Перспективы нефтедобычи в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке: методические вопросы, практическая реализация, влияние санкций

Forecast of oil production in Eastern Siberia and on the Far East: methodological aspects, practical realization, the sanctions impacting

L. EDER, I. FILIMONOVA, A. MISHENIN, R. MOCHALOV, Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences (SO RAN), Novosibirsk, State University. Geology and Geophysics petroleum institute

В статье рассмотрена методика прогнозирования углеводородов перспективной на нефтегазоносность территории. Проведена апробация предложенного методического подхода на примере Восточной Сибири и Дальнего Востока. Проанализировано влияние секторальных санкций на уровень добычи углеводородов.

The forecasting of hydrocarbon promising oil and gas bearing area are view in this article. Tested the proposed method on the example of East Siberia and the Far East. Analyzed the sectoral impact of sanctions for the level of hydrocarbon production

ОСНОВНЫЕ ЭТАПЫ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ

Добывные возможности нефтегазового региона определяются в первую очередь ресурсным потенциалом – величиной извлекаемых запасов и ресурсов углеводородов территории. Однако в силу неоднородности ресурсной базы с методологической точки зрения для построения количественного прогноза возможностей добычи углеводородов ключевым фактором является структура ресурсной базы – соотношение запасов и ресурсов, степень разведанности. Дифференциация объектов прогноза по структуре сырьевой базы определяет набор инструментов прогнозирования и степень агрегирования в зависимости от изученности объекта и начальной информации о нем.

Согласно действующей классификации, выделяются запасы категорий А, В, С1, С2 и ресурсы категорий С3, D1, D2, отличающиеся степенью достоверности и изученности. Запасы свидетельствуют о наличии месторождения, т.е. объектов высокой степени готовности к разработке и хорошей изученности (глубина залегания продуктивного пласта, площадь нефтегазоносной залежи, разведочный дебит, физико-химические свойства флюида (плотность, вязкость и т.д.), пластовые условия и др.). По величине запасов категории С1 и отчасти С2 осуществляется прогноз добычи углеводородов в кратко- и среднесрочной перспективе.

Наличие значительных ресурсов говорит о высоких перспективах освоения нефтегазоносной территории при условии проведения необходимого объема геологоразведочных работ, что позволит в перспективе осуществить открытие новых месторождений и перевод ресурсов в запасы.

В ИНГГ СО РАН разработан комплексный методический подход к геолого-экономической оценке перспективных нефтегазоносных территорий – IPGG-Estimator. Данный подход реализован в виде программного обеспечения, позволяющего оперативно решать вопросы прогнозирования ключевых параметров освоения разномасштабных нефтегазовых объектов (залежь, месторождение, ресурсы, лицензионный участок, НГО и т.д.). Одним из ключевых этапов на начальной стадии моделирования процесса освоения нефтегазового объекта является этап прогноза добывных возможностей. Методика прогноза добычи углеводородов перспективной территории включает три этапа (рис. 1).
Рис. 1. Принципиальная схема методики прогноза добывных возможностей перспективного нефтегазоносного региона (IPGG-Estimator, ИНГГ СО РАН)
Этап 1. Построение прогноза добычи нефти и газа месторождений (запасов), находящихся как в распределенном фонде недр, так и предполагаемых к лицензированию.

Прогноз добычи нефти и газа на месторождениях распределенного фонда недр (Qall(t)) определяется стратегическими и целевыми показателями развития компаний-недропользователей, а также условиями лицензионных соглашений, в которых обозначены сроки ввода в эксплуатацию, время выхода на проектную мощность и максимальный уровень добычи.

Для месторождений углеводородов нераспределенного фонда недр применяется методика прогнозирования динамики добычи углеводородов (Qunall(t)), в основе которой лежит представление о ее поэтапном характере. Такой метод является агрегированным и применяется в связи с ограниченностью информации об объекте прогнозирования вследствие слабой изученности региона, отсутствия достаточной выборки объектов-аналогов, а также применим для получения экспресс-оценок добывных возможностей отдельных нефтегазоносных объектов.

Для прогноза уровней добычи углеводородов месторождений используется эмпирическая математическая модель. Модель основывается на анализе данных о динамике добычи, имеющих место в фактических условиях при разработке пластов различных месторождений Сибири. Кривая добычи углеводородов имеет так называемую ?-образную форму (рис. 2).
Рис. 2. Этапы добычи нефти
Анализ уровней добычи разрабатываемых месторождений показал, что, несмотря на большое разнообразие кривых добычи на реальных месторождениях, можно выделить их характерные участки: фаза роста добычи, связанная с разбуриванием объекта, фаза постоянного уровня («полка») и фаза падения добычи.

Как показал анализ большого количества эмпирического материала, значения основных параметров, связанных с разработкой месторождения и добычей УВ, а именно длительность этапов и темп отбора, степень выработанности, обводненности, фонд скважин могут существенно варьировать. Важны величина запасов месторождения, степень вязкости нефти, пористость и проницаемость коллектора, многопластовость залежи, а также ряда других показателей, на базе которых происходит построение геологической модели и технологической схемы разработки месторождения. Поэтому профиль кривой добычи может существенно отличается от приведенной, однако в той или иной мере эта зависимость просматривается на большинстве объектов.

Например, для нефти полное разбуривание крупных залежей (начальные извлекаемые запасы более 30 млн тонн) в большинстве случаев происходят примерно за 10 – 15 лет, мелких и средних (5 – 30 млн тонн), если они являются самостоятельным объектом разработки, за 3 – 5 лет. Однако иногда разбуривание может быть и более длительным.

Максимальный уровень добычи углеводородов в «полке» составляет 4 – 7% от величины начальных запасов, хотя в некоторых случаях эта величина может превышать 10%.

С учетом сказанного, в качестве функции, описывающей изменение уровня добычи во времени, примем функцию:
где t1 – время начала «полки», t2 – время завершения «полки», T – время окончания добычи, Qconst – добыча на «полке», где Qconst(t)=A·t?1·exp(–?·t1), A – масштабирующий коэффициент, ?,? – эмпирические коэффициенты.

Величина добычи за все годы разработки месторождения (суммарная добыча) не может превышать потенциально возможные извлекаемые запасы промышленных категорий (ABC1). Категории запасов A,B,C1 относятся к так называемым высоким категориям, готовым к промышленному освоению и характеризующимся полной изученностью по результатам разведочного и эксплуатационного бурения и подсчитанные на разрабатываемых (A,B) или разведываемых (C1) залежах. Гипотетически величина этих запасов соответствует ожидаемой накопленной добыче на месторождении за весь срок его разработки, а накопленная добыча не превышает величину потенциально возможных извлекаемых запасов. Таким образом, решается задача по нахождению оптимального значения добычи на месторождениях нераспределенного фонда недр и не введенных в разработку:
где R1 – потенциально возможные извлекаемые запасы промышленных категорий, RABC1 – извлекаемые запасов категорий АВС1, Ri – извлекаемые запасы (С2) и ресурсы (С3, D, D1, D2), ki – коэффициент перевода, r – темп отбора углеводородов на «полке» (для нефти –4 – 6%. для газа – 2,5 – 3,5%).

Потенциально возможные запасы промышленных категорий (R1) на месторождении определяются исходя из величины извлекаемых начальных суммарных ресурсов, детализированных по категориям, и коэффициентов перевода соответствующих категорий запасов и ресурсов из категории в категорию:
где ?С2 ?С3 ?D1Л ?D1,2 – коэффициенты перевода запасов и ресурсов соответствующих категорий в добычу, A,B,C1,C2 – извлекаемые категории запасов, C3,D,D1,D2 – извлекаемые категории ресурсов.

Коэффициенты перевода более низких категорий запасов и ресурсов в более высокие приняты с учетом выявленных устойчивых закономерностей и тенденций, установленных на основе статистического анализа реальной практики поиска, оценки и разведки месторождений. Территориально коэффициенты существенно разнятся, что связано с дифференциацией регионов по степени изученности – хорошо геологически изученные районы Западной Сибири имеют более высокие коэффициенты перевода по сравнению с нефтегазоносными областями Восточной Сибири, Дальнего Востока и шельфовых месторождений, имеющими низкую степень разведанности, часто в отсутствие опыта разработки и объектов-аналогов или эталонов для сравнительного анализа.

Обобщенный опыт применения коэффициентов перевода запасов и ресурсов для прогноза использован в государственной методике подсчета разового платежа за пользование недрами на участках недр, которые предоставляются в пользование для геологического изучения, разведки и добычи полезных ископаемых.

Таким образом, в условиях ограниченности геолого-геофизических данных о залегании продуктивного пласта и его фильтрационно-емкостных параметрах, физико-химических свойствах флюида и располагая только величиной извлекаемых начальных суммарных ресурсов объекта исследования (залежи, месторождения, нефтегазоносного региона, области) и их структурой, можно в агрегированном виде решить задачу построения профиля добычи.

Такой метод прогноза добычи применим как на макроуровне – при разработке долгосрочных стратегических программ развития нефтегазовых комплексов регионов, так и на уровне отдельных хозяйствующих субъектов при определении потенциальных добывных возможностей месторождения, что лежит в основе дальнейшего расчета его коммерческой и бюджетной эффективности освоения.

>Этап 2. Оценка добывных возможностей и параметров распределения запасов месторождений нефти и газа, прогнозируемых к открытию на перспективных площадях (Qpersp(t)).

Для оценки добывных возможностей нефтегазоносного бассейна (НГБ) с низкой степенью разведанности и высокой долей ресурсов в структуре начальных суммарных ресурсов (НСР) необходимо выполнить прогноз величины геологических запасов совокупности месторождений в бассейне. Однако для выполнения точного прогноза добычи, расчета прироста запасов и в дальнейшем необходимого объема финансирования на проведение геологоразведочных работ необходимо знать не только параметры и некоторые интегральные характеристики совокупности месторождений бассейна, но и всю совокупность месторождений, то есть иметь оценку величины запасов каждого отдельного месторождения или залежи.

Поэтому для построения прогноза добывных возможностей перспективного региона необходимо [1] оценить количество месторождений углеводородов в нефтегазоносном бассейне и величину их геологических запасов, [2] определить последовательность открытий этих месторождений и [3] осуществить перевод геологических запасов в извлекаемые запасы.

Решение задачи определения числа и величины геологических запасов месторождений в бассейне относится к области исследования механизмов реализации процессов нафтидогенеза в стратисфере Земли и крупных осадочных бассейнах и основано на предположении, что локализация месторождений в НГБ по запасам является усеченным распределением Парето (известным как теория о распределении Парето).

Изучение закономерностей процесса распределения залежей (месторождений) по величине запасов и построение прогноза структуры ресурсов крупных нефтегазоносных бассейнов получили наибольшее распространение в работах А.Э. Конторовича и В.И. Демина. На основе установленных ими закономерностей распределения запасов в крупных НГБ Р.В. Лившицем была разработана имитационная стохастическая модель оценки структуры ресурсов углеводородов нефтегазоносного бассейна и математическая модель процесса выявления ресурсов углеводородов в нефтегазоносном бассейне. Также им предложен алгоритм оценки параметров распределения скоплений углеводородов по крупности, числу скоплений в нефтегазоносном бассейне и величине запасов невыявленных скоплений.

Суть усеченного распределения Парето состоит в том, что вероятность присутствия в бассейне месторождений меньшей крупности выше и количественно их больше, чем более крупных, и плотность распределения вероятностей имеет следующий вид:
где Q – начальные геологические ресурсы УВ НГБ; ?0 – левая граница области определения функции ?(?), минимальная величина скопления УВ, при котором оно может еще считаться промышленно значимым; ?,? – параметры распределения, которые в рамках принятой модели предполагаются неизвестными, неслучайными величинами.

Последовательность открытия каждого месторождения из выявленной совокупности определяется, с одной стороны, распределением месторождений в бассейне по величине запасов, а с другой – выбранными направлениями и методикой геологоразведочных работ.

Процесс поиска месторождений на перспективной нефтегазоносной территории направлен, прежде всего, на обнаружение наиболее крупных по запасам залежей, что обусловлено экономической целесообразностью первоочередного вовлечения в разработку крупных объектов, формированием на их базе локальных центров нефтегазодобычи в регионе с развитой перерабатывающей и транспортной инфраструктурой. Поэтому значительные по запасам месторождения на начальных этапах изучения НГБ выявляются с большей вероятностью, чем мелкие и мельчайшие. Это наблюдение получило название «геологоразведочного фильтра», впервые было предложено и описано В.И. Шпильманом и получило развитие в работах А.Э. Конторовича, названное «пристрастным характером формирования выборочной совокупности».

Месторождения будут выявлены в течение определенного периода времени (T), продолжительность которого зависит от уровня финансирования и выполнения программы геологического изучения недр, как со стороны государства, так и компаний. Определяющим фактором в процессе открытия месторождений в рамках программы воспроизводства минерально-сырьевой базы конкретной территории является объем финансирования геологоразведочных работ, и в первую очередь – глубокого поисково-разведочного бурения.

Поэтому прогноз добычи углеводородов на месторождениях, прогнозируемых к открытию (Qpersp(t)), повторяет динамику добычи на месторождениях нераспределенного фонда недр или не введенных в разработку с использованием задачи, где ограничением является ресурсная база:
где R2 – ресурсы (С3, D, D1, D2); ki – коэффициент перевода ресурсов в запасы; r – коэффициент отбора на «полке».

Этап 3. Прогноз добычи нефти и газа перспективной нефтегазоносной территории.

Прогноз добычи углеводородов перспективной нефтегазоносной территории включает прогноз добычи, рассчитанный на основе добывных возможностей открытых месторождений, а также прогноз добычи месторождений, прогнозируемых к открытию. На каждом этапе моделирование добычи сопровождается экономическими расчетами. Выбор профиля добычи осуществляется по результатам геолого-экономического моделирования, учитывающего уровень инвестиций I(t), их экономическую целесообразность и эффективность (NPV, IRR, PP, IP и др.). Таким образом, итоговый уровень добычи углеводородов перспективной нефтегазоносной территории будет определяться:

ВАРИАТИВНЫЙ ПОДХОД К ПРОГНОЗИРОВАНИЮ ДОБЫЧИ УГЛЕВОДОРОДОВ

В рамках исследования разработаны три сценария возможных уровней добычи нефти – «инерционный», «ресурсно-сырьевой», «инновационный». Ключевыми параметрами рассматриваемых сценариев прогнозирования добывных возможностей объекта исследования выступает система индикаторов.

1. Показатели сырьевой базы:
  • объем начальных суммарных ресурсов;
  • структура сырьевой базы (соотношение запасов и ресурсов в структуре начальных суммарных ресурсов);
  • степень разведанности как отношение накопленной добычи с начала разработки и разведанных запасов по отношению к начальным суммарным запасам;
  • коэффициенты перевода более низких категорий запасов и ресурсов в более высокие.
2. Технико-экономические показатели:
  • условия лицензионных соглашений;
  • срок ввода запасов в эксплуатацию;
  • время выхода на проектную мощность;
  • степень выработанности как доля накопленной добычи и потерь (с начала разработки и в прогнозный период) к потенциально извлекаемым суммарным запасам;
  • уровень отбора УВ на «полке», определяемый как отношение максимальной добычи к потенциально извлекаемым суммарным запасам;
  • коэффициент извлечения, отражающий технологическую возможность освоения запасов;
  • инвестиции в разработку и показатели, отражающие экономическую целесообразность освоения запасов.
3. Организационные и маркетинговые показатели:
  • ориентиры, заложенные в стратегических государственных и корпоративных планах развития;
  • государственная и региональная программа лицензирования нефтегазоносной территории региона;
  • программа воспроизводства МСБ нефтегазоносной территории региона;
  • условия доступа к транспортной и перерабатывающей инфраструктуре;
  • спрос на УВ на внутреннем и мировом рынках.
4. Макроэкономические и финансовые показатели:
  • цены на нефть на мировом и внутреннем рынке;
  • валютный курс рубля к основным мировым валютам;
  • возможности доступа к зарубежным финансовым рынкам;
  • внешние ограничения (наличие санкций).

СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ И ПРОГНОЗ ДОБЫЧИ НЕФТИ В ВОСТОЧНОЙ СИБИРИ И НА ДАЛЬНЕМ ВОСТОКЕ

Апробирование результатов предложенного методического подхода к прогнозированию добывных возможностей нефтегазоносного региона было выполнено на примере нефтегазоносной территории Восточной Сибири и Дальнего Востока. Прогноз основан на разработанном в ИНГГ СО РАН комплексном методическом подходе к геолого-экономической оценке перспективных нефтегазоносных территорий – IPGG-Estimator.

В настоящее время в регионах Восточной Сибири и Дальнего Востока можно выделить несколько крупных центров нефтедобычи: «действующие» центры, т.е. на месторождениях которых ведется добыча – Непско-Ботуобинский (Иркутская область и Республика Саха (Якутия)), Ванкорский (Красноярский край) и Охотоморский (проекты «Сахалин-1» и «Сахалин-2» на шельфе о. Сахалин), а также «перспективные» центры – Юрубчено-Тохомский (Красноярский край) и Охотоморский (перспективные проекты шельфа о. Сахалин),

В настоящее время основу добычи нефти в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) составляют три месторождения – Ванкорское в Красноярском крае, Верхнечонское (Иркутская область) и Талаканское (Республика Саха (Якутия)). На Дальнем Востоке крупнейшими нефтедобывающими проектами являются проекты разработки шельфовых месторождений – «Сахалин-1» и «Сахалин-2» (рис. 3).
Рис. 3. Динамика добычи нефти в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке в 2000 – 2013 гг.
Источники: Итоги производственной деятельности отраслей ТЭК России // ТЭК России. 2000–2013. № 1; Сводные показатели производства энергоресурсов в Российской Федерации // Инфо ТЭК. 2000–2013. № 1.
Дальнейшее освоение Ванкорского центра (включающего Лодочное, Сузунское и Тагульское месторождения) и Юрубчено-Тохомского центра (Юрубчено-Тохомское, Куюмбинское и др.) сдерживается отсутствием трубопроводной инфраструктуры. Одновременно необходимо провести широкий комплекс геологоразведочных работ по доразведке этих центров. Введение в разработку перспективных объектов позволит существенно нарастить объем добычи нефти в регионе.

Выполненный прогноз добычи нефти в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке включает определение перспектив добычи:
  1. на месторождениях, введенных в разработку;
  2. на месторождениях, подготовленных для промышленного освоения;
  3. на разведываемых месторождениях;
  4. на месторождениях, прогнозируемых к открытию.
Прогноз добычи нефти на разрабатываемых и подготовленных для промышленного освоения месторождениях включает анализ официально опубликованных планов компаний по разработке соответствующих месторождений. Кроме того, осуществляется полный учет всех основных выше приведенных параметров, влияющих на профиль добычи.

В рамках исследования разработано три сценария возможных уровней добычи нефти в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке – инерционный, ресурсно-сырьевой, инновационный (рис. 4). Все сценарии сформированы на основе данных о сырьевой базе крупных месторождений, открытых в 1980-е гг., за счет которых в настоящее время поддерживается добыча и будет поддерживаться в среднесрочной перспективе. Различия связаны, во-первых, с оценкой добывных возможностей месторождений, в структуре запасов которых сегодня преобладают запасы категории С2 (более 90%), рассчитанные с учетом пониженного коэффициента подтверждаемости; во-вторых, с интенсивностью сокращения добычи углеводородов за пределами 2030 г., которая будет зависеть от выполнения программы геологоразведочных работ, удовлетворяющей параметрам расширенного воспроизводства, а также от уровня использования новых технологических решений для повышения коэффициента извлечения.
Рис. 4. Прогноз добывных возможностей Восточной Сибири и Дальнего Востока
В соответствии с прогнозами, основная часть месторождений, уже введенных в разработку и составляющих основу добычи нефти на востоке России, начнет сокращаться уже после 2020 г. Сдерживание интенсивного падения добычи нефти в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, которая осуществляется на уже разрабатываемых месторождениях, будет осуществляться за счет ввода в разработку разведываемых и подготовленных к разработке месторождений. Максимальный уровень добычи нефти в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке составит 90 – 95 млн тонн в 2025 г. (рис. 5).
Рис. 5. Прогноз добывных возможностей Восточной Сибири и Дальнего Востока (инновационный вариант)
Однако после 2020 г. уровень добычи нефти будет в существенной степени определяться объемами и интенсивностью проведения геологоразведочных работ в регионе. Инновационный вариант предполагает существенную интенсификацию добычи нефти и расширение добывных возможностей на месторождениях, которые еще предстоит открыть в ближайшее время. Необходимость интенсификации процесса открытия месторождений обусловлена особенностью инвестиционного цикла в нефтяной отрасли, поскольку между открытием месторождения и вводом его в разработку проходит не менее 10 – 12 лет. Поэтому открытые в ближайшие годы месторождения будут введены в промышленную разработку не ранее 2025 г.

Перспективы наращивания добычи нефти на востоке России в значительной степени определяются возможностями сырьевой базы и благоприятной конъюнктурой мирового рынка нефти (цены на нефть не ниже 100 долл/барр.). В то же время определяющим стимулом роста добычи в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке будут параметры фискальной политики (льготный режим налогообложения) и развитие отечественных технологий, позволяющих разрабатывать трудноизвлекаемые залежи углеводородного сырья.

Прирост добычи нефти за счет вовлечения в разработку месторождений, прогнозируемых к открытию в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, может составить 16,2 млн тонн в 2030 г и вырасти до 59,1 млн тонн в 2050 г. Регион характеризуется значительными ресурсами углеводородов и низкой степенью разведанности, что при осуществлении крупномасштабных геологоразведочных работ создает предпосылки к приросту запасов, которые позволят увеличить полученные прогнозные оценки объема добычи нефти в период 2030 – 2050 гг.

ДОБЫЧА НЕФТИ НА ВОСТОКЕ РОССИИ В УСЛОВИЯХ СНИЖЕНИЯ ЦЕН НА НЕФТЬ И ВЛИЯНИЯ САНКЦИЙ

В условиях снижения цен на углеводороды нефтяные компании будут проводить сокращение и урезание своих инвестиционных программ, прежде всего, в части добычи нефти в относительно новых перспективных регионах, прежде всего в Восточной Сибири. Это несомненно повлияет на прогнозируемые ранее уровни добычи.
Рис. 6. Структура секторальных санкций
Введение секторальных экономических санкций против России также внесет определенные коррективы относительно объема добываемой нефти на востоке России. Влияние введения запретов можно разделить на несколько основных частей (рис. 6):
  1. Финансовый аспект. Отсутствие доступа к дешевым зарубежным финансовым рынкам негативно повлияет на реализацию инвестиционных проектов в сфере поисков, разведки и разработки месторождений, прежде всего в Восточной Сибири.
  2. Технологический аспект. Формально санкции в области ТЭК направлены на запрет передачи компонентов и технологий для высокотехнологичной добычи – на шельфовых проектах и для разработки трудноизвлекаемых запасов. Этот аспект чрезвычайно актуален для Восточной Сибири, поскольку под понятие «трудноизвлекаемые запасы» попадает разработка карбонатных отложений преображенского, усть-кутского, ербогаченского, осинского горизонтов Непско-Ботуобинского района, с которыми связаны основные приросты предварительно оцененных запасов в ВосточноСибирском регионе.
  3. Организационно-технологический аспект. Поскольку под санкции попали практически все основные российские нефтегазовые компании (ОАО «ЛУКОЙЛ», ОАО «Роснефть» и ОАО «Газпром нефть», ОАО «АК «Транснефть»), то международные корпорации не могут сотрудничать как собственно с компаниями, попавшими под санкции, так и в совместных проектах. В результате сворачивается деятельность практически всех зарубежных крупных нефтесервисных игроков на российском рынке, влияние которых на эту отрасль было доминирующим и определяющим. В результате освободившуюся нишу еще предстоит заполнить. Само по себе создание нового государственного монополиста – Росгеологии позволит сконцентрировать финансовые и технологические ресурсы, но, по сути, является явно недостаточным средством решения этого вопроса. Вторым аспектом является необходимость замещения поставок нефтяного оборудования, поступающего из европейских стран и США, прежде всего собственным оборудованием. Это также окажет значительное влияние на реализацию новых нефтегазовых проектов на востоке России.
Все приведенные выше факторы будут однозначно влиять на снижение темпа ввода новых месторождений и, в конечном счете, на уровень добычи. Однако необходимо отметить, что проекты по добычи нефти, которые находятся на стадии подготовки к введению в промышленную эксплуатацию, либо на стадии разведки будут в любом случае реализованы и объемы добычи останутся прежними, однако их реализация может быть сдвинута во времени на 1 – 3 года. В результате суммарная добыча в регионе на пике может составить не 90 – 95 млн тонн, а 75 – 85 млн тонн, но одновременно профиль кривой добычи во времени будет более равномерным и поддержит падение добычи нефти на уже разрабатываемых месторождениях.

В подтверждение этому ОАО «АК «Транснефть» заявило, что может отложить ввод магистральных нефтепроводов «Заполярье–Пурпе» и «Куюмба–Тайшет» на 2 – 3 года из-за отсутствия гарантий поставок со стороны нефтяных компаний. Компании не предоставили скорректированный график поставок нефти в соответствующие трубопроводы. Это связано с тем, что ВИНКи просчитывают стратегию развития в условиях санкций и, вероятно, сдвинут по времени реализацию намеченных проектов.

Нефтепровод «Заполярье–Пурпе» является составной частью единой нефтепроводной системы «Заполярье–Пурпе–Самотлор», начало реализации которого началось в 2010 г. В районе строительства трубопровода «Заполярье–Пурпе» освоением месторождений занимаются ОАО «ЛУКОЙЛ», ОАО «Роснефть» и ОАО «Газпром». В заполнение нефтепровода должны быть организованы поставки нефти с территории левобережья Красноярского края – Ванкорского нефтегазового кластера. В декабре 2013 г. ОАО «АК «Транснефть» начало строительство магистрального нефтепровода «Куюмба–Тайшет» По нефтепроводу планируется начать поставки нефти с месторождений Юрубчено-Тохомской зоны компаниями ОАО «Роснефть» и ОАО «Славнефть».

В условиях введения санкций инвестиционные проекты компаний на востоке России будут корректироваться, прежде всего, в сторону сокращения проведения объемов геологоразведочных работ и, соответственно, их финансирования, что самым негативным образом может сказаться на добывающих возможностях региона после 2020 г.

Литература

  1. Конторович А.Э., Лившиц В.Р. Детерминированный характер процесса нефтеобразования в истории Земли и его количественные характеристики // Геология нефти и газа. 2002. № 1. С. 9 – 16.
  2. Конторович А.Э., Эдер Л.В., Филимонова И.В. Состояние и прогноз развития нефтегазового комплекса Дальнего Востока (добыча, переработка, транспорт) // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. 2013. № 5. С. 51 – 61.
  3. Лившиц В.Р. Вероятностные характеристики количества месторождений углеводородов в слабоизученных нефтегазоносных бассейнах // Геология и геофизика. 2004. Т. 45. № 3. С. 363 – 375.
  4. Лившиц В.Р. Прогноз величины запасов невыявленных месторождений нефти и газа в слабоизученных нефтегазоносных бассейнах // Геология и геофизика. 2004. Т. 45. № 8. С. 1021 – 1032.
  5. Об утверждении методических рекомендаций по применению классификации запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов, утвержденной приказом Министерства природных ресурсов Российской Федерации от 1 ноября 2005 г. № 298: Распоряжение МПР РФ от 05.04.2007 №23-р (ред. от 04.02.2009) // СПС «Консультант Плюс».
  6. Эдер Л.В., Филимонова И.В., Немов В.Ю. Современное состояние нефтяной промышленности России // Бурение и нефть. 2013. № 5. С. 8 – 13.

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

    Мишенин М.В.

    к.э.н., научный сотрудник Института нефтегазовой геологии и геофизики СО РАН

    Новосибирский государственный университет

    Мочалов Р.А.

    Мочалов Р.А.

    младший научный сотрудник Института нефтегазовой геологии и геофизики СО РАН, аспирант Новосибирского государственного университета

    Просмотров статьи: 7349

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru