно-климатических условий разведки и разработки, рост удаленности от центров переработки и сбыта. В традиционных районах добычи (Западной Сибири, Северном Кавказе, Урало-Поволжье) происходит увеличение глубины продуктивных пластов, снижение объема запасов, уменьшение размеров новых месторождений, ухудшение качества коллекторов, усложнение геологического строения месторождений, уменьшение пластовых давлений и т.п.

В течение двух последних десятилетий происходило сокращение остаточных запасов нефти и газа, что явилось следствием крайне низкой интенсивности проведения геологоразведочных работ на углеводороды. Так, вплоть до 2007 г. для нефти и до 2009 г. для газа происходило «проедание» запасов, при котором превышение объемов добычи над приростом запасов составляло до 140 млн тонн нефти и до 407 млрд  м3 газа в год (табл. 2). Несмотря на улучшение ситуации с восполнением запасов в последние годы, объем финансирования ГРР остается на недостаточном уровне. Основная часть прироста запасов достигается за счет доразведки и переоценки ранее открытых месторождений, отдельных залежей, в то время как открытие новых месторождений обеспечивает лишь 30 – 50% прироста.
Табл. 2. Добыча и воспроизводство минерально-сырьевой базы углеводородов в России в 1991 – 2013 гг.
В настоящее время деятельность большинства нефтяных компаний по воспроизводству минерально-сырьевой базы можно считать неудовлетворительной. Воспроизводство минерально-сырьевой базы (ВМСБ) отставало и продолжает не соответствовать быстро растущей добыче нефти, сократились абсолютные объемы геологоразведочных работ (ГРР), основные приросты запасов осуществляются на разрабатываемых месторождениях, в том числе за счет переоценки коэффициентов извлечения нефти (КИН) на эксплуатируемых месторождениях.

Исчерпание современной сырьевой базы углеводородов и отставание прироста новых запасов в некоторой степени было вызвано искусственно и связано с недостаточно эффективной работой по развитию отраслевой геологии и геологоразведки, отменой специального налога на воспроизводство минерально-сырьевой базы. Сегодня это общегосударственная проблема и она должна решаться на уровне государства. Для создания соответствующих организационных структур и финансирования геологоразведочных и поисковых работ необходима специальная программа.

Для повышения инновационного развития геологоразведки и нефтедобывающего комплекса в целом необходимо: (1) резкое повышение уровня и объемов работ по научному сопровождению всех этапов геологоразведочных работ, проектирования разведки и разработки месторождений; (2) создание системы мониторинга и научного сопровождения на федеральном и региональном уровнях системы и процесса недропользования; (3) совершенствование системы подготовки инженерно-технического персонала, отраслевого менеджмента, квалифицированных рабочих для геологоразведки, глубокого бурения, геофизических работ.

Устойчивой тенденцией развития нефтегазовой отрасли России является рост доли добычи углеводородов в новых, удаленных, малоизученных и инфраструктурно слабо развитых регионах Восточной Сибири и Дальнего Востока. За последние восемь лет их доля в добыче нефти выросла почти в 10 раз, в добыче газа – более чем в 5 раз. Этот регион характеризуется низкой степенью разведанности (по нефти – 12%, по газу – 9%), высокой долей прогнозных ресурсов в структуре начальных суммарных ресурсов (по нефти – 79%, по газу – 83%). Низкая степень разведанности и изученности новых регионов, с одной стороны, определяет высокую перспективность проведения геологоразведочных работ и открытия новых месторождений. С другой стороны, отражает наличие значительных геологических рисков, что требует особого внимания к уровню научного и технологического обеспечения ГРР и обуславливает необходимость крупномасштабных инвестиций как со стороны государства, так и недропользователей.

Главной проблемой, которая начала тормозить и будет тормозить еще устойчивое развитие добычи нефти в традиционных нефтегазоносных провинциях, прежде всего, в Западной Сибири, является совершенно недостаточный уровень геологоразведочных работ. Приросты запасов нефти за полтора последних десятилетия не обеспечивают устойчивую работу нефтяного комплекса России на перспективу и неизбежно приведут к падению добычи нефти в стране. Деятельность недропользователей по выявлению и подготовке запасов нефти является неудовлетворительной.

В условиях ограниченных перспектив открытия новых крупных нефтяных месторождений, а также четкой ориентации экономической политики страны на ресурсосбережение особо острой является проблема инновационного развития и повышения эффективности поисков и разведки углеводородов в традиционных и новых регионах добычи.

По оценкам ИНГГ СО РАН объем поисково-оценочного и разведочного бурения должен возрасти с современных 1,1 до не менее 3,5 млн м. Этот показатель будет почти в 3 раза меньше того уровня, который был достигнут в РСФСР на конец 1980-х гг. Однако в сложившихся условиях соответствующий уровень глубокого бурения будет способен поддержать тот минимальный уровень прироста сырьевой базы, который необходим для устойчивого прироста добычи УВ.

Преодоление тенденции снижения добычи УВ, прежде всего, нефти в традиционных регионах, в том числе в Западной Сибири

Базовые месторождения углеводородов, расположенные в Ямало-Ненецком (Надым-Пур-Тазовском регионе) и Ханты-Мансийском автономных округах, обеспечивающие 88% добычи газа и 61% добычи нефти в России, переходят в падающую стадию добычи.

В нефтяной промышленности в региональной структуре основной тенденцией является сокращение доли Западной Сибири в добыче нефти по стране, при стабилизации этого показателя в европейских регионах России. Так, если в 2004 г. на долю Западной Сибири приходилось 71% всей добываемой в России нефти, то в 2012 г. доля региона в добыче составила только 61,2% (табл. 3). В европейской части России добывается порядка 29 – 30% нефти.
Табл. 3. Добыча нефти и конденсата в России в 2010 – 2013 гг. по субъектам Российской Федерации (с учетом сжигания ПНГ в факелах)
Дальнейший рост добычи нефти в округе сдерживает отсутствие открытых и законченных разведкой нефтяных месторождений, которые не введены в разработку. Вместе с тем запасы категорий А+В, частично С1 (proved reserves по западным стандартам) на разбуренных эксплуатационным бурением частях месторождений составляют только около 55%. Это означает, что на 5 – 7 лет возможности для поддержания и даже наращивания добычи в регионе есть.
Согласно существующим оценкам НПР России, в Западной Сибири – основном нефтегазоносном бассейне – остаются невыявленными значительные ресурсы нефти и газа. Значительные прогнозные ресурсы нефти связаны с баженовской свитой, комплексами нижней и средней юры, палеозоя. Остается неясным, насколько достоверны эти оценки и могут ли они быть основой для перспективного прогнозирования. Минприроды России и Роснедра ведут в настоящее время переоценку ресурсов углеводородов, но методика этой переоценки не разработана и не утверждена.

Единственной формой государственного регулирования подготовки запасов нефти и газа недропользователями являются лицензионные соглашения, как неотъемлемая часть лицензий. Существующая практика формирования лицензионных соглашений и предусмотренная «Законом о недрах» процедура их корректировки не позволяют государству управлять воспроизводством минерально-сырьевой базы и, как следствие, строить долгосрочную энергетическую стратегию. Не случайно, в опубликованных материалах по генеральной схеме развития нефтяной отрасли о воспроизводстве минерально-сырьевой базы и перспективах ввода в разработку неоткрытых на сегодня месторождений нефти и газа ничего не сказано.

Требуют специального внимания инновационные исследования и инжиниринговые работы, направленные на увеличение коэффициента извлечения нефти. В «Энергетической стратегии России до 2030 г.» предусмотрено увеличение коэффициента нефтеотдачи от 0,30 в 2008 г. до 0,35 – 0,37 в 2030 г. Однако, конкретные пути увеличения этого важнейшего показателя эффективности разработки нефтяных месторождений проработаны слабо. В средствах массовой информации нередко высказываются мнения, что применение гидроразрыва пластов, внутриконтурного и законтурного заводнения ведет к хищнической разработке нефтяных месторождений, снижает конечный коэффициент извлечения нефти. Минэнерго и его структуры совместно с нефтяными компаниями должны дать ясные и однозначные ответы на вопрос, по каким направлениям будут развиваться технологии добычи нефти в Западной Сибири в период до 2030 г.

В традиционных районах нефтегазодобычи растет число месторождений с высокой степенью выработанности, прирост запасов осуществляется на более худших по геологическим характеристикам залежах. Средние дебиты скважин по месторождениям, которые открываются и вводятся, значительно ниже тех, которые имелись при освоении Западной Сибири и первого этапа освоения Татарии и Башкирии. Сегодня по лучшим месторождениям они не превышают 20 тонн. А раньше составляли 100 – 150 тонн. Поэтому сегодня, чтобы компенсировать одну выбывающую скважину на старом месторождении приходится бурить до 10 новых скважин.

В Западной Сибири в традиционных регионах Надым-Пур-Тазовского междуречья возрастает проблема добычи низконапорного газа (табл. 4). Здесь необходимы конкретные проработки и пути реализации этого вопроса. Экономическая эффективность развития энергетических мощностей, газохимии и др. требует дополнительных проработок.
Табл. 4. Добыча газа в России в 2008 – 2013 гг. по регионам
В этой связи возрастает острая потребность в использовании новых инновационных, эффективных и экономичных технологических решений разработки месторождений в традиционных регионах нефтедобычи, прежде всего, в области повышения коэффициента добычи нефти, вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов нефти, утилизации низконапорного газа.

По оценкам ИНГГ СО РАН применение инновационных методов интенсификации пласта должно увеличить соответствующий показатель, что позволит сдержать быстрое падение добычи нефти в традиционных районах нефтедобычи. В ресурсно-инновационном варианте КИН может возрасти к 2030 г. с 32 до 33 – 36% в 2040 г. – 45 – 55%.

Разработка месторождений тяжелых и высоковязких нефтей

Особенностью мировой нефтедобычи является увеличение доли трудноизвлекаемых запасов – нефти тяжелой и высоковязкой, а также с низким уровнем проницаемости коллектора (0,05 кв. мкм). К тяжелым и высоковязким нефтям относятся нефти с плотностью более 0,92 г/см3 и вязкостью более 30 мПа*с. Мировые запасы тяжелой и высоковязкой нефти примерно в 5 раз превышают объем запасов нефти малой и средней вязкости. Трудноизвлекаемая нефть рассматривается в качестве основного резерва мировой добычи нефти, существуют значительные перспективы и у России.

Мировой объем добычи тяжелой и высоковязкой нефти незначителен, что связано с недостаточным развитием технологий освоения подобных залежей. Существующие технологии требуют значительных капиталовложений в добычу, переработку и транспортировку. Однако тяжелые и высоковязкие нефти являются ценным сырьем для топливно-энергетической промышленности, а также для нефтехимии и источником дефицитных редких металлов.

Российские запасы тяжелой и высоковязкой нефти составляют около 13% от общего объема разведанных ресурсов нефти страны. Основные запасы высоковязких и тяжелых нефтей сосредоточены в трех ФО России: 54% — в Приволжском и Северо-Западном ФО и 36,5% — в Уральском. Основная добыча тяжелых и высоковязких нефтей ведется в Республике Татарстан и Республике Коми. Наиболее крупные месторождения: Ван-Еганское, Северо-Комсомольское, Усинское, Русское, Гремихинское.

Вовлечение в разработку месторождений в новых регионах нефтегазодобычи, прежде всего, на востоке России, а также на шельфе арктических и южных морей

По мере исчерпания сырьевой базы континентальных нефтегазоносных провинций России центр добычи сместится в еще более сложные и неизученные регионы, и поддержание и наращивание добычи углеводородов в России будет возможным только за счет ввода в разработку шельфовых месторождений, предпосылкой открытия которых служит проведение активной лицензионной политики и законодательного обеспечения государством уже в настоящее время.

Это потребует привлечения значительных научных проработок и законодательных инициатив по обеспечению инновационного перехода в новые регионы газодобычи России. Ни российская, ни мировая история еще не знали такой резкой дифференциации горно-геологических и природно-климатический условий разработки месторождений углеводородов, прежде всего, природного газа. Потому особенно необходимы именно инновационные и технологические решения.

Основным регионом, обеспечивающим прирост добычи нефти в стране последние годы, является Восточная Сибирь и Республика Саха (Якутия) – за счет планомерного выхода на проектную мощность Ванкорского (Красноярский край), Талаканского (Республика Саха), Верхнечонского (Иркутская область) месторождений. Восточно-Сибирский регион играет ключевую роль в компенсации падающей добычи нефти на старых месторождениях традиционных нефтедобывающих регионов и обеспечении энергетической безопасности России.

В газовой промышленности также происходит изменение географии добычи. Так, если на территории ЯНАО основная добыча газа осуществлялась на территории Надым-Пур-Тазовского междуречья, то уже сейчас активно идет подготовка к освоению месторождений п-ва Ямал, Обской и Тазовских губ. В 2012 г. стартовал мегапроект разработки Бованенковского месторождения на Ямале. В среднесрочной перспективе существенно возрастет роль шельфа южных (Каспийского), арктических (Баренцевого и Карского), а также дальневосточных (Охотское) морей. По оценкам ИНГГ СО РАН, добыча нефти в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) может возрасти до 85 – 95 млн тонн (в зависимости от варианта развития территории), что может составить до 17 – 18% в структуре российской нефтедобычи. Добыча газа в 2020 г. может составить 70 – 75 млрд м3, в 2040 г. – 140 – 155 млрд м3, что может составить до 10 – 15% в структуре российской газодобычи.

Добыча нефти на шельфе может возрасти до 28 – 32 млн тонн в 2020 г. и 30 – 40 млн тонн – в 2040 г., что составит 5 – 6% от общероссийской добычи. Россия имеет существенные возможности по наращиванию добычи и поставок газа с шельфа. Однако объем добычи газа на шельфе в существенной мере будет зависеть от конъюнктуры мировых рынков газа.

Разведка и разработка нетрадиционных источников жидких углеводородов (сланцевая нефть баженовской свиты, битуминозные песчаники Оленекского месторождения и др.)

Преобладающая часть ресурсов сланцевой нефти находится на территории США (78%). Второе место занимает Китай с потенциальными ресурсами, оцениваемыми в 47 млрд тонн. Значительные запасы сланцевой нефти сосредоточены в России. Наиболее крупной залежью сланцевой нефти в России является баженовская свита, расположенная в Западной Сибири. По оценкам Министерства энергетики, ресурсы баженовской свиты оцениваются в 22 млрд тонн, из них 55 млн тонн – извлекаемые запасы.

В 2012 г. ОАО «Газпром» приступило к реализации проекта по освоению баженовской свиты Верхне-Салымского месторождения в Югре. К 2022 г. планируется выйти на уровень добычи в 1 млн тонн в год. По мере истощения традиционных запасов нефти баженовская свита рассматривается как один из важных объектов для восполнения ресурсной базы.

По оценкам ИНГГ СО РАН, добыча нефти из баженовской свиты может составить в 2020 г. – 2 млн тонн, в 2025 г. – 6 млн тонн, в 2035 – 2040 гг. – до 30 – 40 млн тонн.

Основные запасы нефти битуминозных песчаников сосредоточены в Венесуэле, Канаде, США. В настоящее время в промышленном масштабе нефть из битуминозных песчаников получают только в Канаде. Битуминозные песчаники Канады содержат свыше 170 млрд бар. возобновляемых запасов нефти.

Приволжский ФО и Республика Саха (Якутия) являются лидерами по выявленным ресурсам природных битумов. Крупнейшие геологические ресурсы битумов сосредоточены в Оленекском регионе — вблизи Анабарского щита в Восточной Сибири.

Промышленная разработка на Оленекском месторождении может начаться не ранее 2025 – 2030 гг. На первом этапе производство синтетической нефти может составить не более 3 – 5 млн тонн.

Таким образом, инновационное развитие и модернизация производств, связанных с разведкой и добычей углеводородов в России, – одно из ключевых направлений инновационного развития нефтегазового комплекса страны.

В результате количественным выражением инновационной составляющей в сфере разведки и добычи могут стать такие показателя, как:
  1. Объем воспроизводства минерально-сырьевой базы, выраженный в уровне поисково-оценочного и разведочного бурения;
  2. Коэффициент извлечения нефти;
  3. Доля вовлеченности в разработку трудноизвлекаемых запасов нефти;
  4. Доля добычи УВ на шельфе в общей структуре добычи;
  5. Доля новых крупных регионов добычи нефти с преимущественно суровыми природно-климатическими условиями и отсутствием развитой инфраструктуры – Восточная Сибирь и Дальний Восток;
  6. Доля добычи нефти нетрадиционных источников, преимущественно жидких углеводородов (сланцевая нефть баженовской свиты, битуминозные песчаники Оленекского месторождения и др.).

Выводы

Приоритетные направления научно-технического прогресса в сфере разведки и добычи углеводородов:
  • увеличение объема и эффективности геологоразведочных работ на углеводороды, а также увеличение ассигнований на проведение ГРР как со стороны государства, так и компаний, прежде всего, в регионах с низкой степенью изученности (Восточная Сибирь, Дальний Восток, шельфы арктических морей);
  • совершенствование и широкое освоение существующих и создание новых методов воздействия на пласты и увеличения нефтеотдачи;
  • создание и широкое освоение технологий и оборудования, обеспечивающих высокоэффективную разработку трудноизвлекаемых запасов углеводородов, как на месторождениях с истощенной ресурсной базой, так и на новых объектах, характеризующихся: 1) низкопроницаемыми коллекторами; 2) резервуарами нефти с аномально низкими температурами и пластовыми давлениями; 3) остаточными запасами нефти обводненных зон; 4) запасами в подгазовых зонах; 5) запасами с высокой степенью выработанности; 6) запасами низконапорного газа;
  • создание и широкое освоение технологий и оборудования, обеспечивающих высокоэффективную разработку высоковязких нефтей;
  • совершенствование технологий сооружения и эксплуатации геологоразведочных и нефтепромысловых объектов в новых регионах со сложными природно-климатическими условиями;
  • разведка и разработка нетрадиционных источников жидких углеводородов (сланцевая нефть баженовской свиты, битуминозные песчаники Оленекского месторождения и др.).
  • снижение нагрузки на окружающую среду, повышение уровня энергосбережения.

Литература

  1. Эдер Л.В., Проворная И.В. Основные направления инновационного развития нефтегазовой промышленности России // Инновационный потенциал экономики России: состояние и перспективы: сб. науч. тр. / отв. ред. А.В. Алексеев, Л.К. Казанцева; ИЭОПП СО РАН. Новосибирск, 2013. С. 165 – 184.
  2. Бушуев В.В., Куричев Н.К., Громов А.И. Энергетическая стратегия – 2050: методология, вызовы, возможности // ЭСКО. Энергетика и промышленность. 2013. № 6
  3. Коржубаев А.Г., Филимонова И.В., Эдер Л.В. Формирование новых центров нефтегазового комплекса на Востоке России // Таможенная политика России на Дальнем Востоке. 2013. № 1. С. 34 – 45.
  4. Конторович А.Э., Эдер Л.В. и др. Энергетика России: взгляд в будущее (Обосновывающие материалы к Энергетической стратегии России на период до 2030?года). М.: Издательский дом «Энергия», 2010. Гл. 6.2. 616 с.
  5. Халимов Э.М. Инновационное развитие технологии разработки нефтяных месторождений // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2008. Т. 3. №2. С. 19 – 25.
  6. Фадеев А.М., Череповицин А.Е., Ларичкин Ф.Д. Устойчивое развитие нового добывающего региона при реализации нефтегазовых проектов на шельфе Арктики // Экономические и социальные перемены: факты, тенденции, прогноз. 2012. №1. С. 27 – 38

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Эдер Л.В.

    Эдер Л.В.

    д.э.н., профессор, заведующий лабораторией экономики недропользования и прогноза развития нефтегазового комплекса Институт нефтегазовой геологии и геофизики СО РАН руководитель специализации «Экономика и управление в энергетическом секторе»

    Новосибирский государственный университет

    Филимонова И.В.

    Филимонова И.В.

    Д.э.н., профессор

    Проворная И.В.

    Проворная И.В.

    к.э.н., научный сотрудник (Институт нефтегазовой геологии и геофизики СО РАН), старший преподаватель (Новосибирский государственный университет)

    Немов В.Ю.

    Немов В.Ю.

    научный сотрудник

    Институт нефтегазовой геологии и геофизики СО РАН

    Просмотров статьи: 26349

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru