Приложение к Закону от 13.01.2007 г № 7-ЗРТ Программа
Программа развития топливно-энергетического комплекса республики татарстан на 2006 — 2020 годы паспорт программы развития топливно-энергетического комплекса республики татарстан на 2006 — 2020 годы
Наименование Программа развития топливно-энергетического комплекса документа Республики Татарстан на 2006 - 2020 годы Основание Закон Республики Татарстан от 27 декабря 2005 года N разработки 133-ЗРТ "Об утверждении Программы социально- Программы экономического развития Республики Татарстан на 2005 - 2010 годы"; распоряжение Правительства Российской Федерации от 28 августа 2003 года N 1234-р "Об утверждении Энергетической стратегии России до 2020 года" Заказчик Программы Кабинет Министров Республики Татарстан Основные Межведомственные рабочие группы согласно распоряжению разработчики Кабинета Министров Республики Татарстан от 5 марта Программы 2004 года N 275-р Цели Программы Максимально эффективное использование природных топливно-энергетических ресурсов и потенциала энергетического сектора для обеспечения роста валового регионального продукта и повышения качества жизни населения Республики Татарстан Задачи Программы 1. Устойчивое развитие минерально-сырьевой базы топливно-энергетического комплекса. 2. Гарантированное энергообеспечение экономики и населения республики в полном объеме в обычных условиях и в минимально необходимом объеме при чрезвычайных ситуациях различного характера. 3. Снижение удельных затрат на производство и использование энергоресурсов за счет их рационального потребления, применения энергосберегающих технологий и оборудования, сокращения потерь при добыче, переработке, транспортировке и реализации продукции топливно-энергетического комплекса. 4. Качественное и полное обеспечение населения и экономики Республики Татарстан энергоресурсами по доступным и вместе с тем стимулирующим энергосбережение тарифам. 5. Диверсификация используемых видов топлива и энергии. 6. Минимизация техногенного воздействия топливно- энергетического комплекса на окружающую среду на основе совершенствования структуры производства и применения новых технологий. 7. Выполнение мер по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций техногенного и природного характера. Сроки реализации 2006 - 2020 годы Программы Перечень разделов I. РАЗВИТИЕ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА РЕСПУБЛИКИ Программы ТАТАРСТАН 1. Общая характеристика нефтегазового комплекса Республики Татарстан 2. Современное состояние сырьевой базы углеводородов Республики Татарстан 3. Воспроизводство сырьевой базы углеводородов Республики Татарстан 4. Развитие нефтедобычи в Республике Татарстан 5. Нефтепереработка 6. Состояние и проблемы освоения месторождений природных битумов в Республике Татарстан 6.1. Сырьевая база природных битумов Республики Татарстан 6.2. Меры по наращиванию разведанных запасов природных битумов 6.3. Добыча природных битумов 6.4. Переработка природных битумов 7. Газовая отрасль 7.1. Строительство подземного газохранилища в Республике Татарстан 7.2. Прогноз развития сети газопроводов в Республике Татарстан до 2020 года II. ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ОТРАСЛЬ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН 8. Энергоэффективность 9. Современное состояние энергетического комплекса Республики Татарстан 9.1. Структура производства и потребления электрической энергии 9.2. Структура производства и потребления тепловой энергии 9.3. Прогноз производства и потребления электрической и тепловой энергии 10. Основные направления развития энергосистемы Республики Татарстан 10.1. Особенности развития систем теплоснабжения 11. Использование альтернативных, нетрадиционных и возобновляемых источников энергии 11.1. Состояние ресурсной базы и перспективы использования углей 11.2. Лесные ресурсы 11.3. Малая гидроэнергетика 11.4. Ветроэнергетика 11.5. Использование биогаза 11.6. Тепловые насосы 11.7. Турбодетандерные установки 12. Экологические аспекты 12.1. Реализация Киотского протокола 13. Государственная политика в сфере развития топливно-энергетического комплекса 13.1. Инвестиционная политика 13.2. Тарифная политика Объемы и источники Средства федерального бюджета, бюджета Республики финансирования <*> Татарстан и иные средства в соответствии с законодательством Исполнители Министерство экономики и промышленности Республики Программы Татарстан, Министерство строительства, архитектуры и жилищно-коммунального хозяйства Республики Татарстан, Министерство экологии и природных ресурсов Республики Татарстан, Министерство финансов Республики Татарстан, предприятия топливно-энергетического комплекса, жилищно-коммунального хозяйства Республики Татарстан Индикаторы 1. Добыча с учетом битумов: 2010 г. - 31,1 млн Программы тонн, 2015 г. - 30 млн тонн, 2020 г. - 29,6 млн тонн. 2. Эксплуатационное бурение: 2010 г. - 1000 тыс. м, 2015 г. - 979 тыс. м, 2020 г. - 920 тыс. м. 3. Нефтепереработка: 2010 г. - 14 млн тонн, 2015 г. - 14 млн тонн, 2020 г. - 14 млн тонн. 4. Выработка электрической энергии: 2010 год - 31922 млн кВтч., 2015 г. - 40454 млн кВтч., 2020 г. - 45049 млн кВтч. 5. Выработка тепловой энергии: 2010 г. - 42016 тыс. Гкал., 2015 г. - 42750 тыс. Гкал., 2020 г. - 43178 тыс. Гкал. Система Формы и методы организации государственного контроля организации за ходом реализации Программы определяются Кабинетом контроля за Министров Республики Татарстан исполнением Программы
--------------------------------
<*> Мероприятия Программы, затрагивающие бюджетные обязательства федеральных структур, внесены в соответствии с достигнутыми договоренностями с вышеуказанными структурами.
ВВЕДЕНИЕ
Природные ресурсы, производственный, научно-технический и кадровый потенциалы экономики являются национальным достоянием Республики Татарстан. Их эффективное использование создает необходимые предпосылки для вывода экономики на путь устойчивого развития, повышения уровня жизни населения. Для долгосрочного и стабильного обеспечения экономики топливно-энергетическими ресурсами необходима научно обоснованная государственная энергетическая политика. Цель такой политики - рост валового регионального продукта и благосостояния населения при максимально эффективном использовании топливно-энергетических ресурсов.
Программа является документом, конкретизирующим цели, задачи и основные направления долгосрочной программы развития топливно-энергетического комплекса Республики Татарстан с учетом складывающихся внутренних и внешних факторов как в топливно-энергетическом комплексе, так и в экономике Республики Татарстан и Российской Федерации в целом.
Программа разработана с целью реализации Закона Республики Татарстан "Об утверждении Программы социально-экономического развития Республики Татарстан на 2005 - 2010 годы". Основой для разработки Программы являются законодательные и иные нормативные правовые акты Российской Федерации и Республики Татарстан, социально-экономические документы различного уровня, исследования по основным направлениям научно-технического прогресса в топливно-энергетическом комплексе. Дополнительно учитывались предложения субъектов топливно-энергетического комплекса Республики Татарстан.
I.Развитие нефтегазового комплекса Республики Татарстан
1.Общая характеристика нефтегазового комплекса
Республики Татарстан
Более 99% от общих извлекаемых запасов нефти категорий A + B + C на
1
разведанных месторождениях находится в распределенном фонде. Ведущим
недропользователем является ОАО "Татнефть", которому принадлежат 77,5%
разведанных остаточных извлекаемых запасов нефти категорий A + B + C .
1
Кроме ОАО "Татнефть", на территории республики добычу нефти осуществляют
32 малые, так называемые, независимые нефтяные компании (далее - ННК) и
ОАО "АНК Башнефть" (в западной части Туймазинского месторождения). На
лицензионных участках ННК сосредоточено 22,5% разведанных остаточных
извлекаемых запасов нефти.По состоянию на 01.01.2006 недропользователям выдано 139 лицензий на право пользования участками недр для геологического изучения, разведки и добычи углеводородного сырья (65 - ОАО "Татнефть", 74 - ННК), в т.ч. 75 лицензий для целей геологического изучения и добычи нефти и газа (24 - ОАО "Татнефть", 51 - ННК), 54 лицензии для целей разведки и добычи нефти и газа (34 - ОАО "Татнефть", 20 - ННК), 10 лицензий на геологическое изучение участков недр, предоставляемых для целей поиска месторождений углеводородного сырья (7 - ОАО "Татнефть", 3 - ЗАО "Нефтеконсорциум").
ОАО "Татнефть" входит в число ведущих нефтегазовых компаний страны. По объему добычи нефти оно занимает 6-е место среди российских нефтяных компаний, а по объему подтвержденных запасов - 21-е место в мире. Весомый вклад в увеличение нефтедобычи на территории республики вносят ННК. В перспективе их доля в общем объеме добычи нефти будет постоянно увеличиваться.
Основные геолого-технологические показатели деятельности нефтедобывающих компаний республики в 2005 г. приведены в таблице 1.
Таблица 1
| N | Наименование показателей | Объемы и результаты | |
| ОАО "Татнефть" | ННК | ||
| 1. | Добыча нефти, млн тонн | 25,3 | 5,4 |
| 2. | Годовой отбор на одну действующую добывающую скважину, тыс. тонн/скважину | 1,33 | 1,64 |
| 3. | Эксплуатационное бурение, тыс. метров | 458,4 | 418,2 |
| 4. | Эксплуатационный фонд добывающих скважин, тыс. скважин | 21,5 | 3,4 |
| 5. | Действующий добывающий фонд скважин, тыс. скважин | 18,9 | 3,3 |
| 6. | Средний дебит одной скважины по нефти, тонн/сутки | 4,2 | 5,2 |
| 7. | Обводненность продукции, % | 83 | 32,4 |
| 8. | Выработанность запасов, % | 80,4 | 20,6 |
| 9. | Дополнительная добыча нефти за счет методов увеличения нефтеотдачи, млн тонн | 4,9 | 0,74 |
2.Современное состояние сырьевой базы углеводородов Республики Татарстан
Республика Татарстан относится к числу важнейших минерально-сырьевых и наиболее благополучных регионов Российской Федерации, которые имеют возможность в течение длительного времени развивать топливно-энергетический комплекс, полностью опираясь на собственную сырьевую базу. Сырьевая база нефтедобывающей промышленности республики связана с Волго-Уральской нефтегазоносной провинцией.
Рис. 1. Карта нефтегазоносности Республики Татарстан
Все разрабатываемые месторождения нефти сосредоточены на Южно-Татарском своде, юго-восточном склоне Северо-Татарского свода и восточном борту Мелекесской впадины (рис. 1). Основные нефтегазоносные комплексы находятся в нижних частях осадочного чехла в стратиграфическом диапазоне от среднедевонских до среднекаменноугольных отложений. Нефтяные залежи приурочены к эйфельско-нижнефранскому терригенному, верхнефранско-турнейскому карбонатному, визейскому терригенному, окско-башкирскому карбонатному, верейскому и каширско-гжельскому терригенно-карбонатным нефтегазоносным комплексам.
Начальные суммарные ресурсы (далее - НСР) нефти по состоянию на
01.01.2006 составляют 4,66 млрд тонн. В структуре НСР накопленная добыча
составляет 63%, остаточные промышленные запасы категорий A + B + C - 19%,
1
предварительно оцененные запасы категории C - 3%, прогнозные ресурсы
3
категории D - 12% (рис. 2). Более 85,6% извлекаемых НСР нефти
сконцентрированы на Южно-Татарском своде, в основном в его сводовой части
(63,5%) и на западном склоне (22,9%). Остальные извлекаемые НСР нефти
приходятся на Мелекесскую впадину (7,4%), Северо-Татарский свод (5,6%),
Верхнекамскую впадину и Бирскую седловину (0,2%), Казанско-Кажимский
прогиб (1,2%) и восточный склон Токмовского свода (0,1%).Степень разведанности НСР составляет 82,4%. Степень выработанности начальных извлекаемых запасов нефти - 77%.
Рис. 2. Структура начальных суммарных ресурсов нефти
по состоянию на 01.01.2006
Текущие суммарные ресурсы (далее - ТСР) нефти по состоянию на
01.01.2006 составляют 1,7 млрд тонн, из которых на остаточные
промышленные запасы категорий A + B + C приходится 51,7%, предварительно
1
оцененные запасы категорий C - 7,3%, перспективные ресурсы категории
2
C - 8% и прогнозные ресурсы категории D - 33% (рис. 3). Основное
3
количество (71,5%) ТСР нефти приурочено к Южно-Татарскому своду.Рис. 3. Структура текущих суммарных ресурсов нефти
по состоянию на 01.01.2006
Обеспеченность промышленными запасами добывающих предприятий при
существующем уровне добычи нефти оценивается в 30 лет.
В структуре остаточных извлекаемых запасов нефти категорий A + B + C
1
активные запасы составляют 32,1%, трудноизвлекаемые запасы - 67,9%
(рис. 4), а с учетом запасов слабопроницаемых пластов Ромашкинского
месторождения по классификации ОАО "Татнефть" - 80%, против 55% по России
в целом. Активные запасы выработаны на 89,7%, трудноизвлекаемые запасы -
на 44,7%. По качеству нефти разрабатываемых месторождений - сернистые и
высокосернистые и высоковязкие (67% текущих извлекаемых запасов (далее -
ТИЗ), а по плотности - средние и тяжелые (68% ТИЗ).Государственным балансом по состоянию на 01.01.2006 учтено 150 нефтяных месторождений, из которых 78 находятся на балансе ОАО "Татнефть". По количеству остаточных извлекаемых запасов большая часть месторождений относится к мелким (с запасами до 3 млн тонн), Бавлинское месторождение - к средним (с запасами 3 - 30 млн тонн), Ново-Елховское месторождение - к крупным (с запасами 30 - 300 млн тонн), Ромашкинское месторождение - к уникальным (с запасами более 300 млн тонн) объектам. На долю последних двух месторождений приходится более 50% запасов нефти промышленных категорий и 58% ее добычи.
Рис. 4. Распределение остаточных извлекаемых запасов нефти
категорий A + B + C по качеству
1
В фонде подготовленных к глубокому бурению поднятий на 01.01.2006
числится 234 объекта с суммарными извлекаемыми ресурсами нефти категории
C в количестве 136,7 млн тонн.
3Опоискованность недр республики (85%) - одна из наиболее высоких в Волго-Уральской нефтегазовой провинции и в стране в целом. Неразведанные ресурсы нефти размещаются как на перспективных землях востока Татарстана, так и в пределах слабоизученных территорий, на которых существует вероятность выявления небольших по запасам и размерам месторождений и залежей со сложным строением ловушек и сильной изменчивостью фильтрационно-емкостных свойств коллекторов.
Республика продолжает оставаться надежной сырьевой базой нефтедобывающей промышленности России. Однако налицо очень высокая степень освоенности месторождений. В разработку уже вовлечено 90% промышленных запасов на средних и крупных разрабатываемых месторождениях, которые вошли в режим падающей добычи, что отражается на снижении дебитов скважин и повышении обводненности продукции. В структуре остаточных запасов многих месторождений преобладают трудноизвлекаемые запасы, разработка которых требует привлечения затратных технологий добычи. Такие качественные характеристики означают, что сырьевая база уже не способна выдержать достигнутую добываемую нагрузку без принятия мер по усилению поисков и разведки новых месторождений, вовлечению в разработку низкопродуктивных запасов, повышению коэффициента извлечения нефти и освоения месторождений природных битумов.
3.Воспроизводство сырьевой базы углеводородов
Республики Татарстан
Основной задачей настоящей Программы является обеспечение запасами нефти промышленных категорий. Комплексный анализ геологического строения территории, открытия новых промышленных залежей нефти в изученных районах и наличие признаков нефтегазоносности в слабоизученных районах свидетельствуют о том, что ресурсный потенциал недр республики далеко не исчерпан. О перспективах обнаружения новых месторождений нефти свидетельствуют следующие факты:
значительное количество выявленных и подготовленных для глубокого бурения локальных объектов;
высокий (от 50 до 70%) коэффициент успешности бурения скважин на локальных поднятиях за последние пять лет;
в 2000 г. успешность бурения поисково-разведочных скважин составила 67%.
Воспроизводство запасов нефти - проблема для Республики Татарстан весьма актуальная в связи с их большой выработанностью. Поэтому вопрос о необходимости восполнения ресурсной базы добывающих предприятий всегда был и остается в центре внимания руководства республики и геологической службы. Благодаря переходу на рыночные условия хозяйствования и переоценке запасов основных нефтяных месторождений (в первую очередь Ромашкинского) прирост разведанных запасов нефти не только не отстает, но в отдельные годы и превосходит объемы добычи нефти (рис. 5). Восполнение добычи запасами за этот период составило в среднем 137%. В то же время доля прироста запасов за счет традиционных геологоразведочных работ (далее - ГРР) неуклонно снижается (табл. 2).
Начиная с 1990 г. прирост запасов нефти за счет поисков и разведки отстает от объемов ее добычи, а величина локализованных ресурсов нефти ежегодно сокращается. Все это требует выполнения значительного объема бурения скважин и сейсморазведочных работ в комплексе с другими геофизическими исследованиями.
В Татарстане сегодня поздняя стадия ГРР, характеризующаяся сравнительно высокой изученностью традиционных регионально-нефтеносных горизонтов, объективной ориентацией на поиски небольших месторождений в локально нефтеносных горизонтах, сложнопостроенных труднооткрываемых залежей с трудноизвлекаемыми запасами, выходом в менее перспективные районы, повышением роли доразведки и переоценки запасов ранее открытых месторождений. Все эти факторы, безусловно, осложняют задачу подготовки новых запасов для оптимальной добычи нефти.
Рис. 5. Динамика годовой добычи и прироста запасов нефти
в 1995 - 2005 гг.
Таблица 2
Динамика восполнения добычи новыми запасами за счет
проведения геологоразведочных работ по Республике Татарстан
| N п/п | Показатели | Годы | |||||
| 1986 1990 | 1991 1995 | 1996 2000 | 2001 2005 | В т.ч. | |||
| 2003 | 2004 | ||||||
| 1. | Добыча, млн тонн | 198,2 | 139,3 | 130,8 | 146,0 | 29,2 | 29,9 |
| 2. | Прирост запасов, млн тонн | 73,3 | 98,2 | 164,9 | 180,0 | 29,0 | 33,0 |
| 3. | в т.ч. за счет ГРР, млн тонн | 36,1 | 31,4 | 20,8 | 23,4 | 4,2 | 4,1 |
| 4. | Доля запасов за счет ГРР на новых площадях, % | 49,2 | 32,0 | 12,6 | 13,0 | 14,5 | 12,4 |
Но, вместе с тем, имеются положительные факторы, позволяющие оптимистично оценивать перспективы подготовки новых запасов в старых нефтедобывающих районах, каким является Республика Татарстан.
1.Практика показывает, что прогнозные ресурсы и оценки по мере их изучения непрерывно возрастают, и Республика Татарстан - классическое подтверждение этого. Совершенствование техники и технологии нефтепоисковых работ, оптимизация всего процесса разведки, применение прогрессивной методики доразведки, накопление и обобщение всех данных геологических исследований позволили за последние 25 лет прирастить разведанные запасы в 1,5 раза, превышающие подсчитанные ранее прогнозные ресурсы, а величина последних не только не уменьшилась, а даже увеличилась. Все это сделано за счет новых подходов, становящихся в настоящее время в республике традиционными. Из этого можно сделать вывод: в известных, перспективных регионах, каким является Республика Татарстан, по мере проведения ГРР, перспективные и прогнозные ресурсы обычно имеют тенденцию к росту. Причина - совершенствование методов геологических исследований и появление новых геологических идей.
2.При оценке ресурсов нефтеизвлечение принимается обычно на уровне показателя в 30 - 35%. Предполагается, что при освоенных технологиях в недрах после выработки извлекаемых запасов останется в 2 раза больше нефти, чем будет извлечено к концу разработки месторождений. Опыт применения методов увеличения нефтеотдачи (далее - МУН) в Республике Татарстан показывает, что нефтеотдачу в среднем можно поднять до 45 - 50%.
3.Эта оценка характеризует нефтяной потенциал осадочных бассейнов и основывается на господствовавшей до настоящего времени осадочно-миграционной теории. Однако в 80-х годах у нас в стране (в первую очередь в Татарстане) и за рубежом широкий размах получили исследования, основывающиеся на неорганической, мантийной теории происхождения нефти и газа. По мнению ряда видных ученых, количество углеводородов в глубинах земли во много раз больше, чем начальных потенциальных ресурсов (далее - НПР) всего осадочного чехла.
Все это свидетельствует о большом нефтегазовом потенциале. Однако оставшиеся запасы будут связаны с существенно сложными горно-геологическими условиями. Без применения новых технологий бурения, добычи и разработки разведка и эксплуатация этих ресурсов могут в большинстве случаев оказаться нерентабельными.
Стратегия ГРР должна строиться с учетом тесной увязки необходимых объемов добычи и потребления с возможностями воспроизводства минерально-сырьевой базы. Стратегия воспроизводства запасов на длительную перспективу должна предусматривать проведение работ в четырех направлениях.
1.Дальнейшее изучение и опоискование залежей нефти в традиционных объектах разведки - это отложения девона и карбона на известных высокоперспективных землях востока республики.
2.Исследование нефтеносности традиционных объектов на слабоизученных, менее перспективных землях центрального и западного районов Татарстана.
3.Геологическое изучение нефтегазоносности нетрадиционных объектов - это глубоко залегающие породы кристаллического фундамента, рифейвендских осадочных отложений и пермские битумы.
4.Проведение широкомасштабных работ по увеличению нефтеизвлечения, что должно стать новым, важнейшим направлением повышения ресурсной базы старых нефтедобывающих районов.
По первому направлению широко применяются такие традиционные методы нефтепоисковых работ, как районирование территории по степени перспектив нефтегазоносности, оптимизация процесса геологоразведочных работ, совершенствование методики ГРР.
Вопросам совершенствования методики ГРР в Татарстане уделялось большое внимание. Здесь были созданы эффективные методы подготовки запасов в различных геологических условиях. Одна методика для крупных месторождений, контролируемых структурами первого и второго порядков, и другая - для месторождений, приуроченных к локальным структурам.
Достигнутая высокая эффективность ГРР в Республике Татарстан объясняется тем, что разведка и доразведка велась на старых площадях, но с использованием новых методов. Ранее же разведка велась на новых площадях с использованием старых методов.
Нетрадиционные подходы на традиционных объектах разведки далеко еще не исчерпали возможностей расширения ресурсной базы Татарстана. Кроме того, в Татарстане (как и в других старых нефтяных регионах Российской Федерации) имеются значительные площади неопоискованных земель. В Республике Татарстан - это земли центрального и западного районов Татарстана. Основные направления воспроизводства запасов следующие:
1.Традиционные ГРР в традиционных объектах разведки, за счет которых планируется обеспечить около трети всего прироста запасов, а именно решение задач воспроизводства запасов предусматривает проведение работ на следующих основных направлениях:
1) разведка и доразведка открытых месторождений и перевод
предварительно оцененных запасов категории C в более высокие категории.
2Для расширения разведанной ресурсной базы добывающих предприятий поиск, разведка и подготовка к разработке новых месторождений на перспективных структурах на северном и северо-восточном склонах Южно-Татарского свода, сводовой части и юго-восточном склоне Северо-Татарского свода, Западном борту Бирской седловины, юго-восточной бортовой зоне Верхнекамской впадины, в центральной части Мелекесской впадины;
2) поиск месторождений на перспективных объектах, перешедших в течение 2005 - 2006 гг. в распределенный фонд недр в пределах Мелекесской впадины и Северо-Татарского свода.
По второму направлению работы должны вестись на менее изученных и менее перспективных, в геологическом отношении более сложных территориях. Это земли центрального и западного районов Татарстана, занимающие половину территории республики. В геотектоническом отношении территория весьма неоднородна и включает несколько крупных, принципиально отличных по своему строению элементов: менее перспективных для разведки на нефть - Казанско-Кировский прогиб, Казанскую седловину, восточный склон Токмовского свода и более перспективных - Северо-Татарский свод и Мелекесскую впадину.
Обобщение и переосмысление геолого-геофизических материалов с позиций современных взглядов и концепций, изучение и анализ особенностей геологического строения этой территории позволили отметить следующее:
регион характеризуется благоприятными емкостными, литофациальными, гидрогеологическими и геохимическими свойствами разреза в целом, однако стратиграфия пластов-коллекторов весьма различна: основными, наиболее перспективными, являются зоны развития пластов-коллекторов во всех продуктивных пластах осадочного чехла;
структурно-тектонические особенности региона благоприятны для формирования ловушек-объектов различного морфогенетического типа.
Все это дает основание рассматривать перспективные зоны и объекты в качестве геологических критериев оценки нефтегазоносности региона.
Таким образом, качественная (критерий нефтеносности) и количественная
(плотность ресурсов C ) оценки территории Татарстана позволили значительно
3
дифференцировать и повысить категорийность земель, расширить границы
рентабельных и перспективных зон, выбрать и обосновать приоритетные
направления работ в западной части Татарстана, рассматривать этот регион
как потенциальный резерв прироста промышленных запасов нефти.Проведение геологоразведочных работ только на распределенном фонде не позволит в дальнейшем поддерживать добычу нефти в республике. Поэтому освоение нераспределенного фонда недр должно быть направлено на обеспечение и развитие добычи нефти за счет подготовки новых запасов при проведении геологоразведочных работ. Изучение и дальнейшее освоение объектов нераспределенного фонда недр неразрывно связано с лицензированием и расширением практики проведения открытых аукционов на право пользования участками недр с целью геологического изучения, разведки и добычи углеводородного сырья. В связи с этим намечен следующий план лицензирования на ближайшую перспективу (рис. 6).
Рис. 6. Этапы лицензирования недропользования
(углеводородное сырье)
В первую очередь будут изучаться участки Балтасинский 1, 2, 3 и Ковалинский 1, 2, 3, на которые ОАО "Татнефть" в 2006 г. получит лицензии на геологическое изучение. В 2006 г. проведен аукцион на право пользования недрами по следующим участкам: Алексеевский 1, Базарно-Матакский 1, Трудолюбовский 1, Тетюшский, Булгарский и Апастовский. Планируется проведение аукционов на право пользования участками Алексеевский 2, Базарно-Матакский 2, Юхмачинский 1, 2, а затем участками с целью геологического изучения, разведки и добычи углеводородного сырья. На 2007 год намечается ввести в процесс лицензирования участки Казанский, Лаишевский, Шалинский 1, 2, по которым подготовлены пакеты геолого-геофизической информации. Участки Кайбицкий, Карлинский и Свияжский в настоящее время являются объектами сейсморазведочных работ, которые планируется завершить в 2007 году (рис. 7).
Рис. 7. Схема размещения месторождений нефти на территории
Республики Татарстан
2.Кроме новых идей и подходов к наращиванию запасов нефти в традиционно нефтеносных отложениях, в старых нефтедобывающих регионах, каковым является Татарстан, нужны новые идеи по исследованию нефтегазоносности новых, ранее не привлекавших внимание объектов.
Прежде всего, нужно признать перспективным изучение нефтегазоносности фундамента и его роль в формировании и переформировании залежей нефти в платформенных областях.
Нашими исследованиями установлено, что в разрезе фундамента имеются многочисленные коллекторские толщи в виде так называемых зон разуплотнения или зон деструкций, которые обладают высокими коллекторскими свойствами вследствие дробления и переработки пород и перекрываются пачками плотных, непроницаемых пород-покрышек (как в нефтяных залежах осадочного чехла).
Установлены факты, позволившие сформулировать решающую роль кристаллического фундамента в постоянной "подпитке" нефтяных месторождений осадочного чехла новыми ресурсами за счет притока углеводородов по скрытым трещинам и разрывам из глубин.
Проведенные исследования Ромашкинского месторождения позволяют считать, что обнаруженные реликты УВ-зон деструкций свидетельствуют о наличии УВ-флюидов в этих зонах, которые в неоднородном термоградиентном поле фундамента последовательно перегонялись из нижних зон в верхние под воздействием температурного поля и явлений компрессии-декомпрессии. Это подтверждается также сходством УВ-фундамента и чехла, особенностями состава вод зон деструкций и чехла.
Проведенный анализ позволяет по-новому рассматривать нефтяные месторождения как постоянно развивающийся, подпитывающийся углеводородами из глубин недр объект.
Современными исследованиями установлено, что нефтяные месторождения связаны с глубинными разломами, которые в свою очередь проявляются как нефтеподводящие каналы.
Основные физические показатели геологоразведочных работ и подготовки запасов нефти в Республике Татарстан на 2001 - 2020 годы и их финансирование приведены в таблице 3.
Таблица 3
Основные физические показатели
геологоразведочных работ и подготовки запасов нефти
в Республике Татарстан на 2001 - 2020 годы и их
финансирование <*>
| N | Показатели | 2001 | 2002 | 2003 | 2004 | 2005 | Всего 2001 2005 | 2006 | 2007 | 2008 | 2009 | 2010 | Всего 2006 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | Всего 2011 2015 | 2016 | 2017 | 2018 | 2019 | 2020 | Всего 2016 2020 | ИТОГО 2001 2020 |
| 1. | Прирост запасов нефти категории A + B + C1 и природных битумов, млн т | 63,5 | 30,0 | 37,8 | 29,0 | 25,0 | 185,3 | 26,0 | 28,5 | 28,5 | 29,5 | 29,5 | 142,0 | 29,0 | 29,0 | 29,0 | 29,0 | 29,0 | 145,0 | 29,0 | 29,0 | 29,0 | 29,0 | 29,0 | 145,0 | 617,3 |
| 1.1. | Прирост запасов нефти категории A + B + C1, млн т | 62,6 | 26,0 | 29,1 | 29,0 | 25,0 | 171,7 | 25,0 | 26,5 | 26,5 | 27,0 | 27,0 | 132,0 | 25,0 | 25,0 | 25,0 | 25,0 | 25,0 | 125,0 | 25,0 | 25,0 | 25,0 | 25,0 | 25,0 | 125,0 | 553,7 |
| в т.ч. за счет восполнения минеральносырьевой базы | 62,6 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 62,6 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 62,6 | |
| инвестиций нефтяных компаний | 0,0 | 26,0 | 29,1 | 29,0 | 25,0 | 109,1 | 25,0 | 26,5 | 26,5 | 27,0 | 27,0 | 132,0 | 25,0 | 25,0 | 25,0 | 25,0 | 25,0 | 125,0 | 25,0 | 25,0 | 25,0 | 25,0 | 25,0 | 125,0 | 491,1 | |
| 1.1.1. | За счет геологоразведочных работ | 6,1 | 7,6 | 8,1 | 8,1 | 8,4 | 38,3 | 8,0 | 9,5 | 9,5 | 10,0 | 10,0 | 47,0 | 10,0 | 10,0 | 10,0 | 10,0 | 10,0 | 50,0 | 10,0 | 10,0 | 10,0 | 10,0 | 10,0 | 50,0 | 185,3 |
| в т.ч. за счет восполнения минеральносырьевой базы | 4,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 4,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 4,0 | |
| инвестиций нефтяных компаний | 2,1 | 7,6 | 8,1 | 8,1 | 8,4 | 34,3 | 8,0 | 9,5 | 9,5 | 10,0 | 10,0 | 47,0 | 10,0 | 10,0 | 10,0 | 10,0 | 10,0 | 50,0 | 10,0 | 10,0 | 10,0 | 10,0 | 10,0 | 50,0 | 181,3 | |
| 1.1.2. | За счет повышения коэффициента извлечения нефти | 2,9 | 1,1 | 11,3 | 10,9 | 6,6 | 32,8 | 5,0 | 5,0 | 5,0 | 5,0 | 5,0 | 25,0 | 5,0 | 5,0 | 5,0 | 5,0 | 5,0 | 25,0 | 5,0 | 5,0 | 5,0 | 5,0 | 5,0 | 25,0 | 107,8 |
| в т.ч. за счет восполнения минеральносырьевой базы | 2,9 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 2,9 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 2,9 | |
| инвестиций нефтяных компаний | 0,0 | 1,1 | 11,3 | 10,9 | 6,6 | 29,9 | 5,0 | 5,0 | 5,0 | 5,0 | 5,0 | 25,0 | 5,0 | 5,0 | 5,0 | 5,0 | 5,0 | 25,0 | 5,0 | 5,0 | 5,0 | 5,0 | 5,0 | 25,0 | 104,9 | |
| 1.1.3. | За счет переоценки с проведением минимальных объемов ГРР с доразведкой месторождений | 53,6 | 17,3 | 9,7 | 10,0 | 10,0 | 100,6 | 12,0 | 12,0 | 12,0 | 12,0 | 12,0 | 60,0 | 10,0 | 10,0 | 10,0 | 10,0 | 10,0 | 50,0 | 10,0 | 10,0 | 10,0 | 10,0 | 10,0 | 50,0 | 260,6 |
| 1.2. | Прирост запасов природных битумов категории C1 | 0,9 | 4,0 | 8,7 | 0,0 | 0,0 | 13,6 | 1,0 | 2,0 | 2,0 | 2,5 | 2,5 | 10,0 | 4,0 | 4,0 | 4,0 | 4,0 | 4,0 | 20,0 | 4,0 | 4,0 | 4,0 | 4,0 | 4,0 | 20,0 | 63,6 |
| в т.ч. за счет восполнения минеральносырьевой базы | 0,9 | 4,0 | 8,7 | 0,0 | 0,0 | 13,6 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 13,6 | |
| инвестиций нефтяных компаний | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 1,0 | 2,0 | 2,0 | 2,5 | 2,5 | 10,0 | 4,0 | 4,0 | 4,0 | 4,0 | 4,0 | 20,0 | 4,0 | 4,0 | 4,0 | 4,0 | 4,0 | 20,0 | 50,0 | |
| 2. | Объем поисковоразведочного бурения, тыс. м | 111,9 | 86,7 | 88,2 | 78,2 | 100,0 | 465,1 | 132,0 | 163,0 | 193,0 | 204,0 | 204,0 | 896,0 | 206,0 | 206,5 | 207,0 | 207,5 | 208,0 | 1035,0 | 208,0 | 208,0 | 208,0 | 208,0 | 208,0 | 1040,0 | 3436,1 |
| 2.1. | в т.ч. на нефть | 108,4 | 81,9 | 76,6 | 78,2 | 100,0 | 445,1 | 130,0 | 160,0 | 190,0 | 200,0 | 200,0 | 880,0 | 200,0 | 200,0 | 200,0 | 200,0 | 200,0 | 1000,0 | 200,0 | 200,0 | 200,0 | 200,0 | 200,0 | 1000,0 | 3325,1 |
| в т.ч. за счет восполнения минеральносырьевой базы | 73,3 | 7,8 | 3,8 | 1,7 | 0,0 | 86,6 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 86,6 | |
| инвестиций нефтяных компаний | 35,1 | 74,1 | 72,8 | 76,5 | 100,0 | 358,5 | 130,0 | 160,0 | 190,0 | 200,0 | 200,0 | 880,0 | 200,0 | 200,0 | 200,0 | 200,0 | 200,0 | 1000,0 | 200,0 | 200,0 | 200,0 | 200,0 | 200,0 | 1000,0 | 3238,5 | |
| 2.2. | в т.ч. на природные битумы | 3,5 | 4,8 | 11,6 | 0,0 | 0,0 | 20,0 | 2,0 | 3,0 | 3,0 | 4,0 | 4,0 | 16,0 | 6,0 | 6,5 | 7,0 | 7,5 | 8,0 | 35,0 | 8,0 | 8,0 | 8,0 | 8,0 | 8,0 | 40,0 | 111,0 |
| в т.ч. за счет восполнения минеральносырьевой базы | 3,5 | 4,8 | 11,6 | 0,0 | 0,0 | 20,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 20,0 | |
| инвестиций нефтяных компаний | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 2,0 | 3,0 | 3,0 | 4,0 | 4,0 | 16,0 | 6,0 | 6,5 | 7,0 | 7,5 | 8,0 | 35,0 | 8,0 | 8,0 | 8,0 | 8,0 | 8,0 | 40,0 | 91,0 | |
| 3. | Введено в бурение поднятий | 31,0 | 30,0 | 22,0 | 30,0 | 40,0 | 153,0 | 40,0 | 40,0 | 40,0 | 45,0 | 45,0 | 210,0 | 45,0 | 45,0 | 45,0 | 45,0 | 5,0 | 225,0 | 45,0 | 45,0 | 45,0 | 45,0 | 45,0 | 225,0 | 813,0 |
| в т.ч. за счет восполнения минеральносырьевой базы | 31,0 | 4,0 | 1,0 | 1,0 | 37,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 37,0 | ||
| инвестиций новых независимых нефтяных компаний | 26,0 | 21,0 | 29,0 | 40,0 | 116,0 | 40,0 | 40,0 | 40,0 | 45,0 | 45,0 | 210,0 | 45,0 | 45,0 | 45,0 | 45,0 | 45,0 | 225,0 | 45,0 | 45,0 | 45,0 | 45,0 | 45,0 | 225,0 | 776,0 | ||
| 4. | Подготовлено поднятий | 32,0 | 25,0 | 29,0 | 19,0 | 25,0 | 130,0 | 30,0 | 30,0 | 30,0 | 30,0 | 30,0 | 150,0 | 40,0 | 40,0 | 40,0 | 40,0 | 40,0 | 200,0 | 40,0 | 40,0 | 40,0 | 40,0 | 40,0 | 200,0 | 680,0 |
| в т.ч. за счет восполнения минеральносырьевой базы | 3,2 | 25,0 | 15,0 | 10,0 | 0,0 | 82,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 82,0 | |
| инвестиций нефтяных компаний | 14,0 | 9,0 | 25,0 | 48,0 | 50,0 | 40,0 | 40,0 | 40,0 | 40,0 | 210,0 | 40,0 | 40,0 | 40,0 | 40,0 | 40,0 | 200,0 | 40,0 | 40,0 | 40,0 | 40,0 | 40,0 | 200,0 | 658,0 | |||
| 5 | Объем сейсморазведочных работ, тыс. пог. км | 3,6 | 5,9 | 7,7 | 7,5 | 4,4 | 29,2 | 5,0 | 5,0 | 5,0 | 5,0 | 5,0 | 25,0 | 5,0 | 5,0 | 5,0 | 5,0 | 5,0 | 25,0 | 5,0 | 5,0 | 5,0 | 5,0 | 5,0 | 25,0 | 104,2 |
| в т.ч. за счет восполнения минеральносырьевой базы | 2,4 | 3,5 | 4,4 | 3,5 | 0,0 | 13,8 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 13,8 | |
| инвестиций нефтяных компаний | 1,3 | 2,4 | 3,3 | 4,0 | 4,4 | 15,4 | 5,0 | 5,0 | 5,0 | 5,0 | 5,0 | 25,0 | 5,0 | 5,0 | 5,0 | 5,0 | 5,0 | 25,0 | 5,0 | 5,0 | 5,0 | 5,0 | 5,0 | 25,0 | 90,4 | |
| 6. | Затраты на ГРР, млн руб. | 1506,0 | 1665,3 | 1776,8 | 1298,0 | 1732,2 | 7978,3 | 1918,8 | 2165,7 | 2405,7 | 2492,6 | 2492,6 | 11475,4 | 2506,4 | 2509,9 | 2513,3 | 2516,8 | 2520,2 | 12566,5 | 2520,2 | 2520,2 | 2520,2 | 2520,2 | 2520,2 | 12601,0 | 44621,2 |
| 6.1. | в т.ч. на поисковоразведочное бурение на нефть | 780,6 | 719,0 | 722,9 | 621,4 | 814,0 | 3657,8 | 1040,0 | 1280,0 | 1520,0 | 1600,0 | 1600,0 | 7040,0 | 1600,0 | 1600,0 | 1600,0 | 1600,0 | 1600,0 | 8000,0 | 1600,0 | 1600,0 | 1600,0 | 1600,0 | 1600,0 | 8000,0 | 26697,8 |
| 6.2. | на сейсморазведочные работы | 355,3 | 689,4 | 859,2 | 548,8 | 446,0 | 2898,7 | 365,0 | 365,0 | 365,0 | 365,0 | 365,0 | 1825,0 | 365,0 | 365,0 | 365,0 | 365,0 | 365,0 | 1825,0 | 365,0 | 365,0 | 365,0 | 365,0 | 365,0 | 1825,0 | 8373,7 |
| 6.3. | на разведку и освоение природных битумов | 132,0 | 45,3 | 30,5 | 0,0 | 0,0 | 207,8 | 13,8 | 20,7 | 20,7 | 27,6 | 27,6 | 110,4 | 41,4 | 44,9 | 48,3 | 51,8 | 55,2 | 241,5 | 55,2 | 55,2 | 55,2 | 55,2 | 55,2 | 276,0 | 835,7 |
| 6.4. | на региональные работы, НИР, ОПР, работы по переоценке запасов и повышению КИН | 238,1 | 211,6 | 164,2 | 127,9 | 472,2 | 1214,0 | 500,0 | 500,0 | 500,0 | 500,0 | 500,0 | 2500,0 | 500,0 | 500,0 | 500,0 | 500,0 | 500,0 | 2500,0 | 500,0 | 500,0 | 500,0 | 500,0 | 500,0 | 2500,0 | 8714,0 |
| 7. | Стоимость подготовки 1 тонны запасов нефти и битумов, руб. | 23,7 | 55,5 | 47,0 | 44,8 | 69,3 | 48,1 | 73,8 | 76,0 | 84,4 | 84,5 | 84,5 | 80,6 | 86,4 | 86,5 | 86,7 | 86,8 | 86,9 | 86,7 | 86,9 | 86,9 | 86,9 | 86,9 | 86,9 | 86,9 | 75,6 |
| 7.1. | в том числе стоимость подготовки 1 тонны запасов нефти | 21,9 | 62,3 | 60,1 | 44,8 | 69,3 | 51,7 | 76,2 | 80,9 | 90,0 | 91,3 | 91,3 | 85,9 | 98,6 | 98,6 | 98,6 | 98,6 | 98,6 | 98,6 | 98,6 | 98,6 | 98,6 | 98,6 | 98,6 | 98,6 | 83,7 |
| 7.2. | в том числе стоимость подготовки 1 тонны запасов природных битумов | 146,7 | 11,3 | 3,5 | 32,3 | 13,8 | 10,4 | 10,4 | 11,0 | 11,0 | 11,3 | 10,4 | 11,2 | 12,1 | 12,9 | 13,8 | 12,1 | 13,8 | 13,8 | 13,8 | 13,8 | 13,8 | 13,8 | 17,4 | ||
| 8. | Стоимость подготовки 1 тонны запасов нефти и битумов за счет ГРР, руб. | 181,1 | 125,3 | 96,2 | 144,5 | 150,0 | 139,4 | 157,6 | 144,8 | 165,7 | 159,4 | 159,4 | 157,4 | 143,3 | 143,6 | 143,8 | 144,1 | 144,3 | 143,8 | 144,3 | 144,3 | 144,3 | 144,3 | 144,3 | 144,3 | 146,2 |
| 8.1. | в том числе стоимость подготовки 1 тонны запасов нефти | 246,9 | 219,1 | 220,2 | 160,3 | 206,2 | 210,5 | 239,9 | 228,0 | 253,2 | 249,3 | 249,3 | 243,9 | 250,6 | 251,0 | 251,3 | 251,7 | 252,0 | 251,3 | 252,0 | 252,0 | 252,0 | 252,0 | 252,0 | 252,0 | 239,4 |
| 8.2. | в том числе стоимость подготовки 1 тонны запасов природных битумов | 146,7 | 11,3 | 3,5 | 53,8 | 13,8 | 10,4 | 10,4 | 11,0 | 11,0 | 11,3 | 10,4 | 11,2 | 12,1 | 12,9 | 13,8 | 12,1 | 13,8 | 13,8 | 13,8 | 13,8 | 13,8 | 13,8 | 22,8 | ||
| 9. | Общая стоимость ГРР, включая средства бюджета РФ, в том числе: | 3594,1 | 1718,3 | 1758,9 | 1333,3 | 1533,8 | 9938,4 | 2118,8 | 2365,7 | 2605,7 | 2692,6 | 2692,6 | 12475,4 | 2506,4 | 2509,9 | 2513,3 | 2516,8 | 2520,2 | 12566,5 | 2520,2 | 2520,2 | 2520,2 | 2520,2 | 2520,2 | 12601,0 | 47581,3 |
| 9.1. | Из средств бюджета РФ | 0,0 | 510,0 | 608,3 | 106,0 | 80,0 | 1304,3 | 400,0 | 400,0 | 400,0 | 400,0 | 400,0 | 2000,0 | 200,0 | 200,0 | 200,0 | 200,0 | 200,0 | 1000,0 | 200,0 | 200,0 | 200,0 | 200,0 | 200,0 | 1000,0 | 5304,3 |
| 9.2. | Из средств бюджета РТ | 3286,6 | 213,9 | 81,3 | 95,3 | 101,6 | 3778,7 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | 500,0 | 300,0 | 300,0 | 300,0 | 300,0 | 300,0 | 1500,0 | 300,0 | 300,0 | 300,0 | 300,0 | 300,0 | 1500,0 | 7278,7 |
| 9.3. | Собственные средства предприятий, в том числе: | 307,5 | 994,4 | 1069,3 | 1132,0 | 1352,2 | 4855,4 | 1618,8 | 1865,7 | 2105,7 | 2192,6 | 2192,6 | 9975,4 | 2006,4 | 2009,9 | 2013,3 | 2016,8 | 2020,2 | 10066,5 | 2020,2 | 2020,2 | 2020,2 | 2020,2 | 2020,2 | 10101,0 | 34998,3 |
| 9.3.1. | ОАО "Татнефть" | 810,2 | 796,0 | 840,0 | 2446,2 | 840,0 | 840,0 | 840,0 | 840,0 | 840,0 | 4200,0 | 840,0 | 840,0 | 840,0 | 840,0 | 840,0 | 4200,0 | 840,0 | 840,0 | 840,0 | 840,0 | 840,0 | 4200,0 | 15046,2 | ||
| 9.3.2. | ННК ("старые" лицензионные участки) | 259,1 | 336,0 | 512,2 | 1107,3 | 578,8 | 715,7 | 765,7 | 852,6 | 852,6 | 3765,4 | 666,4 | 669,9 | 673,3 | 676,8 | 680,2 | 3366,5 | 680,2 | 680,2 | 680,2 | 680,2 | 680,2 | 3401,0 | 11640,2 | ||
| 9.3.3. | ННК ("новые" лицензионные участки) | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 200,0 | 310,0 | 500,0 | 500,0 | 500,0 | 2010,0 | 500,0 | 500,0 | 500,0 | 500,0 | 500,0 | 2500,0 | 500,0 | 500,0 | 500,0 | 500,0 | 500,0 | 2500,0 | 7010,0 |
--------------------------------
<*> Объемы финансирования за счет средств федерального бюджета и бюджета Республики Татарстан подлежат уточнению при утверждении бюджетов на соответствующий финансовый год.
Предполагаемые объемы поисково-разведочного бурения по ОАО "Татнефть", ННК и новым лицензионным участкам в центральном и западном районах Татарстана - в таблице 4.
3.Следующим направлением является переоценка запасов нефти открытых нефтяных месторождений путем составления современных моделей их геологического строения и подсчета запасов на их основе. Одновременно с этим должны вестись доразведка эксплуатируемых месторождений с целью поисков пропущенных в процессе разведки нефтеносных объектов по отработанной в республике методике доразведки действующих месторождений.
Таблица 4
Предполагаемые объемы поисково-разведочного бурения
на территории Республики Татарстан
| N | Наименование участка | Объемы поисково-разведочного бурения (м) по годам | ||||||
| 2006 | 2007 | 2008 | 2009 | 2010 | 2011 | 2012 | ||
| 1. | Разведочные зоны ОАО "Татнефть" | |||||||
| 1.1 | ЧеремшаноБастрыкская | 9600 | 9600 | 9600 | 9600 | 9600 | 9600 | 9600 |
| 1.2 | Степноозерская | 9600 | 9600 | 9600 | 9600 | 9600 | 9600 | 9600 |
| 1.3 | Тлянче-Тамакская | 1600 | 1600 | 1600 | 1600 | 1600 | 1600 | 1600 |
| 1.4 | БугульминоТумутукская | 6400 | 6400 | 6400 | 6400 | 6400 | 6400 | 6400 |
| 1.5 | Мамадышская | 1600 | 1600 | 1600 | 1600 | 1600 | 1600 | 1600 |
| 2. | Месторождения ОАО "Татнефть" | |||||||
| 2.1 | Месторождения | |||||||
| 3. | Поисковые лицензионные участки ОАО "Татнефть" | |||||||
| 3.1 | Кукморский-1 | 1700 | 5100 | 5100 | 5100 | 5100 | 5100 | |
| 3.2 | Кукморский-2 | 1700 | 3400 | 3400 | 3400 | 3400 | 3400 | |
| 3.3 | Кукморский-3 | 1700 | 5100 | 5100 | 5100 | 5100 | 5100 | |
| 3.4 | Берсутский-1 | 1700 | 3400 | 3400 | 3400 | 3400 | 3400 | |
| 3.5 | Берсутский-2 | 1700 | 5100 | 5100 | 5100 | 5100 | 5100 | |
| 3.6 | Шадкинский-1 | 1700 | 3400 | 3400 | 3400 | 3400 | 3400 | |
| 3.7 | Шадкинский-2 | 1700 | 3400 | 3400 | 3400 | 3400 | 3400 | |
| 4. | ИТОГО "Татнефть" | 50000 | 50000 | 57700 | 57700 | 57700 | 57700 | 57700 |
| 5. | Лицензионные участки ННК | 62900 | 83800 | 97300 | 73300 | 38700 | 31000 | 31000 |
| 6. | Конкурсные участки | |||||||
| 6.1 | Булгарский | 2000 | 4000 | 4200 | 2800 | 5600 | 5600 | 5600 |
| 6.2 | Алексеевский-1 | 2000 | 2000 | 1400 | 2100 | 4200 | 4200 | 4200 |
| 6.3 | Алексеевский-2 | 2000 | 2000 | 1400 | 2100 | 4200 | 4200 | 4200 |
| 6.4 | Базарно-Матакский-1 | 2000 | 2000 | 1400 | 2800 | 5600 | 5600 | 5600 |
| 6.5 | Базарно-Матакский-2 | 2000 | 2000 | 1400 | 2800 | 5600 | 5600 | 5600 |
| 6.6 | Юхмачинский-1 | 2000 | 2000 | 1400 | 1400 | 2800 | 2800 | 2800 |
| 6.7 | Юхмачинский-2 | 2000 | 3400 | 2800 | 5600 | 5600 | 5600 | |
| 6.8 | Свияжский | 2000 | 4000 | 8000 | 8000 | |||
| 6.9 | Казанский | 2000 | 4000 | 6000 | 6000 | |||
| 6.10 | Карлинский | 1700 | 3400 | 5100 | 5100 | |||
| 6.11 | Лаишевский | 1900 | 1900 | 1900 | 1900 | |||
| 6.12 | Кайбицкий | 1900 | 1900 | 1900 | 1900 | |||
| 6.13 | Шалинский-1 | 1900 | 1900 | 1900 | ||||
| 6.14 | Шалинский-2 | 1900 | 1900 | 1900 | 1900 | |||
| 6.15 | Балтасинский-1 | 1700 | 1700 | 3400 | 5100 | 6800 | 6800 | 6800 |
| 6.16 | Балтасинский-2 | 1700 | 1700 | 3400 | 5100 | 6800 | 6800 | 6800 |
| 6.17 | Балтасинский-3 | 1700 | 1700 | 3400 | 5100 | 6800 | 6800 | 6800 |
| 6.18 | Ковалинский-1 | 1700 | 3400 | 5100 | 6800 | 6800 | 6800 | |
| 6.19 | Ковалинский-2 | 1700 | 3400 | 5100 | 6800 | 6800 | 6800 | |
| 6.20 | Ковалинский-3 | 1700 | 3400 | 5100 | 6800 | 6800 | 6800 | |
| 6.21 | Апастовский | 5100 | 5100 | 5100 | 5100 | |||
| 6.22 | Тетюшский | 5100 | 5100 | 5100 | 5100 | |||
| 7. | ИТОГО конкурсных участков | 17100 | 26200 | 35000 | 69000 | 103600 | 111300 | 111300 |
| 8. | ИТОГО по Республике Татарстан | 130000 | 160000 | 190000 | 200000 | 200000 | 200000 | 200000 |
За счет этого предполагается обеспечить почти треть общего планируемого прироста. Проведение этих работ требует больших аналитических исследований и соответствующего финансирования как НИР, так и ОПР.
4.Со временем все большее значение будут приобретать работы по повышению степени нефтеизвлечения. Доля их в общем приросте увеличится до 17 - 20%. Для этого предусматривается широкое применение ныне отработанных технологий, разработка и испытание технологий третьего и четвертого поколений, способных увеличивать нефтеотдачу при высокой отработанности запасов (обводненность - 95% и более) и при эксплуатации залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти (ТЗН).
Для более полного использования этого направления прироста запасов необходимо государственное финансирование НИР и ОПР по отработке технологий новых поколений и методики оперативного учета прироста извлекаемых запасов, получаемого за счет применения новых технологий нефтеизвлечения.
Также необходимо совершенствование проектирования разработки нефтяных месторождений с целью широкого внедрения современных инновационных технологий, позволяющих повышать нефтеотдачу и за счет этого обеспечивать не только высокую текущую добычу, но и заметное повышение нефтеизвлечения, т.е. прирост извлекаемых запасов нефти без проведения дорогостоящих ГРР.
Это направление требует более пристального внимания нефтяных компаний, институтов и комиссии по разработке нефтяных месторождений. В республике достаточно много объектов, по которым приняты низкие коэффициенты нефтеизвлечения (11 - 18%), а также объектов со средними значениями КИН (20 - 30%). Применение новых технологий позволит повысить КИН по первой категории месторождений до 25%, по второй - до 40 - 45%. Для этого необходимо увеличить финансирование работ из средств бюджета Республики Татарстан с целью разработки новых технологий и методики оперативного учета ежегодного прироста запасов нефти за счет МУН.
Прирост запасов за счет МУН является резервом выполнения задачи воспроизводства запасов в случае неподтверждения перспектив нефтеносности отдельных территорий на западе Республики Татарстан.
Для компенсации отбора нефти в 2006 - 2020 гг. запланировано
прирастить за счет геологоразведочных работ запасов нефти категории
A + B + C в объеме 47,0 млн тонн в 2006 - 2010 гг., 50 млн тонн - в
1
2011 - 2015 гг. и 50 млн тонн - в 2016 - 2020 гг. и обеспечить ежегодный
прирост запасов нефти категорий A + B + C в объеме 26 - 27 млн тонн в
1
течение 2006 - 2010 гг. и 25 млн тонн - после 2010 года. Причем ежегодный
прирост запасов за счет проведения ГРР и мероприятий по повышению
коэффициента извлечения нефти на эксплуатируемых месторождениях должен
составить 10 млн тонн и 5 млн тонн соответственно. Такой сценарий
подготовки запасов нефти сформирован на основе анализа фактических данных
и планов недропользования с учетом освоения нераспределенного фонда недр.Для решения поставленных задач нужно существенно увеличить физические объемы ГРР, а именно удвоить объемы глубокого бурения, объемы сейсморазведочных работ сохранить на уровне 5 тыс. км в год.
Необходимый объем затрат на проведение ГРР за 2006 - 2020 гг. предположительно составит 37,6 млрд рублей, в т.ч. из средств федерального бюджета - 4 млрд рублей и бюджета Республики Татарстан - 3,5 млрд рублей, в том числе по 100 млн рублей ежегодно до 2010 года (табл. 3 приложения). Ежегодные инвестиции в геологоразведочные и опытно-промышленные работы должны составить в среднем 2,5 млрд рублей. В настоящее время они в 1,5 раза меньше. Общие затраты на ГРР в 2005 г. составили 1,5 млрд рублей, в т.ч. 80 млн рублей (5%) - за счет средств федерального бюджета. Основная доля затрат будет приходиться на нефтяные компании.
Основной задачей ГРР, выполняемых за счет средств федерального бюджета, следует считать выявление и оценку потенциальных ресурсов в слабоизученных районах для подготовки новых участков к лицензированию, совершенствование методики ГРР в старых нефтедобывающих районах, проведение фундаментальных исследований по освоению залежей тяжелых нефтей и природных битумов, а также изучению глубинного строения недр и нефтегазоносности нетрадиционных глубокозалегающих объектов.
Основными задачами работ, выполняемых за счет средств бюджета Республики Татарстан, необходимо считать проведение исследований по надежному обеспечению воспроизводства минерально-сырьевой базы как за счет повышения эффективности традиционных ГРР в традиционных объектах нефтеразведки и поиска месторождений углеводородов в нетрадиционных объектах, так и за счет применения новых технологий разработки и повышения нефтеотдачи пластов на действующих месторождениях, в нетрадиционных коллекторах и трудноизвлекаемых запасов на малоэффективных месторождениях, освоение нетрадиционных ресурсов углеводородного сырья (природных битумов).
Вышеуказанные задачи должны решаться за счет бюджетных средств, так как нефтяные компании обычно выделяют средства только на конкретные работы, связанные с приростом запасов и подготовкой месторождений к промышленной разработке старыми, отработанными методами, не заботясь о повышении их эффективности. Тем более ими не финансируются фундаментальные и методические исследования, направленные на устойчивое развитие нефтяной промышленности на длительную перспективу. Основные задачи ГРР могут быть успешно реализованы только при проведении активной работы всех составляющих геологической службы республики, обеспечивающей выполнение следующих мероприятий:
регулирование направлений, видов и объемов ГРР, выполняемых за счет средств федерального бюджета, бюджета Республики Татарстан и собственных средств недропользователей;
ведение мониторинга ресурсной базы углеводородного сырья (запасов, прогнозных и перспективных ресурсов, фонда подготовленных и введенных в бурение поднятий) и осуществление авторского надзора на наиболее важных объектах;
контроль выполнения нефтяными компаниями условий лицензий по уровням добычи и приросту запасов нефти, объемам разведочного и эксплуатационного бурения, проектов разработки месторождений и сроков ввода месторождений в промышленное освоение;
усиление научных исследований с привлечением всех институтов геологического профиля Республики Татарстан, работ по научно-методическому обеспечению и сопровождению геологоразведочного процесса, подготовка рекомендаций по его оптимизации и обоснованию выявления месторождений в районах с неоцененным ресурсным потенциалом;
создание условий для привлечения в сферу недропользования частных инвестиций в виде применения мер по экономическому стимулированию разработки низкорентабельных запасов нефти, поддержанию падающей добычи, внедрению инновационных технологий, повышению нефтеотдачи.
4.Развитие нефтедобычи в Республике Татарстан
Снижение добычи нефти в республике, начавшееся в 1976 г., достигло своего максимума в 1994 г., когда было добыто 23,8 млн тонн нефти.
Темпы падения добычи нефти в первые годы рыночных реформ были в 2 раза ниже, чем в целом по Российской Федерации.
Решающее влияние на развитие нефтедобычи оказали два обстоятельства:
первое - переход на рыночную экономику, в связи с чем в корне изменились условия работы нефтедобывающих предприятий;
второе - заключение Договора Российской Федерации и Республики Татарстан "О разграничении предметов ведения и взаимном делегировании полномочий между органами государственной власти Российской Федерации и органами государственной власти Республики Татарстан". Этот документ повысил заинтересованность республики в увеличении добычи нефти и ее полномочия в реализации этой задачи.
Был принят ряд законов и подзаконных актов по обеспечению налогового стимулирования добычи нефти по трем направлениям: по малодебитным и высокообводненным скважинам, по вводимым новым месторождениям и по новым методам увеличения нефтеотдачи.
Результаты превзошли все смелые прогнозы. В эксплуатацию было введено 36 новых месторождений. При прежних темпах это можно было бы сделать за 30 лет. Нефтяники республики умело использовали свой научно-производственный потенциал для широкого внедрения новых технологий.
Таким образом, дополнительно добыто 44,9 млн тонн нефти (28,7% от общей добычи). Дополнительные налоговые поступления в бюджет составили 13,5 млрд рублей, сохранены в работе 10 тысяч скважин, 18,5 тысячи рабочих мест, экономия составила 15 млрд рублей.
Дополнительная добыча за счет новых методов нефтеизвлечения выросла в 6 раз, а ежегодная дополнительная добыча за счет внедрения всех передовых технологий составила около 40% общей добычи.
Впервые после 30-летней тенденции отставания темпов подготовки новых запасов от темпов нефтедобычи было обеспечено расширенное воспроизводство запасов нефти.
Благодаря мощному импульсу развития, данному вследствие налогового стимулирования, добыча нефти в республике продолжала с 1998 г. неуклонно расти. В 2005 г. добыто 30,7 млн тонн нефти, из которых около 25,3 млн тонн - ОАО "Татнефть". Причем около 19% указанных объемов нефтедобычи добыто за счет современных методов повышения нефтеотдачи пластов.
Компания серьезно занялась повышением эффективности эксплуатационного бурения за счет освоения новых технологий вскрытия пласта, увеличения объемов бурения горизонтальных, горизонтально-разветвленных, многозабойных скважин, что позволило почти в 1,5 раза увеличить дебиты новых скважин. Значительный объем работ выполняется по увеличению добычи из старых малодебитных, высокообводненных скважин за счет бурения боковых горизонтальных стволов.
Работая в сложнейших условиях истощения запасов крупнейших месторождений, обусловивших низкие дебиты скважин, компания, благодаря творческому использованию современных и новейших технологий, увеличила средний дебит нефти с 3,7 до 4,2 тонны в сутки при удержании в течение 16 лет обводненности продукции на уровне 85%, что способствовало устойчивому получению высоких прибылей.
ОАО "Татнефть" проводит большую работу по оптимизации затрат, которая реализуется по 12 специальным программам, в том числе за счет энергоснабжения обеспечена компенсация роста тарифов на электроэнергию на 55%, сэкономлено 150 тыс. тонн условного топлива.
Поступательное развитие нефтяной промышленности в последнее десятилетие стало возможным также за счет бурного развития мелкого предпринимательства в нефтяной промышленности и создания в первый период руководством Республики Татарстан благоприятных стартовых условий для независимых нефтедобывающих компаний.
В настоящее время в нефтяной промышленности Республики Татарстан работают 32 малые нефтяные компании с объемами добычи нефти от 10 до 500 тыс. тонн в год. В основном эти компании были созданы на основании Указа Президента Республики Татарстан от 12 февраля 1997 года N УП-81 "О мерах по увеличению нефтедобычи в Республике Татарстан". Им на конкурсной основе было передано 67 нефтяных месторождений, причем в основном это были маргинальные месторождения с трудноизвлекаемыми запасами, содержащими высокосернистые нефти, большинство из которых были открыты 15 - 30 лет назад.
Создание новых нефтяных компаний в корне изменило ситуацию с добычей нефти в республике: появились новые инновационные технологии, конкуренция, новые методы увеличения нефтеизвлечения и стимуляции нефтедобычи. В 2005 году малыми компаниями добыто более 5,4 млн тонн нефти.
У этих компаний, к сожалению, много проблем, связанных как со сложными горно-геологическими условиями месторождений, так и с отсутствием инфраструктуры и собственных мощностей по переработке нефти. На первых порах республика дала мощный импульс становлению независимых нефтяных компаний, предоставив им льготы на добычу нефти из новых месторождений, а также за счет внедрения новых методов повышения нефтеотдачи и выделения средств на проведение геологоразведочных работ. Это помогло им встать на ноги и развиваться дальше.
В процессе планирования добычи нефти в Республике Татарстан на период до 2020 года были учтены следующие факторы:
высокая степень истощения основных высокопродуктивных эксплуатируемых месторождений (Ромашкинского, Ново-Елховского, Бавлинского, Бондюжского, Первомайского, Сабанчинского), дающих 75% добываемой ОАО "Татнефть" продукции;
чрезвычайно высокая доля (около 80%) в остаточных запасах ОАО "Татнефть" трудноизвлекаемой нефти;
еще более высокая доля (более 90%) в остаточных запасах ННК трудноизвлекаемой нефти;
отсутствие достаточно эффективных современных технологий разработки трудноизвлекаемых запасов нефти и запасов в нетрадиционных коллекторах (для 25% всех текущих извлекаемых запасов);
техногенные изменения коллекторских свойств пластов и насыщающих их флюидов в процессе длительной эксплуатации месторождений в сторону существенного ухудшения, что значительно усложняет условия их разработки и достижения проектной нефтеотдачи;
имеющийся в арсенале нефтяной отрасли набор отработанных современных методов разработки нефтяных месторождений и технологий повышения нефтеизвлечения, а также перспективы развития новых методов увеличения нефтеотдачи.
При планировании объема добычи нефти в Республике Татарстан на территориальном отделении нефтяной секции ЦКР "Роснедра" были рассмотрены проектные документы, работы нефтяных компаний и проектных институтов по анализу состояния разработки и уточнения в порядке авторского надзора уровней добычи нефти и мероприятия по их обеспечению по всем нефтяным месторождениям Республики Татарстан.
Принятые показатели являются базовыми и при изменении геолого-технических, экономических и других условий могут быть изменены с рассмотрением и утверждением в установленном порядке.
Таблица 5
Прогноз
добычи углеводородного сырья в Республике Татарстан
на 2006 - 2020 годы
| Нефтяные компании | Вид работ | 2005 г. | 2006 г. | 2007 г. | 2008 г. | 2009 г. | 2010 г. | 2011 г. | 2012 г. | 2013 г. | 2014 г. | 2015 г. | 2016 г. | 2017 г. | 2018 г. | 2019 г. | 2020 г. |
| 1.1. ОАО "Татнефть", месторождения | добыча | 25395 | 25110 | 25049 | 24972 | 24603 | 24117 | 23565 | 23042 | 22592 | 22048 | 21398 | 20945 | 20400 | 19870 | 19240 | 18650 |
| экс. бурение | 468 | 460 | 460 | 488 | 504 | 505 | 508 | 512 | 511 | 510 | 517 | 514 | 513 | 496 | 483 | 484 | |
| 1.2. Разведка, доразведка и ввод запасов категории C2 + C3 | добыча | 200 | 670 | 950 | 1225 | 1500 | 1900 | 2400 | |||||||||
| экс. бурение | 50 | 87 | 153 | 170 | 197 | 198 | 180 | 170 | |||||||||
| 1. ИТОГО ОАО "Татнефть" | добыча | 25395 | 25110 | 25049 | 24972 | 24603 | 24117 | 23565 | 23042 | 22592 | 22248 | 22068 | 21895 | 21625 | 21370 | 21140 | 21050 |
| экс. бурение | 468 | 460 | 460 | 488 | 504 | 505 | 508 | 512 | 561 | 597 | 670 | 684 | 710 | 694 | 663 | 654 | |
| 2.1. Разрабатываемые месторождения ННК | добыча | 5250 | 5720 | 6040 | 6335 | 6525 | 6663 | 6748 | 6733 | 6695 | 6570 | 6393 | 6190 | 5959 | 5713 | 5470 | 5250 |
| экс. бурение | 415 | 450 | 483 | 463 | 426 | 412 | 372 | 335 | 298 | 243 | 160 | 97 | 71 | 65 | 64 | 57 | |
| 2.2. Разведка, доразведка и ввод запасов категории C2 + C3 | добыча | 100 | 255 | 387 | 495 | 574 | 682 | 789 | 865 | 916 | 987 | 970 | 950 | ||||
| экс. бурение | 70 | 83 | 120 | 153 | 141 | 80 | 70 | 69 | 69 | 56 | 48 | 39 | |||||
| 2. ИТОГО по ННК | добыча | 5250 | 5720 | 6040 | 6335 | 6625 | 6918 | 7135 | 7228 | 7269 | 7252 | 7182 | 7055 | 6875 | 6700 | 6440 | 6200 |
| экс. бурение | 415 | 450 | 483 | 463 | 496 | 495 | 492 | 488 | 439 | 323 | 230 | 166 | 140 | 121 | 112 | 96 | |
| 3. Опоискование прогнозных ресурсов на новых землях и ввод их в разработку | добыча | 50 | 100 | 150 | 200 | 350 | 600 | 850 | |||||||||
| экс. бурение | 40 | 40 | 50 | 50 | 85 | 125 | 150 | ||||||||||
| ИТОГО по Республике Татарстан (нефть) | добыча | 30645 | 30830 | 31089 | 31307 | 31228 | 31035 | 30700 | 30270 | 29860 | 29550 | 29350 | 29100 | 28700 | 28420 | 28180 | 28100 |
| экс. бурение | 883 | 910 | 943 | 951 | 1000 | 1000 | 1000 | 1000 | 1000 | 960 | 940 | 900 | 900 | 900 | 900 | 900 | |
| 4. Ввод в эксплуатацию запасов природных битумов | добыча | 3 | 3 | 7 | 17 | 30 | 65 | 100 | 150 | 300 | 450 | 650 | 800 | 1000 | 1200 | 1420 | 1500 |
| экс. бурение | 0 | 0 | 20 | 30 | 39 | 39 | 40 | 40 | 20 | 20 | |||||||
| ИТОГО по Республике Татарстан | добыча | 30648 | 30833 | 31096 | 31324 | 31258 | 31100 | 30800 | 30420 | 30160 | 30000 | 30000 | 29900 | 29700 | 29620 | 29600 | 29600 |
| экс. бурение | 883 | 910 | 943 | 951 | 1000 | 1000 | 1000 | 1000 | 1020 | 990 | 979 | 939 | 940 | 940 | 920 | 920 |
Прогноз добычи углеводородного сырья в Республике Татарстан на 2006 -
2020 годы приведен в таблице 5.
На рисунках 8, 9 приведены планируемые уровни добычи нефти и
эксплуатационного бурения по ОАО "Татнефть" и ННК как по запасам
промышленных категорий (A + B + C ), так и по перспективным запасам (C ) и
1 2
ресурсам категории C , а на рисунке 10 - воспроизводства
3
минерально-сырьевой базы (далее - ВМСБ). Отдельно выделены объемы добычи и
бурения по новым лицензируемым землям Республики Татарстан без указания
наименования компаний, так как это определяется только после проведения
аукционов.Рис. 8
Рис. 9. Динамика добычи углеводородного сырья
по Республике Татарстан в 2000 - 2010 гг.
Рис. 10. Воспроизводство запасов углеводородного сырья
по Республике Татарстан в 2000 - 2020 гг.
Также отдельно выделены объемы добычи по природным битумам. Но поскольку основные планируемые для освоения участки промышленных битумов (далее - ПБ) расположены на лицензионных участках ОАО "Татнефть", то ответственность за выполнение объемов добычи нефти по Республике Татарстан ложится на ОАО "Татнефть", и объемы добычи ПБ должны быть уточнены ОАО "Татнефть" в ходе проведения опытно-промышленных работ.
Резервом добычи ПБ являются залежи ПБ на лицензионных участках ННК, по которым в 2006 г. должны быть выполнены специальные работы РНТЦ "ВНИИнефть" по освоению с применением достаточно эффективных технологий и расчету прогнозных уровней добычи. Эти объемы добычи ПБ затем будут включены в объемы добычи ННК.
В целом объем работ по ВМСБ (объем геологоразведочных работ и прироста запасов нефти, ПБ, эксплуатационного бурения, добычи углеводородного сырья и др.) территориальное агентство "Татарнедра" должно включить в обязательства ОАО "Татнефть", ННК и других недропользователей при актуализации старых и выдаче новых лицензий на все виды недропользования по углеводородному сырью.
В этом залог выполнения настоящей Программы и правовой легитимности принятых показателей по объектам геологоразведочных работ и добыче углеводородного сырья.
В соответствии с настоящей Программой темпы нефтедобычи в республике должны стабилизироваться на уровне 30 млн тонн.
5.Нефтепереработка
В советское время в Республике Татарстан перерабатывающих мощностей не было создано. Переработку Ромашкинской и других легких девонских нефтей осуществляли Куйбышевские НПЗ и заводы, примыкающие к нефтепроводу "Дружба". А для переработки тяжелых высокосернистых нефтей Татарстана и всей Волго-Уральской нефтегазоносной провинции был построен специальный мощный Кременчугский НПЗ на Украине. Этот завод имел более коррозионно-стойкое оборудование, чем обычно НПЗ, но технология переработки не отличалась от других НПЗ России, перерабатывающих легкие нефти. Специальной переработки тяжелых нефтей с выходом более ценной продукции, соответствующих составу этих нефтей, не было.
Следовательно, все тяжелые, высокосернистые нефти Волго-Уральской провинции не имели соответствующей переработки.
Этот вопрос особо остро встал с переходом на рыночные условия. Это связано с созданием вертикально-интегрированных компаний и лоббированием с целью получения наибольшей выгоды от добычи нефти интересов нефтяных компаний, добывающих легкую, малосернистую нефть. В результате возникла перспектива ввода с 2007 г. так называемого "банка качества". По нему нефтяным компаниям, добывающим тяжелую, сернистую нефть, придется продавать ее по существенно меньшей цене.
В этом отношении нефтяные компании Республики Татарстан являются наиболее уязвимыми, так как доля тяжелых высокосернистых нефтей как в запасах промышленных категорий, так и неопоискованных ресурсах составляет около 75%, а в текущей добыче - 48%, причем эта доля к 2020 г. возрастает до 64% (включая ПБ) (рис. 11).
Рис. 11. Объемы добычи малосернистых нефтей девонских
отложений, тяжелых сернистых нефтей верхних горизонтов
месторождений Республики Татарстан в 2000 - 2020 гг.
Рис. 12. Средневзвешенное содержание серы
в текущих запасах нефти
На рисунках 12, 13 показано распределение месторождений по качеству. Все это требует в приоритетном порядке организации в республике собственной переработки именно тяжелых, высокосернистых нефтей. С этой целью было принято решение о строительстве Нижнекамского нефтеперерабатывающего завода (далее - НПЗ). В 2004 г. ОАО "Татнефть" был построен и введен в эксплуатацию базовый комплекс Нижнекамского НПЗ, который перешел в ОАО "ТАИФ".
Рис. 13. Структура добычи нефти в 2000 году
В 2005 г. ОАО "ТАИФ" завершило строительство комплекса каталитического крекинга вакуумного газойля с получением товарного автобензина для обеспечения потребности Республики Татарстан в высококачественном бензине собственного производства.
Строительство данного комплекса позволит оптимальным образом и с минимальными издержками осуществлять производство и реализацию продуктов переработки вакуумного газойля.
Планируемый объем производства продуктов переработки вакуумного газойля на установке каталитического крекинга ОАО "ТАИФ" составит 884,6 тыс. тонн в год, в том числе автобензинов - 531,3 тыс. тонн, пропан-пропиленовой и бутан-бутиленовой фракции - до 127,6 тыс. тонн в год.
Но задача даже частичного использования тяжелых нефтей здесь пока не решена, так как Нижнекамский НПЗ работает на самом лучшем из добываемого сырья (плотность нефти - до 0,862 г/куб. см, содержание общей серы - до 1,8%).
Поэтому принято решение в первом полугодии 2006 г. ОАО "ТАИФ" совместно с ОАО "Татнефтехиминвест-холдинг" подготовить программу реконструкции всех действующих установок нефтепереработки в г. Нижнекамске, включая ЭЛОУ-АВТ-7, и ее реконструкции в течение 2006 - 2009 гг. в целях обеспечения переработки тяжелых, высокосернистых нефтей Татарстана в объеме 7 млн тонн в год.
Также принято решение о проектировании и строительстве комплекса новых установок по переработке тяжелых нефтей мощностью 7 млн тонн в год. В состав комплекса войдут три взаимосвязанные группы производств топливного и нефтехимического профиля, завершение строительства планируется в 2010 году. На первом этапе стоимостью 1,3 млрд долларов США предполагается построить НПЗ мощностью 7 млн тонн высокосернистой нефти, включающий установки первичной переработки нефти, гидроочистки продуктов, гидрокрекинга вакуумного газойля, позволяющие получать до 2,5 млн тонн в год дизельного топлива и 800 тыс. тонн в год керосина, а также блок ароматических углеводородов. Параллельно планируется запустить завод глубокой переработки нефти (ЗГПН, стоимость - 1,3 млрд долларов США), включающий установку по выпуску до 850 тыс. тонн автомобильных бензинов методом каталитического крекинга. Третий - нефтехимический комплекс стоимостью 600 млн долларов США - рассчитан на выпуск 250 тыс. тонн полиэтилентерефталата (ПЭТФ), 80 тыс. тонн алкилбензолов (ЛАБ), а также 200 тыс. тонн в год полипропилена. Сырьем для ПЭТФ и ЛАБ станут получаемые на НПЗ параксилол и бензол, для полипропилена - вырабатываемый на ЗГПН пропилен. В целом же КННЗ будет способен производить около 20 видов продуктов глубокой переработки нефти и свыше 250 наименований нефтехимической продукции.
Среди прочих продуктов Нижнекамский НПЗ будет производить дизельное топливо европейского качества - 2,5 млн тонн в год, авиационный керосин - более 800 тыс. тонн, высокооктановые бензины - до 800 тыс. тонн, полипропилен - 200 тыс. тонн, полиэтилен терефталат - 250 тыс. тонн, линейные алкилбензолы - 80 тыс. тонн, а также до 500 тыс. тонн сырья для дальнейшей переработки - это прямогонный бензин, пропан, бутан, изобутан.
Для решения проблемы повышения эффективности добычи и конкурентоспособности тяжелых нефтей с плотностью более 0,9 г/куб. см и содержанием серы 3,5 - 4% в настоящее время ЗАО "Нефтеконсорциум" прорабатывает вопрос организации строительства НПЗ для переработки особо высокосернистых нефтей, добываемых ННК, мощностью по сырью 3 млн. тонн в год по специальным, наиболее эффективным технологиям конкретно для такого состава нефтей.
Со строительством всех этих мощностей в 2010 г. в Республике Татарстан планируется решить проблему эффективного использования практически всех тяжелых нефтей.
Завершение создания нефтеперерабатывающих комплексов должно обеспечить ежегодную переработку в Республике Татарстан 17 млн тонн нефтяного сырья. При этом глубина переработки должна увеличиться к 2020 году до 76 - 80%.
6.Состояние и проблемы освоения месторождений природных битумов в Республике Татарстан
6.1.Сырьевая база природных битумов Республики Татарстан
Природные битумы (ПБ) - это в разной степени окисленные высоковязкие нефти жидкой, полужидкой и твердой консистенции (вязкость от 600 тыс. до 440 млн мПас) с высоким содержанием серы (3,7 - 7%), масел (от 5 до 88%), смол (от 8,7 до 5,7%) и асфальтенов (от 3,3 до 6,1%). В отличие от нефти они характеризуются повышенным содержанием ванадия, никеля, молибдена и значительно меньшим (до 25%) содержанием бензиновых и дизельных фракций.
В отношении используемой терминологии необходимо отметить, что ряд исследователей значительную часть месторождений природных битумов Татарстана относит к тяжелым нефтям. С точки зрения классических химиков и переработчиков, с этим, вероятно, можно бы и согласиться. Однако в нашем случае, когда необходимо комплексное решение проблемы, начиная с вопросов геологии и разработки месторождений ПБ и кончая использованием этого сырья, очевидно, основную часть (более 90%) залежей углеводородов в пермских отложениях Татарстана следует относить к ПБ. Это объясняется особенностями геологического строения залежей, а именно условиями их формирования, последующего разрушения и переформирования. Последнее связано прежде всего с близостью залежей к дневной поверхности и большей их раскрытости. В результате, в отличие от классических нефтяных залежей, мы имеем здесь не только сравнительно низкую насыщенность, но и наличие в теле залежей водоносных прослоев. Нередко залежи ПБ, простираясь за пределы структур, образуют так называемые "битумные поля". Огромные значения вязкости ПБ также подходят к международному определению, в котором к ПБ отнесены залежи УВС с вязкостью более 10000 мПас.
Все это требует совершенно новых подходов к методам поисково-разведочных работ, подсчета запасов и разработки этих месторождений, существенно отличным от классических залежей тяжелых нефтей.
Да и особенности переработки, обусловленные существенно большим содержанием металлов и серы для получения большей добавленной стоимости, требуют совершенно новых технологий.
Поэтому не случайно в ряде постановлений Государственного комитета по науке и технике СССР говорится о залежах ПБ в Татарии. А это путь к признанию нынешними властями России залежей ПБ в пермских отложениях Татарстана в качестве альтернативных источников углеводородного сырья (УВС), требующих своих подходов и другого налогового поля к их разработке. Не случайно в Татарстане за более чем 30 лет были разработаны специальные методы и инструкции по геологическому изучению, подготовке к разработке и добыче этих ПБ.
Целенаправленное изучение ПБ в республике начато в 1970 году. В настоящее время на территории республики выявлено более 450 залежей природных битумов, приуроченных к нижнепермскому, уфимскому, нижне- и верхнеказанским битумоносным осадочным комплексам пермской системы. Они расположены в пределах Мелекесской впадины и на западном склоне Южно-Татарского свода. Наиболее крупные по размерам и запасам залежи природных битумов сосредоточены в отложениях уфимского яруса Ашальчинской битумоносной зоны (рис. 14, 15). Залежи по условиям залегания пластовые. Мощности продуктивности пластов колеблются от нескольких единиц метров до 25 - 30 м. Глубина залегания от дневной поверхности - до 250 - 400 м.
Несмотря на свои ценные свойства, ПБ до сих пор не нашли широкого применения в качестве сырья для химической промышленности и при выработке тепловой и электрической энергии. Опытно-промышленная добыча ПБ осуществляется на Мордово-Кармальском и Ашальчинском месторождениях. Основная добыча битумов велась методом внутрипластового горения и с помощью термогазового генератора. За 15 лет добыто около 200 тыс. тонн битумов, которые использовались главным образом для изготовления асфальта и производства антикоррозийного лака на Шугуровском нефтебитумном заводе.
В условиях уменьшения активных запасов нефти проблема освоения альтернативных топливно-энергетических ресурсов, каковыми являются ПБ, весьма актуальна не только для Республики Татарстан. Однако освоение битумных месторождений сдерживается из-за высокой обеспеченности республики запасами нефтей, проблем с их изучением и минимизированием затрат на их извлечение, проблем транспорта и использования добываемого сырья.
Республика Татарстан занимает ведущую позицию в Российской Федерации
по потенциальным ресурсам ПБ, которые оцениваются в пределах от 1,4 до 7
млрд тонн. Государственным балансом по состоянию на 01.01.2006 учтено 11
месторождений ПБ с запасами категорий B + C + C в количестве 69,5 млн
1 2
тонн, в т.ч. с извлекаемыми - 24,4 млн тонн. Кроме того, детально
разведано 5 месторождений с балансовыми запасами 20,7 млн тонн с
извлекаемыми - 8,8 млн тонн (таблица 6).Таблица 6
Официально утвержденные запасы природных битумов
в пермских отложениях Республики Татарстан
по состоянию на 01.01.2006
| Битумоносный комплекс | Запасы балансовые/извлекаемые, тыс. тонн | ||
| B + C 1 | C 2 | Всего | |
| Казанский | - | 136375 | 136375 |
| Уфимский | 94581 ------34944 | 59161 | 153742 |
| Нижнепермский | - | 6300 | 6300 |
| Всего: | 94581 ------34944 | 201836 | 296417 |
Проблема освоения природных битумов актуальна как для Республики Татарстан, так и для других регионов Российской Федерации.
Поисковые работы на пермские битумы в Республике Татарстан проводились с 40-х годов (целенаправленные - с конца 70-х), но в основном попутно, при структурном бурении, большей частью без опробований, без отбора керна. Тем не менее, к настоящему времени закартировано 343 поднятия с различной степенью изученности ПБ.
Рис. 14. Карта перспектив битумоносности
Республики Татарстан
Рис. 15. Схема расположения первоочередных для освоения
месторождений ПБ РТ
В районе, где в настоящее время ведутся геологоразведочные и опытно-промышленные работы, находятся 58 месторождений ПБ с геологическими запасами, равными 195,7 млн тонн. Выбор месторождений обосновывается наилучшей изученностью уфимского битумоносного комплекса по сравнению с другими битумоносными комплексами Республики Татарстан, наиболее рентабельными технико-экономическими показателями их разработки, проведением начиная с 1978 г. опытно-промышленных работ (ОПР) по добыче ПБ на Мордово-Кармальском, Ашальчинским месторождениях, созданием значительного количества технологий и технических средств для поиска, разведки месторождений ПБ, добычи и переработки продукции.
Эти месторождения сосредоточены в терригенных коллекторах шешминского горизонта уфимского яруса в пределах западного склона Южно-Татарского свода (таблица 7).
Таблица 7
Список групп и месторождений природных битумов
для первоочередной разработки
┌─────────────┬──────────────────────────┬────────────┬───────────────────┐
│Наименование │ Наименование │ Запасы, │ Степень │
│ групп │ месторождений │балансовые/ │ разведанности │
│ │ │извлекаемые,│ │
│ │ │ тыс. тонн │ │
├─────────────┼──────────────────────────┼────────────┼───────────────────┤
│ 1 │ 2 │ 3 │ 4 │
├─────────────┼──────────────────────────┼────────────┼───────────────────┤
│ - │Мордово-Кармальское │3730/1134 │ ОПР │
├─────────────┼──────────────────────────┼────────────┼───────────────────┤
│ - │Ашальчинское │10248/3669 │ ОПР (консерв.) │
├─────────────┼──────────────────────────┼────────────┼───────────────────┤
│ Северная │Студено-Ключевское │8624/2942 │ д.р. │
│ ├──────────────────────────┼────────────┼───────────────────┤
│ │Олимпиадовское │2737/856 │ д.р. │
│ ├──────────────────────────┼────────────┼───────────────────┤
│ │Краснополянское │324/101 │ д.р. │
│ ├──────────────────────────┼────────────┼───────────────────┤
│ │Аверьяновское │4546/1886 │ д.р. │
│ ├──────────────────────────┼────────────┼───────────────────┤
│ │Грядинское │4762/2099 │ д.р. │
│ ├──────────────────────────┼────────────┼───────────────────┤
│ │Екатериновское │3223/1415 │ д.р. │
│ ├──────────────────────────┼────────────┼───────────────────┤
│ │Архангельское │5160/2147 │ д.р. │
│ ├──────────────────────────┼────────────┼───────────────────┤
│ │Лебединское │1616/533 │ п.р. │
│ ├──────────────────────────┼────────────┼───────────────────┤
│ │Пойменное │1631/538 │ п.р. │
│ ├──────────────────────────┼────────────┼───────────────────┤
│ │Западно-Шегурчинское │1014/335 │ п.р. │
│ ├──────────────────────────┼────────────┼───────────────────┤
│ │Новотроицкое │779/257 │ п.р. │
│ ├──────────────────────────┼────────────┼───────────────────┤
│ │Южно-Шегурчинское │1550/512 │ п.р. │
│ ├──────────────────────────┼────────────┼───────────────────┤
│ │Никольское │437/144 │ п.о. │
├─────────────┴──────────────────────────┼────────────┼───────────────────┤
│ Всего по Северной группе: │36403/13765 │ 7 д.р., 5 п.р., 1 │
├─────────────┬──────────────────────────┼────────────┼───────────────────┤
│ Центральная │Нижне-Кармальское │13670/4783 │ д.р. │
│ ├──────────────────────────┼────────────┼───────────────────┤
│ │Южно-Ашальчинское │5268/1823 │ д.р. │
│ ├──────────────────────────┼────────────┼───────────────────┤
│ │Каменское │6106/2198 │ д.р. │
│ ├──────────────────────────┼────────────┼───────────────────┤
│ │Северо-Ашальчинское │4250/1768 │ д.р. │
│ ├──────────────────────────┼────────────┼───────────────────┤
│ │Северо-Кармалинское │2480/957 │ д.р. │
│ ├──────────────────────────┼────────────┼───────────────────┤
│ │Больше-Каменское │920/340 │ д.р. │
│ ├──────────────────────────┼────────────┼───────────────────┤
│ │Туйметкинское │1659/614 │ д.р. │
│ ├──────────────────────────┼────────────┼───────────────────┤
│ │Дальнеивановское │828/273 │ п.р. │
│ ├──────────────────────────┼────────────┼───────────────────┤
│ │Сиреневское │2335/771 │ п.р. │
│ ├──────────────────────────┼────────────┼───────────────────┤
│ │Весеннее │2418/798 │ п.р. │
│ ├──────────────────────────┼────────────┼───────────────────┤
│ │Полянское │488/161 │ п.р. │
│ ├──────────────────────────┼────────────┼───────────────────┤
│ │Беркет-Ключевское │321/106 │ п.р. │
│ ├──────────────────────────┼────────────┼───────────────────┤
│ │Окраинное │1279/422 │ п.р. │
│ ├──────────────────────────┼────────────┼───────────────────┤
│ │Правобережное │296/98 │ п.р. │
│ ├──────────────────────────┼────────────┼───────────────────┤
│ │Ольхово-Южно-Чумачкинское │ │ │
│ ├──────────────────────────┼────────────┼───────────────────┤
│ │верхний пласт │500/165 │ п.р. │
│ ├──────────────────────────┼────────────┤ │
│ │нижний пласт │769/254 │ │
│ ├──────────────────────────┼────────────┼───────────────────┤
│ │Кармалинское │ │ │
│ ├──────────────────────────┼────────────┤ │
│ │верхний пласт │3957/1464 │ д.р. │
│ ├──────────────────────────┼────────────┤ │
│ │нижний пласт │1035/383 │ │
│ ├──────────────────────────┼────────────┼───────────────────┤
│ │Мельничное │4762/1571 │ п.р. │
│ ├──────────────────────────┼────────────┼───────────────────┤
│ │Восточно-Чумачкинское │4922/1624 │ п.р. │
│ ├──────────────────────────┼────────────┼───────────────────┤
│ │Левобережное │1827/603 │ п.р. │
│ ├──────────────────────────┼────────────┼───────────────────┤
│ │Туйское │1722/568 │ п.о. │
│ ├──────────────────────────┼────────────┼───────────────────┤
│ │Тереховое │1055/348 │ п.о. │
│ ├──────────────────────────┼────────────┼───────────────────┤
│ │Западно-Каменское │462/152 │ п.о. │
│ ├──────────────────────────┼────────────┼───────────────────┤
│ │Руцкое │180/59 │ п.о. │
│ ├──────────────────────────┼────────────┼───────────────────┤
│ │Красногорское │390/129 │ п.о. │
├─────────────┴──────────────────────────┼────────────┼───────────────────┤
│ Всего по Центральной группе: │63899/22432 │ 8 д.р., 11 п.р., │
│ │ │ 5 п.о. │
├─────────────┬──────────────────────────┼────────────┼───────────────────┤
│ Южная │Утямышское │2264/883 │ д.р. │
├─────────────┼──────────────────────────┼────────────┼───────────────────┤
│ │Ново-Чегодайское │5633/2512 │ д.р. │
│ ├──────────────────────────┼────────────┼───────────────────┤
│ │Минсалихское │1381/510 │ д.р. │
│ ├──────────────────────────┼────────────┼───────────────────┤
│ │Морозное │7462/2761 │ д.р. │
│ ├──────────────────────────┼────────────┼───────────────────┤
│ │Нижнее │1743/575 │ п.р. │
│ ├──────────────────────────┼────────────┼───────────────────┤
│ │Родниковское │ │ │
│ ├──────────────────────────┼────────────┤ │
│ │верхний пласт │914/302 │ п.р. │
│ ├──────────────────────────┼────────────┤ │
│ │нижний пласт │277/91 │ │
│ ├──────────────────────────┼────────────┼───────────────────┤
│ │Дымное │ │ │
│ ├──────────────────────────┼────────────┤ │
│ │юго-восточная залежь │1636/540 │ п.р. │
│ ├──────────────────────────┼────────────┤ │
│ │северо-западная залежь │1421/469 │ │
│ ├──────────────────────────┼────────────┼───────────────────┤
│ │Клубничное │1020/337 │ п.р. │
│ ├──────────────────────────┼────────────┼───────────────────┤
│ │Верхне-Кармальское │6025/2229 │ д.р. │
│ ├──────────────────────────┼────────────┼───────────────────┤
│ │Верхнее │2178/807 │ д.р. │
│ ├──────────────────────────┼────────────┼───────────────────┤
│ │Историческое │1012/334 │ п.р. │
│ ├──────────────────────────┼────────────┼───────────────────┤
│ │Туманное │286/94 │ п.о. │
│ ├──────────────────────────┼────────────┼───────────────────┤
│ │Лагунное │385/127 │ п.о. │
│ ├──────────────────────────┼────────────┼───────────────────┤
│ │Вьюжное-1 │265/87 │ п.о. │
│ ├──────────────────────────┼────────────┼───────────────────┤
│ │Вьюжное-2 │663/219 │ п.о. │
│ ├──────────────────────────┼────────────┼───────────────────┤
│ │Южно-Кармалинское │783/258 │ п.о. │
│ ├──────────────────────────┼────────────┼───────────────────┤
│ │Смородиновое │ │ │
│ ├──────────────────────────┼────────────┤ │
│ │верхний пласт │852/281 │ п.о. │
│ ├──────────────────────────┼────────────┤ │
│ │нижний пласт │95/31 │ │
│ ├──────────────────────────┼────────────┼───────────────────┤
│ │Самарское │1548/511 │ п.о. │
│ ├──────────────────────────┼────────────┼───────────────────┤
│ │Жаркое │845/279 │ п.о. │
├─────────────┴──────────────────────────┼────────────┼───────────────────┤
│ Всего по Южной группе: │38688/14237 │ 6 д.р., 5 п.р., │
│ │ │ 8 п.о. │
├────────────────────────────────────────┼────────────┼───────────────────┤
│ ИТОГО: по трем группам │138990/50434│ 21 д.р., │
│ по пяти участкам │152968/55237│ 21 п.р., 14 п.о. │
└────────────────────────────────────────┴────────────┴───────────────────┘
Примечание: запасы категорий B + C + C
1 2д.р. - детально разведанное месторождение;
п.р. - предварительно разведанное месторождение;
п.о. - предварительно оцененное месторождение.
Детально разведаны 24 месторождения с балансовыми запасами в размере 112,091 млн тонн, извлекаемыми - 41,887 млн тонн (Мордово-Кармальское, Ашальчинское, Подлесное, Студено-Ключевское, Олимпиадовское, Краснополянское, Каменское, Южно-Ашальчинское, Утямышское, Грядинское, Аверьяновское, Северо-Ашальчинское, Екатериновское, Архангельское, Ново-Чегодайское, Северо-Кармалинское, Туйметкинское, Больше-Каменское, Кармалинское, Верхне-Кармальское, Минсалихское, Нижне-Кармальское, Верхнее, Морозное).
Предварительно разведано 21 месторождение с балансовыми запасами в размере 35,358 млн тонн, извлекаемыми - 11,669 млн тонн (Пойменное, Западно-Шегурчинское, Южно-Шегурчинское, Лебединское, Новотроицкое, Дальнеивановское, Сиреневское, Весеннее, Полянское, Беркет-Ключевское, Окраинное, Правобережное, Ольхово-Южно-Чумачкинское, Мельничное, Восточно-Чумачкинское, Левобережное, Нижнее, Дымное, Родниковское, Историческое, Клубничное).
Предварительно оценены 14 месторождений с балансовыми ресурсами в размере 9,968 млн тонн, извлекаемыми - 3,287 млн тонн (Туйское, Тереховое, Западно-Каменское, Руцкое, Красногорское, Туманное, Жаркое, Лагунное, Южно-Кармалинское, Вьюжное-1, Вьюжное-2, Смородиновое, Самарское, Никольское).
На 01.01.2004 балансовые запасы категории B + C + C по 19
1 2
месторождениям: Мордово-Кармальскому, Олимпиадовскому, Нижне-Кармальскому,
Студено-Ключевскому, Ашальчинскому, Краснополянскому, Каменскому,
Южно-Ашальчинскому, Утямышскому, Грядинскому, Аверьяновскому,
Архангельскому, Екатериновскому, Ново-Чегодайскому, Северо-Кармалинскому,
Северо-Ашальчинскому, Кармалинскому, Минсалихскому и Верхнему составляют
94,581 тыс. тонн, извлекаемые - 34,944 тыс. тонн.6.2.Меры по наращиванию разведанных запасов природных битумов
Подготовленные к настоящему времени запасы ПБ обеспечивают их добычу на прогнозируемый период. Но, думая о более дальней перспективе ТО ЦКР "Роснедра", Научный совет по геологии и разработке нефтяных месторождений совместно с ОАО "РНТЦ "ВНИИнефть" разработал мероприятия, направленные на дальнейшее наращивание развязанных запасов ПБ в Татарстане.
В 2005 году ОАО "Татнефть" на Ашальчинском месторождении природных битумов проведены работы по бурению трех разведочных скважин, отобран керновый материал и пробы, проведены комплексные лабораторные исследования фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и физико-химических свойств флюидов, уточнены запасы по месторождениям ПБ, начаты работы по строительству горизонтальных скважин для добычи битумов с применением новых методов и технологий.
В 1999 - 2002 гг. в ОАО "РНТЦ "ВНИИнефть" составлены проекты доразведки для 26 месторождений ПБ. По состоянию на 01.01.2004 восемь месторождений подготовлены к освоению и разработке, на семи проводятся разведочные работы; на одиннадцати - данные работы не начаты (Лебединское, Нижнее, Мельничное, Восточно-Шешминкинское, Восточно-Чумачкинское, Южно-Шегурчинское, Сиреневское, Весеннее, Окраинное, Дымное, Сахаровское).
На основе анализа состояния сырьевой базы и в зависимости от эффективности ранее выполненных геологоразведочных работ за счет средств лицензодержателей ОАО "РНТЦ "ВНИИнефть" были выделены 24 предварительно разведанных месторождения и 19 битумоскоплений (таблица 8). Реализация намеченных объемов геологоразведочных работ (таблица 9) позволит создать все необходимые предпосылки для оптимальной добычи природных битумов. Прирост запасов ПБ за рассматриваемый период составит 50 млн тонн.
Необходима дальнейшая комплексная реализация мероприятий, направленных на наращивание разведанных запасов альтернативного источника углеводородного сырья - ПБ как по ОАО "Татнефть", так и по Республике Татарстан в целом.
Таблица 8
Месторождения ПБ
┌───┬───────────────────┬──────────┬──────────────────────────────────────┐ │ N │ Месторождения │Категория │ Запасы, тыс. тонн │ │п/п│ │ запасов ├───────────────────┬──────────────────┤ │ │ │ │ балансовые │ извлекаемые │ ├───┼───────────────────┼──────────┼───────────────────┼──────────────────┤ │ 1 │ 2 │ 3 │ 4 │ 5 │ ├───┼───────────────────┼──────────┼───────────────────┼──────────────────┤ │1. │Мордово- │B + C + C │3730, в том числе: │1134, в том числе:│ │ │Кармальское │ 1 2│1520 - B; │462 - B; │ │ │ │ │1815 - C ; │552 - C ; │ │ │ │ │ 1 │ 1 │ │ │ │ │395 - C │120 - C │ │ │ │ │ 2 │ 2 │ ├───┼───────────────────┼──────────┼───────────────────┼──────────────────┤ │2. │Ашальчинское │B + C + C │10248, в том числе:│3669, в том числе:│ │ │ │ 1 2│1043 - B; │374 - B; │ │ │ │ │8448 - C ; │3024 - C ; │ │ │ │ │ 1 │ 1 │ │ │ │ │757 - C │271 - C │ │ │ │ │ 2 │ 2 │ ├───┼───────────────────┼──────────┼───────────────────┼──────────────────┤ │3. │Нижне-Кармальское │C │13670 - C │4783 - C │ │ │ │ 1 │ 1 │ 1 │ ├───┼───────────────────┼──────────┼───────────────────┼──────────────────┤ │4. │Подлесное │C + C │4449, в том числе: │1606, в том числе:│ │ │ │ 1 2 │3847 - C ; │1389 - C ; │ │ │ │ │ 1 │ 1 │ │ │ │ │602 - C │217 - C │ │ │ │ │ 2 │ 2 │ ├───┼───────────────────┼──────────┼───────────────────┼──────────────────┤ │5. │Студено-Ключевское │C │8624 - C │2942 - C │ │ │ │ 1 │ 1 │ 1 │ ├───┼───────────────────┼──────────┼───────────────────┼──────────────────┤ │6. │Олимпиадовское │C + C │2737, в том числе: │856, в том числе: │ │ │ │ 1 2 │2481 - C ; │776 - C ; │ │ │ │ │ 1 │ 1 │ │ │ │ │256 - C │80 - C │ │ │ │ │ 2 │ 2 │ ├───┼───────────────────┼──────────┼───────────────────┼──────────────────┤ │7. │Краснополянское │C │324 - C │101 - C │ │ │ │ 1 │ 1 │ 1 │ ├───┼───────────────────┼──────────┼───────────────────┼──────────────────┤ │8. │Каменское │C + C │6106, в том числе: │2198, в том числе:│ │ │ │ 1 2 │5323 - C ; │1916 - C ; │ │ │ │ │ 1 │ 1 │ │ │ │ │783 - C │282 - C │ │ │ │ │ 2 │ 2 │ ├───┼───────────────────┼──────────┼───────────────────┼──────────────────┤ │9. │Южно-Ашальчинское │C │5268 - C │1823 - C │ │ │ │ 1 │ 1 │ 1 │ ├───┼───────────────────┼──────────┼───────────────────┼──────────────────┤ │10.│Утямышское │C + C │2264, в том числе: │883, в том числе: │ │ │ │ 1 2 │2045 - C ; │798 - C ; │ │ │ │ │ 1 │ 1 │ │ │ │ │219 - C │85 - C │ │ │ │ │ 2 │ 2 │ ├───┼───────────────────┼──────────┼───────────────────┼──────────────────┤ │11.│Грядинское │C + C │4762, в том числе: │2099, в том числе:│ │ │ │ 1 2 │3981 - C ; │1755 - C ; │ │ │ │ │ 1 │ 1 │ │ │ │ │781 - C │344 - C │ │ │ │ │ 2 │ 2 │ │ │ │ │в водоохранной зоне│в водоохранной│ │ │ │ │р. Секинель - │зоне - 86 - C │ │ │ │ │C - 195 │ 1 │ │ │ │ │ 1 │ │ ├───┼───────────────────┼──────────┼───────────────────┼──────────────────┤ │12.│Аверьяновское │C │4546, │1886 │ │ │ │ 1 │в санитарно- │83 - в санитарно-│ │ │ │ │защитной зоне - │защитной зоне - C │ │ │ │ │201 - C │ 1│ │ │ │ │ 1 │ │ ├───┼───────────────────┼──────────┼───────────────────┼──────────────────┤ │13.│Северо- │C + C │4250, в том числе: │1768, в том числе:│ │ │Ашальчинское │ 1 2 │3998 - C ; │1663 - C ; │ │ │ │ │ 1 │ 1 │ │ │ │ │252 - C │105 - C │ │ │ │ │ 2 │ 2 │ │ │ │ │в водоохранной зоне│1057, в том числе:│ │ │ │ │р. Шешма - │в водоохранной │ │ │ │ │2427 - C ; │зоне 1010 - C ; │ │ │ │ │ 1 │ 1 │ │ │ │ │112 - C │47 - C │ │ │ │ │ 2 │ 2 │ ├───┼───────────────────┼──────────┼───────────────────┼──────────────────┤ │14.│Екатериновское │C │3223 - C │1415 - C │ │ │ │ 1 │ 1 │ 1 │ ├───┼───────────────────┼──────────┼───────────────────┼──────────────────┤ │15.│Архангельское │C + C │5160, в том числе: │2147, в том числе:│ │ │ │ 1 2 │3735 - C ; │1554 - C ; │ │ │ │ │ 1 │ 1 │ │ │ │ │1425 - C │593 - C │ │ │ │ │ 2 │ 2 │ ├───┼───────────────────┼──────────┼───────────────────┼──────────────────┤ │16.│Ново-Чегодайское │C + C │6590, в том числе: │2939, в том числе:│ │ │ │ 1 2 │4902 - C ; │2186 - C ; │ │ │ │ │ 1 │ 1 │ │ │ │ │1688 - C │753 - C │ │ │ │ │ 2 │ 2 │ ├───┼───────────────────┼──────────┼───────────────────┼──────────────────┤ │17.│Северо-Кармалинское│C │2480 - C │957 - C │ │ │ │ 1 │ 1 │ 1 │ ├───┼───────────────────┼──────────┼───────────────────┼──────────────────┤ │18.│Верхнее │C │2178 │807 │ │ │ │ 1 │ │ │ ├───┼───────────────────┼──────────┼───────────────────┼──────────────────┤ │19.│Минсалихское │C + C │1381, в том числе: │510, в том числе: │ │ │ │ 1 2 │1374 - C ; │507 - C ; │ │ │ │ │ 1 │ 1 │ │ │ │ │7 - C │3 - C │ │ │ │ │ 2 │ 2 │ ├───┼───────────────────┼──────────┼───────────────────┼──────────────────┤ │20.│Кармалинское │C │4992 │1849 │ │ │(двухпластовое) │ 2 │ │ │ ├───┼───────────────────┼──────────┼───────────────────┼──────────────────┤ │21.│Туйметкинское │C │1659 │614 │ │ │ │ 2 │ │ │ ├───┼───────────────────┼──────────┼───────────────────┼──────────────────┤ │22.│Большекаминское │C │920 │340 │ │ │ │ 2 │ │ │ ├───┼───────────────────┼──────────┼───────────────────┼──────────────────┤ │23.│Верхне-Кармальское │C │6025 │2229 │ │ │ │ 2 │ │ │ ├───┼───────────────────┼──────────┼───────────────────┼──────────────────┤ │24.│Морозное │C │7462 │2761 │ │ │ │ 2 │ │ │ ├───┼───────────────────┼──────────┼───────────────────┼──────────────────┤ │ │Итого: │B + C + C│112091 │41887 │ │ │ │ 1 2│ │ │ │ │ │B │2563 │836 │ │ │ │C │81522 │30504 │ │ │ │ 1 │ │ │ │ │ │C │28006 │10547 │ │ │ │ 2 │ │ │ └───┴───────────────────┴──────────┴───────────────────┴──────────────────┘
Таблица 9
Основные показатели геологоразведочных работ
на природные битумы в Республике Татарстан
в 2006 - 2020 гг.
┌───┬────────────────┬───────┬─────────────────────────────────────────────────────┬─────────┬──────┐ │ N │ Месторождение, │ Коли- │ Виды и объемы работ │ Прирост │Объемы│ │п/п│битумоскопление │чество ├──────┬──────┬───────┬───────┬──────┬───────┬────────┤ запасов │инвес-│ │ │ │разве- │Буре- │Испы- │ ГИС │ ГИС │Гидро-│Лабора-│Исследо-│кат. C │тиций,│ │ │ │данных │ ние, │тание │масштаб│масштаб│геоло-│торные │ вания │ 1 │ тыс. │ │ │ │скважин│метров│плас- │1:500, │1:200, │гичес-│иссле- │состава,│ балан- │рублей│ │ │ │ │ │ тов, │метров │метров │ кие │дования│физико- │ совые/ │ │ │ │ │ │ │объект│ │ │иссле-│ ФЕС, │ хими- │ извле- │ │ │ │ │ │ │ │ │ │дова- │объект │ческих и│ каемые, │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ ния, │ │товарных│тыс. тонн│ │ │ │ │ │ │ │ │ │объект│ │свойств │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ ПБ, │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ анализ │ │ │ ├───┼────────────────┼───────┼──────┼──────┼───────┼───────┼──────┼───────┼────────┼─────────┼──────┤ │ 1 │ 2 │ 3 │ 4 │ 5 │ 6 │ 7 │ 8 │ 9 │ 10 │ 11 │ 12 │ ├───┼────────────────┼───────┼──────┼──────┼───────┼───────┼──────┼───────┼────────┼─────────┼──────┤ │1 │Кармалинское --- │ - │ - │ 2 │ - │ - │ - │ - │ 6 │3938/1575│ 3700 │ ├───┼────────────────┼───────┼──────┼──────┼───────┼───────┼──────┼───────┼────────┼─────────┼──────┤ │1. │Минсалихское │ - │ - │ 1 │ - │ - │ - │ - │ 3 │1493/573 │ 1900 │ ├───┼────────────────┼───────┼──────┼──────┼───────┼───────┼──────┼───────┼────────┼─────────┼──────┤ │2. │Кармалинское │ - │ - │ 2 │ - │ - │ - │ - │ 6 │3938/1575│ 3700 │ ├───┼────────────────┼───────┼──────┼──────┼───────┼───────┼──────┼───────┼────────┼─────────┼──────┤ │3. │Морозное --- │ - │ - │ - │ - │ - │ - │ - │ - │5970/2388│ 700 │ ├───┼────────────────┼───────┼──────┼──────┼───────┼───────┼──────┼───────┼────────┼─────────┼──────┤ │4. │Верхне- │ - │ - │ 2 │ - │ - │ - │ - │ 6 │4820/1928│ 3700 │ │ │Кармальское --- │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ ├───┼────────────────┼───────┼──────┼──────┼───────┼───────┼──────┼───────┼────────┼─────────┼──────┤ │5. │Верхнее --- │ - │ - │ 1 │ - │ - │ - │ - │ 3 │2178/882 │ 1900 │ ├───┼────────────────┼───────┼──────┼──────┼───────┼───────┼──────┼───────┼────────┼─────────┼──────┤ │ │Всего в 2006 г. │ - │ - │ 6 │ - │ - │ - │ - │ 18 │ 18399/ │11900 │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 7346 │ │ ├───┼────────────────┼───────┼──────┼──────┼───────┼───────┼──────┼───────┼────────┼─────────┼──────┤ │6. │Мельничное ---- │ 13 │ 2585 │ 3 │ 2585 │ 150 │ 5 │ 1309 │ 9 │3810/1524│19575 │ ├───┼────────────────┼───────┼──────┼──────┼───────┼───────┼──────┼───────┼────────┼─────────┼──────┤ │7. │Восточно- │ 18 │ 2629 │ 4 │ 2639 │ 214 │ 4 │ 4465 │ 12 │3938/1575│19648 │ │ │Чумачкинское │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │---- │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ ├───┼────────────────┼───────┼──────┼──────┼───────┼───────┼──────┼───────┼────────┼─────────┼──────┤ │ │Всего в 2007 г.:│ 31 │ 5214 │ 7 │ 5224 │ 364 │ 9 │ 5774 │ 21 │7748/3099│39223 │ ├───┼────────────────┼───────┼──────┼──────┼───────┼───────┼──────┼───────┼────────┼─────────┼──────┤ │8. │Сахаровское ---- │ 12 │ 2604 │ 3 │ 2604 │ 125 │ 6 │ 2173 │ 9 │ 982/393 │16468 │ ├───┼────────────────┼───────┼──────┼──────┼───────┼───────┼──────┼───────┼────────┼─────────┼──────┤ │9. │Западно- │ 9 │ 1290 │ 2 │ 1290 │ 135 │ 5 │ 1590 │ 6 │ 811/324 │10510 │ │ │Шегурчинское │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ ├───┼────────────────┼───────┼──────┼──────┼───────┼───────┼──────┼───────┼────────┼─────────┼──────┤ │10.│Южно- │ 12 │ 2565 │ 3 │ 2826 │ 118 │ 6 │ 2596 │ 9 │1240/496 │15989 │ │ │Шегурчинское │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │---- │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ ├───┼────────────────┼───────┼──────┼──────┼───────┼───────┼──────┼───────┼────────┼─────────┼──────┤ │ │Всего в 2008 г.:│ 33 │ 6459 │ 8 │ 6720 │ 378 │ 17 │ 6359 │ 24 │3033/1213│42967 │ ├───┼────────────────┼───────┼──────┼──────┼───────┼───────┼──────┼───────┼────────┼─────────┼──────┤ │11.│Окраинное ---- │ 12 │ 1280 │ 3 │ 1280 │ 138 │ 4 │ 2548 │ 9 │1023/409 │12407 │ ├───┼────────────────┼───────┼──────┼──────┼───────┼───────┼──────┼───────┼────────┼─────────┼──────┤ │12.│Левобережное │ 9 │ 825 │ 1 │ 825 │ 110 │ 4 │ 1935 │ 3 │1462/585 │ 6729 │ ├───┼────────────────┼───────┼──────┼──────┼───────┼───────┼──────┼───────┼────────┼─────────┼──────┤ │13.│Тереховое │ 11 │ 2145 │ 1 │ 2145 │ 240 │ 5 │ 2270 │ 3 │ 633/253 │14055 │ ├───┼────────────────┼───────┼──────┼──────┼───────┼───────┼──────┼───────┼────────┼─────────┼──────┤ │ │Всего в 2009 г.:│ 32 │ 4250 │ 5 │ 4250 │ 488 │ 13 │ 6753 │ 15 │3118/1247│33191 │ ├───┼────────────────┼───────┼──────┼──────┼───────┼───────┼──────┼───────┼────────┼─────────┼──────┤ │14.│Сиреневское ---- │ 13 │ 2329 │ 3 │ 2329 │ 120 │ 5 │ 2586 │ 9 │1868/747 │15580 │ ├───┼────────────────┼───────┼──────┼──────┼───────┼───────┼──────┼───────┼────────┼─────────┼──────┤ │15.│Весеннее <**> │ 14 │ 1789 │ 3 │ 1789 │ 145 │ 4 │ 3333 │ 9 │1936/776 │15238 │ ├───┼────────────────┼───────┼──────┼──────┼───────┼───────┼──────┼───────┼────────┼─────────┼──────┤ │16.│Михайловское │ 20 │ 2295 │ 2 │ 2295 │ 135 │ 5 │ 3745 │ 6 │ 744/268 │16087 │ ├───┼────────────────┼───────┼──────┼──────┼───────┼───────┼──────┼───────┼────────┼─────────┼──────┤ │ │Всего в 2010 г.:│ 47 │ 6413 │ 8 │ 6413 │ 400 │ 14 │ 9664 │ 24 │4551/1821│46905 │ ├───┼────────────────┼───────┼──────┼──────┼───────┼───────┼──────┼───────┼────────┼─────────┼──────┤ │17.│Лебединское ---- │ 11 │ 2297 │ 2 │ 2322 │ 128 │ 5 │ 2422 │ 6 │1293/517 │15225 │ ├───┼────────────────┼───────┼──────┼──────┼───────┼───────┼──────┼───────┼────────┼─────────┼──────┤ │18.│Пойменное │ 11 │ 1445 │ 1 │ 1445 │ 135 │ 5 │ 1975 │ 3 │1305/522 │10170 │ ├───┼────────────────┼───────┼──────┼──────┼───────┼───────┼──────┼───────┼────────┼─────────┼──────┤ │19.│Западно- │ 12 │ 2950 │ 1 │ 2950 │ 120 │ 5 │ 2180 │ 3 │ 942/377 │18522 │ │ │Екатериновское │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ ├───┼────────────────┼───────┼──────┼──────┼───────┼───────┼──────┼───────┼────────┼─────────┼──────┤ │20.│Карамышевское │ 12 │ 1760 │ 1 │ 1760 │ 135 │ 5 │ 2035 │ 3 │ 891/356 │11918 │ ├───┼────────────────┼───────┼──────┼──────┼───────┼───────┼──────┼───────┼────────┼─────────┼──────┤ │ │Всего в 2011 г.:│ 46 │ 8452 │ 5 │ 8477 │ 518 │ 20 │ 8612 │ 15 │4431/1772│55835 │ ├───┼────────────────┼───────┼──────┼──────┼───────┼───────┼──────┼───────┼────────┼─────────┼──────┤ │21.│Восточно- │ 18 │ 2412 │ 5 │ 2497 │ 267 │ 5 │ 4190 │ 15 │2158/863 │25340 │ │ │Шешминкинское │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │---- │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ ├───┼────────────────┼───────┼──────┼──────┼───────┼───────┼──────┼───────┼────────┼─────────┼──────┤ │22.│Шешминкинское │ 9 │ 790 │ 1 │ 790 │ 110 │ 4 │ 2140 │ 3 │1501/600 │ 6534 │ ├───┼────────────────┼───────┼──────┼──────┼───────┼───────┼──────┼───────┼────────┼─────────┼──────┤ │23.│Ольховско- │ 9 │ 1085 │ 2 │ 1085 │ 160 │ 5 │ 2035 │ 6 │1015/406 │ 9372 │ │ │Южно- │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │Чумачкинское │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ ├───┼────────────────┼───────┼──────┼──────┼───────┼───────┼──────┼───────┼────────┼─────────┼──────┤ │ │Всего в 2012 г.:│ 36 │ 4287 │ 8 │ 4372 │ 537 │ 14 │ 8365 │ 24 │4674/1869│41246 │ ├───┼────────────────┼───────┼──────┼──────┼───────┼───────┼──────┼───────┼────────┼─────────┼──────┤ │24.│Нижнее ---- │ 12 │ 2204 │ 3 │ 2204 │ 178 │ 5 │ 2718 │ 9 │1394/558 │20319 │ ├───┼────────────────┼───────┼──────┼──────┼───────┼───────┼──────┼───────┼────────┼─────────┼──────┤ │25.│Историческое │ 10 │ 2045 │ 1 │ 2045 │ 100 │ 5 │ 1930 │ 3 │ 607/243 │13500 │ ├───┼────────────────┼───────┼──────┼──────┼───────┼───────┼──────┼───────┼────────┼─────────┼──────┤ │ │Всего в 2013 г.:│ 22 │ 4249 │ 4 │ 4249 │ 278 │ 10 │ 4648 │ 12 │2001/801 │33819 │ ├───┼────────────────┼───────┼──────┼──────┼───────┼───────┼──────┼───────┼────────┼─────────┼──────┤ │26.│Дымное ---- │ 22 │ 5056 │ 3 │ 5036 │ 180 │ 7 │ 4832 │ 9 │2180/871 │22516 │ ├───┼────────────────┼───────┼──────┼──────┼───────┼───────┼──────┼───────┼────────┼─────────┼──────┤ │27.│Родниковское │ 9 │ 2025 │ 2 │ 2025 │ 130 │ 5 │ 2420 │ 6 │ 953/381 │14589 │ ├───┼────────────────┼───────┼──────┼──────┼───────┼───────┼──────┼───────┼────────┼─────────┼──────┤ │28.│Клубничное │ 8 │ 1590 │ 1 │ 1590 │ 105 │ 5 │ 1515 │ 3 │ 816/326 │10975 │ ├───┼────────────────┼───────┼──────┼──────┼───────┼───────┼──────┼───────┼────────┼─────────┼──────┤ │ │Всего в 2014 г.:│ 39 │ 8671 │ 6 │ 8651 │ 415 │ 17 │ 8767 │ 18 │3949/1578│48080 │ ├───┼────────────────┼───────┼──────┼──────┼───────┼───────┼──────┼───────┼────────┼─────────┼──────┤ │29.│Афонькинское │ 12 │ 1310 │ 1 │ 1310 │ 135 │ 5 │ 2195 │ 3 │ 645/258 │ 9420 │ ├───┼────────────────┼───────┼──────┼──────┼───────┼───────┼──────┼───────┼────────┼─────────┼──────┤ │30.│Лагерное │ 9 │ 1230 │ 2 │ 1230 │ 140 │ 5 │ 1890 │ 6 │1475/590 │10176 │ ├───┼────────────────┼───────┼──────┼──────┼───────┼───────┼──────┼───────┼────────┼─────────┼──────┤ │31.│Сарабикуловское │ 10 │ 690 │ 2 │ 690 │ 140 │ 4 │ 1965 │ 6 │1598/639 │ 7180 │ ├───┼────────────────┼───────┼──────┼──────┼───────┼───────┼──────┼───────┼────────┼─────────┼──────┤ │ │Всего в 2015 г.:│ 31 │ 3230 │ 5 │ 3230 │ 415 │ 14 │ 6050 │ 15 │3718/1487│26776 │ ├───┼────────────────┼───────┼──────┼──────┼───────┼───────┼──────┼───────┼────────┼─────────┼──────┤ │32.│Софьевское │ 13 │ 1340 │ 2 │ 1340 │ 140 │ 5 │ 2380 │ 6 │2009/803 │10787 │ ├───┼────────────────┼───────┼──────┼──────┼───────┼───────┼──────┼───────┼────────┼─────────┼──────┤ │33.│Урмышлинское │ 12 │ 2520 │ 1 │ 2520 │ 135 │ 5 │ 2195 │ 3 │1175/470 │16136 │ ├───┼────────────────┼───────┼──────┼──────┼───────┼───────┼──────┼───────┼────────┼─────────┼──────┤ │ │Всего в 2016 г.:│ 25 │ 3860 │ 3 │ 3860 │ 275 │ 10 │ 4575 │ 9 │3184/1273│26923 │ ├───┼────────────────┼───────┼──────┼──────┼───────┼───────┼──────┼───────┼────────┼─────────┼──────┤ │34.│Алтайское │ 11 │ 1935 │ 1 │ 1935 │ 105 │ 5 │ 2095 │ 3 │ 870/348 │12889 │ ├───┼────────────────┼───────┼──────┼──────┼───────┼───────┼──────┼───────┼────────┼─────────┼──────┤ │35.│Иштерякское │ 13 │ 1590 │ 1 │ 1590 │ 135 │ 5 │ 2320 │ 3 │ 860/344 │10975 │ ├───┼────────────────┼───────┼──────┼──────┼───────┼───────┼──────┼───────┼────────┼─────────┼──────┤ │36.│Ягодное │ 10 │ 840 │ 1 │ 840 │ 110 │ 4 │ 2135 │ 3 │1106/442 │ 6812 │ ├───┼────────────────┼───────┼──────┼──────┼───────┼───────┼──────┼───────┼────────┼─────────┼──────┤ │ │Всего в 2017 г.:│ 34 │ 4365 │ 3 │ 4365 │ 350 │ 14 │ 6550 │ 9 │2836/1134│30676 │ ├───┼────────────────┼───────┼──────┼──────┼───────┼───────┼──────┼───────┼────────┼─────────┼──────┤ │37.│Улановское │ 11 │ 1755 │ 1 │ 1755 │ 150 │ 5 │ 2600 │ 3 │ 653/261 │11890 │ ├───┼────────────────┼───────┼──────┼──────┼───────┼───────┼──────┼───────┼────────┼─────────┼──────┤ │38.│Солдатское │ 13 │ 1430 │ 1 │ 1430 │ 150 │ 5 │ 2995 │ 3 │ 846/338 │10086 │ ├───┼────────────────┼───────┼──────┼──────┼───────┼───────┼──────┼───────┼────────┼─────────┼──────┤ │39.│Мичуринское │ 11 │ 1185 │ 1 │ 1185 │ 145 │ 5 │ 2445 │ 3 │2015/820 │ 8727 │ ├───┼────────────────┼───────┼──────┼──────┼───────┼───────┼──────┼───────┼────────┼─────────┼──────┤ │ │Всего в 2018 г.:│ 35 │ 4370 │ 3 │ 4370 │ 445 │ 15 │ 8040 │ 9 │3550/1419│30703 │ ├───┼────────────────┼───────┼──────┼──────┼───────┼───────┼──────┼───────┼────────┼─────────┼──────┤ │40.│Вязовское │ 15 │ 1310 │ 2 │ 1310 │ 100 │ 4 │ 2780 │ 6 │ 881/352 │10620 │ ├───┼────────────────┼───────┼──────┼──────┼───────┼───────┼──────┼───────┼────────┼─────────┼──────┤ │41.│Петропавловское │ 13 │ 1240 │ 2 │ 1240 │ 140 │ 5 │ 2460 │ 6 │ 904/361 │10232 │ ├───┼────────────────┼───────┼──────┼──────┼───────┼───────┼──────┼───────┼────────┼─────────┼──────┤ │42.│Сугушлинское │ 15 │ 2310 │ 1 │ 2310 │ 140 │ 5 │ 2930 │ 3 │ 728/291 │14970 │ ├───┼────────────────┼───────┼──────┼──────┼───────┼───────┼──────┼───────┼────────┼─────────┼──────┤ │ │Всего в 2019 г.:│ 43 │ 4860 │ 5 │ 4860 │ 380 │ 14 │ 8170 │ 15 │2513/1004│35822 │ ├───┼────────────────┼───────┼──────┼──────┼───────┼───────┼──────┼───────┼────────┼─────────┼──────┤ │43.│Юлтимировское │ 13 │ 2495 │ 1 │ 2495 │ 140 │ 5 │ 2580 │ 3 │1636/654 │15997 │ ├───┼────────────────┼───────┼──────┼──────┼───────┼───────┼──────┼───────┼────────┼─────────┼──────┤ │44.│Урдалинское │ 11 │ 810 │ 1 │ 810 │ 60 │ 4 │ 2050 │ 3 │ 978/391 │ 5445 │ ├───┼────────────────┼───────┼──────┼──────┼───────┼───────┼──────┼───────┼────────┼─────────┼──────┤ │ │Всего в 2020 г.:│ 24 │ 3305 │ 2 │ 3305 │ 200 │ 9 │ 4630 │ 6 │2614/1045│21442 │ ├───┼────────────────┼───────┼──────┼──────┼───────┼───────┼──────┼───────┼────────┼─────────┼──────┤ │ │Итого в 2006 - │ 478 │71985 │ 80 │ 72346 │ 5443 │ 190 │ 96957 │ 234 │ 70319/ │525508│ │ │2020 гг.: │ │ │ │ │ │ │ │ │ 28108 │ │ └───┴────────────────┴───────┴──────┴──────┴───────┴───────┴──────┴───────┴────────┴─────────┴──────┘
--------------------------------
<*> - месторождения в стадии детальной разведки (подготовки к промышленному освоению),
<**> - месторождения, подготовленные к детальной разведке (утверждены проекты ГРР).
6.3.Добыча природных битумов
В течение 30 лет в Татарстане проведен большой комплекс научно-исследовательских и опытно-промышленных работ, в основном скважинными методами. Практически были опробованы все применяемые в мире технологии извлечения тяжелых нефтей и ПБ, кроме рудничных. Из огромного количества опробованных методов в настоящее время для промышленного внедрения можно предложить разработку с применением тепловых методов; внутрипластового горения, паротеплового воздействия, закачки парогаза и комбинации их с волновыми излучателями конструкции КНЦ РАН. Реализация этих технологий позволит довести дебит скважин до 3 - 4 тонн в сутки с минимальной обводненностью.
При современных ценах на нефть разработка залежей ПБ с применением отработанных технологий может вестись рентабельно.
Согласно разработанной ОАО "Татнефть" Программе работ по освоению запасов тяжелых нефтей и битумов на 2005 - 2006 годы, опытно-промышленные работы по разработке месторождений ПБ предусмотрены на Мордово-Кармальском и Ашальчинском месторождениях, в том числе на Ашальчинском месторождении испытана технология парогравитационного воздействия.
Объемы добычи ПБ и мероприятия по ее обеспечению с применением обработанных к настоящему времени технологий приведены в таблице 10.
Для повышения эффективности добычи ПБ в более благоприятном уфимском комплексе и дальнейшего освоения месторождений ПБ в более сложных геолого-физических условиях (в Казанских и Нижнепермских отложениях) необходимо усилить работы по созданию и опробованию более эффективных технологий, связанных с применением горизонтальных технологий и рудничных методов. Это должно осуществляться за счет бюджетных средств. При реализации новых технологий можно реально увеличить извлекаемые запасы ПБ.
Главной задачей в освоении ПБ является быстрейший ввод в эксплуатацию разведанных и подготовленных к разработке битумных объектов. К первоочередным объектам освоения относятся запасы 23 базовых месторождений, разработку которых предполагается начать с 2006 г. Таким образом, при условии ввода в разработку битумных объектов общая добыча нефти может быть увеличена и решена главная задача развития топливно-энергетического комплекса - поддержание достигнутого уровня добычи нефти и воспроизводство запасов УВС в Республике Татарстан.
Таблица 10
Мероприятия по добыче природных битумов на территории
Республики Татарстан в 2006 - 2020 гг.
| Годы | Ввод скважин, скважины | Ввод скважин из консервации, скважины | Действующий фонд скважин, скважины | Бурение скважин, тыс. метров | Добыча битума, тыс. тонн | Добыча жидкости, тыс. тонн | Закачка воздуха, млн куб. метров | Закачка пара, тыс. тонн | Ввод оборудования | |||||||||||
| Добывающих | В т.ч. горизонтальных | Нагнетательных | Итого | Добывающих | Нагнетательных | Итого | Добывающих | Нагнетательных | Итого | Вертикальных | Горизонтальных | Итого | Всего | В т.ч. за счет МУН | ОВГ, шт. | УПГ24, шт. | ||||
| 2006 | 0 | 0 | 0 | 0 | 3 | 2 | 5 | 3 | 2 | 5 | 0 | 0 | 0 | 3 | 3 | 4 | 1 | 8 | 1 | 1 |
| 2007 | 0 | 0 | 0 | 0 | 5 | 2 | 7 | 8 | 4 | 12 | 0 | 0 | 0 | 7 | 7 | 10 | 3 | 19 | 0 | 0 |
| 2008 | 0 | 0 | 0 | 0 | 10 | 5 | 15 | 18 | 9 | 27 | 0 | 0 | 0 | 17 | 17 | 24 | 7 | 46 | 0 | 0 |
| 2009 | 0 | 0 | 0 | 0 | 13 | 7 | 20 | 31 | 16 | 47 | 0 | 0 | 0 | 30 | 30 | 43 | 12 | 81 | 0 | 0 |
| 2010 | 0 | 0 | 0 | 0 | 17 | 8 | 25 | 48 | 24 | 72 | 0 | 0 | 0 | 65 | 65 | 93 | 26 | 176 | 1 | 0 |
| 2011 | 1 | 0 | 1 | 2 | 27 | 13 | 40 | 76 | 38 | 114 | 0,4 | 0 | 0,4 | 100 | 100 | 143 | 40 | 270 | 0 | 1 |
| 2012 | 1 | 0 | 1 | 2 | 29 | 15 | 44 | 106 | 54 | 160 | 0,4 | 0 | 0,4 | 150 | 150 | 214 | 60 | 405 | 1 | 1 |
| 2013 | 67 | 0 | 33 | 100 | 34 | 16 | 50 | 207 | 103 | 310 | 20 | 0 | 20 | 300 | 300 | 429 | 120 | 810 | 3 | 1 |
| 2014 | 100 | 7 | 52 | 152 | 0 | 0 | 0 | 307 | 155 | 462 | 27,6 | 2,8 | 30,4 | 450 | 450 | 643 | 180 | 1215 | 3 | 2 |
| 2015 | 130 | 10 | 60 | 190 | 0 | 0 | 0 | 434 | 213 | 647 | 35,6 | 4 | 39,6 | 650 | 650 | 929 | 260 | 1755 | 4 | 3 |
| 2016 | 134 | 10 | 61 | 195 | 0 | 0 | 0 | 563 | 272 | 835 | 35 | 4 | 39 | 800 | 800 | 1143 | 320 | 2160 | 3 | 2 |
| 2017 | 137 | 10 | 63 | 200 | 0 | 0 | 0 | 690 | 330 | 1020 | 36 | 4 | 40 | 1000 | 1000 | 1429 | 400 | 2700 | 3 | 3 |
| 2018 | 136 | 10 | 64 | 200 | 0 | 0 | 0 | 813 | 387 | 1200 | 36 | 4 | 40 | 1200 | 1200 | 1714 | 480 | 3240 | 4 | 3 |
| 2019 | 67 | 0 | 33 | 100 | 0 | 0 | 0 | 863 | 412 | 1275 | 20 | 0 | 20 | 1420 | 1420 | 2029 | 568 | 3834 | 4 | 2 |
| 2020 | 65 | 0 | 35 | 100 | 0 | 0 | 0 | 900 | 433 | 1333 | 20 | 0 | 20 | 1500 | 1500 | 2143 | 600 | 4050 | 1 | 2 |
| 2002 2010 | 0 | 0 | 0 | 0 | 48 | 24 | 72 | 48 | 24 | 72 | 0 | 0 | 0 | 122 | 122 | 174 | 49 | 330 | 2 | 1 |
| 2011 2015 | 299 | 17 | 147 | 446 | 138 | 68 | 206 | 434 | 213 | 647 | 84 | 6,8 | 90,8 | 1772 | 1772 | 2532 | 709 | 4785 | 13 | 9 |
| 2016 2020 | 838 | 47 | 403 | 1241 | 138 | 68 | 206 | 900 | 433 | 1333 | 231 | 18,8 | 250 | 7692 | 7692 | 10990 | 3077 | 20769 | 28 | 21 |
| ИТОГО | 838 | 47 | 403 | 1241 | 138 | 68 | 206 | 900 | 433 | 1333 | 231 | 18,8 | 250 | 7692 | 7692 | 10990 | 3077 | 20769 | 28 | 21 |
6.4.Переработка природных битумов
Отсутствие промышленного опыта добычи и переработки ПБ в Российской Федерации привело к тому, что они не востребованы рынком, в отличие от нефти и других полезных ископаемых.
Решение задачи переработки ПБ в перспективе должно быть направлено на их комплексное использование, в том числе необходима разработка и внедрение новых процессов и оборудования для извлечения ценных попутных компонентов - ванадия, никеля и др.
Трубопроводный транспорт ПБ от месторождений к месту переработки осложнен их высокой вязкостью. По мнению многих специалистов, битумоперерабатывающие установки необходимо запланировать как можно ближе к местам добычи ПБ.
Преобладание мелких по запасам (до 5 - 10 млн тонн) скоплений ПБ не позволит организовать их добычу и переработку на местах в значительных объемах. В связи с этим, в случае организации переработки на местах добычи, в организационном плане представляется целесообразным территориальное и технологическое совмещение процессов добычи и первичной переработки ПБ на основе технологической схемы с применением передвижных или полустационарных блочных установок переработки.
Вопрос о местах размещения битумоперерабатывающих производств, способах переработки и транспортировки должен решаться с применением экономико-математических многофакторных моделей в рамках многовариантного технико-экономического анализа проекта освоения ресурсов ПБ с привлечением проектных организаций.
Специфика физико-химических свойств ПБ (высокая плотность и вязкость, высокое содержание тяжелых фракций, попутных компонентов - серы, металлов) обуславливает сравнительно низкую эффективность традиционных процессов нефтепереработки, ориентированных на максимизацию выхода светлых нефтепродуктов из сырья. В настоящее время для получения товарной продукции из ПБ возможно применение следующих процессов переработки:
технология подготовки и переработки ПБ в смеси с легким углеводородным сырьем (рис. 16);
технологии выделения легких фракций из ПБ процессами деасфальтизации, в том числе:
деасфальтизация с помощью сжиженного пропана,
деасфальтизация с помощью ацетона;
технологии переработки тяжелых остатков:
выработка из тяжелых остатков дорожных и строительных битумов,
переработка тяжелых остатков в процессе флексикокинга,
переработка тяжелых остатков в процессе газификации;
инновационные технологии комплексной переработки:
производство "синтетической нефти" в процессе радиационно-термического крекинга,
производство водобитумных эмульсий для использования в качестве котельного топлива, а также для транспортировки в трубопроводах.
В ОАО "РНТЦ "ВНИИнефть" выполнена специальная работа "ТЭО технологических схем переработки природных битумов Республики Татарстан и изучение потребительского рынка производимых продуктов", в которой обосновывается путь к расширению ассортимента нефтепродуктов за счет переработки тяжелых остатков после атмосферно-вакуумной колонны. Схема довольно гибкая: меняя режимы отдельных аппаратов, используя различные присадки, можно получать необходимые продукты переработки.
Практика показала, что в отличие от нефтей эффективное обезвоживание ПБ невозможно без разбавления углеводородными растворителями. Данная технология предполагает наличие в составе блочной битумоперерабатывающей установки узла обезвоживания с использованием бензиновой фракции атмосферно-вакуумной колонны. Кроме того, бензиновую фракцию с водонефтяной эмульсией ПБ необходимо смешивать перед подачей в трубопровод "месторождение - блочная установка" для того, чтобы время движения по трубе использовалось как технологическое для гидродинамического обезвоживания с одновременным снижением затрат на перекачку вязкого сырья.
Обезвоженный ПБ в смеси с бензиновой фракцией по свойствам является сходным с угленосной нефтью, и фракционирование его целесообразно осуществлять без предварительной деасфальтизации. Данная технологическая схема может быть реализована на Нижнекамском НПЗ.
Примерный материальный баланс переработки ПБ блочной установки производительностью 400 тыс. тонн в год сведен в таблице 11, товарная корзина - в таблице 12, размещение предприятий переработки ПБ - в таблице 13.
Таблица 11
Материальный баланс битумоперерабатывающего завода
производительностью 400 тыс. тонн в год
| Наименование сырья и продуктов | Тыс. тонн в год | % |
| Поступило: | ||
| Эмульсия ПБ | 480 | 80 |
| Бензиновая фракция | 120 | 20 |
| Всего: | 600 | 100 |
| Получено: | ||
| Сточная вода | 80 | 13,3 |
| Бензиновая фракция | 120 | 20 |
| Нефрас | 7 | 1,2 |
| Сульфоны | 0,5 | 0,1 |
| Дизельная фракция | 59,5 | 9,9 |
| Масла (моторные, специальные, трансмиссионные, машинные) | 50 | 8,3 |
| Битумы (дорожные, строительные) | 120 | 20 |
| Битумные лаки | 75 | 12,5 |
| Битумные мастики | 50 | 8,3 |
| Мягчители | 10 | 1,7 |
| Побочные продукты потери | 22 | 3,7 |
| 6 | 1 | |
| Всего: | 600 | 100 |
Таблица 12
Выход и объем нефтепродуктов
| Наименование продукта | Выход продукта, тыс. тонн/г | Цена 1 тонны с НДС, рублей | Объем нефтепродуктов в год, тыс. рублей |
| Нефрас (С 80/120) | 5 | 8620 | 43,1 |
| Бензин (НК-180) | 24 | 8100 | 194,4 |
| Дизельное топливо | 32 | 8250 | 264 |
| Сульфоксиды (сульфоны) | 7 | 158000 | 1106 |
| Вакуумн. газойль, ПН-6 | 32 | 5500 | 176 |
| Битум дорожный | 90 | 5300 | 477 |
| Битум строительный | 90 | 5800 | 522 |
| Битум специальный | 57(33) | 25000 | 600 |
| Мягчитель (АСМГ, рубракс) | 20 | 10100 | 202 |
| Лак (БТ-5100, БТ-577) | 11 | 22000 | 242 |
| Мастика (БМП-1, ВШПМ) | 12 | 24000 | 288 |
| Пигментный лак | 10 | 23000 | 230 |
| АСК | (5) | ||
| Потери | 5 | ||
| ИТОГО | 400 | 10861 | 4344,5 |
--------------------------------
<*> Примечание: (33), (5) - применяются при производстве мягчителей, лаков, мастик.
Также необходимо решить вопрос о месте размещения битумоперерабатывающих производств. Возможны следующие варианты:
размещение вблизи от мест добычи,
размещение в крупных промышленных центрах,
комбинирование двух первых вариантов.
Каждый вариант обладает преимуществами и недостатками.
Рис. 16. Принципиальная схема обезвоживания и переработки
ПБ в смеси с легкими углеводородами
┌─────────────────────────────────────────────────────┐
\/ ┌──────────┐ ┌────┐н.к. - 180 °C, │
бензиновая │блок │смесь ПБ и │КАТ │25 - 27% --- │ бензин, нефрас
──────────>│подготовки├──────────>│----├───────────────────┴─────────────────────────────────────────>
фракция │ │бензиновой │ │180 - 350 °C, ┌──────────────┐сульфоны, сульфоксиды
20% │ │фракции │ ├────────────────────────>│блок окисления├────────────────────>
│ │87% │ │дизельная фракция, 5 - 7%│и экстракции │дизельное топливо
эмульсия ПБ│ │ │ │350 - 420 °C, └──────────────┴────────────────────>
──────────>│ │ │ ├────────────────────────>┌──────────────┐базовые масла
80% │ │ │ │масляная фракция, 8 - 10%│блок очистки ├────────────────────>
│ │ │ │асфальтит, гудрон └──────────────┘
│ │ │ ├───────────────────>
│ │ │ │47%
└────┬─────┘ └────┘
│ сточная вода
│13%
\\/--------------------------------
<*> н.к. - начало кипения
<**> КАТ - колонна атмосферной трубчатки
Таблица 13
Преимущества и недостатки различных вариантов
размещения предприятий переработки ПБ
| Места размещения предприятия переработки ПБ | ||
| Вблизи от мест добычи | В крупных промышленных центрах | |
| Преимущества | Снимается технологически сложный и капиталоемкий вопрос организации транспортировки ПБ | Возможно использование существующей производственнотехнологической, транспортной, административной инфраструктуры, обеспечение энергоресурсами и т.п. |
| Близость к потенциальным потребителям продуктов переработки ПБ | ||
| Возможно строительство более экономичных крупнотоннажных установок | ||
| Недостатки | Необходимо создание транспортной инфраструктуры по доставке потребителям продуктов переработки ПБ | Увеличение нагрузки на экологию в промышленных центрах |
| Необходимо создание производственнотехнологической инфраструктуры: обеспечение энергоресурсами, вспомогательным сырьем, строительство складов готовой продукции, очистных сооружений и т.д. | ||
Оценочная стоимость строительства перерабатывающего завода, основанного на варианте переработки смеси ПБ и бензиновой фракции мощностью по сырью 400 тыс. тонн в год, составляет 25 млн долларов США.
Строительство битумоперерабатывающих установок предполагается в блочном исполнении производительностью по 400 тыс. тонн в год. Ввод в эксплуатацию блоков производится очередями по мере наращивания объемов добычи битумов.
Однако для строительства единого комплекса, состоящего из добывающих и перерабатывающих единиц, необходимо решение вышестоящих органов, позволяющих поставлять на переработку по трансфертным ценам и без уплаты налогов на недропользование. Для этого необходимы усилия госструктур Республики Татарстан. Однако результаты этих усилий трудно предсказуемы.
Поэтому необходимо использовать и другие решения, не связанные с решениями федеральных органов государственной власти и потому более прогнозируемые и надежные.
Прежде всего, нужно использовать новейшие разработки, позволяющие если не полностью избежать, то намного ослабить трудности освоения ПБ. А они связаны с их высокой вязкостью и плотностью, а также высоким содержанием серы и металлов. В связи с практической невозможностью их трубопроводного транспорта возникает необходимость рассмотрения варианта переработки (или облагораживания) в регионе их добычи.
Казанским государственным технологическим университетом совместно с ОАО "ВНИИУС" разработана сольвентная технология переработки ПБ и нефтяных остатков с возможностью получения накопленных битумных материалов. Она позволяет разделить тяжелое нефтяное сырье (в том числе ПБ) на две части. Легкая часть, доля которой может достигать до 60% от исходного сырья, обладает более привлекательными физико-химическими характеристиками. Она имеет более легкий фракционный состав, меньшую плотность, значительно более низкую вязкость, в два раза меньшее содержание серы и практически полное отсутствие металлов. Эта часть транспортабельна по трубопроводному транспорту и может перерабатываться с использованием традиционных технологий.
Тяжелая часть является прекрасным сырьем для производства широкого ассортимента товарных битумов и битумополимерных материалов. Организации производства таких материалов в Татарстане благоприятствует наличие в республике крупных мощностей по производству различных полимеров.
Разработанный аппарат, кроме разделения нефтяного сырья по принципу однократного испарения, позволяет разделить и жидкую фазу на легкую и тяжелую части. При этом легкая часть обогащается углеводородами, а тяжелая - асфальто-смолистыми соединениями. Гетероатомные соединения (сернистые, кислородные, азотистые) преимущественно концентрируются в тяжелой части. Это улучшает адгезионные характеристики битумной продукции. Такое перераспределение компонентов благоприятно влияет и на качество легкой части как сырья для производства топлив, и на качество тяжелой как сырья для производства битумной и битумополимерной продукции.
Технология облагораживания природных битумов с использованием разработанного КГТУ аппарата проста, не требует сложного, дорогостоящего оборудования и может быть реализована в нефтепромысловых условиях.
Одним из вариантов использования легкой части природных битумов рассматривается использование ее как сырья для намечаемого нефтеперерабатывающего завода мощностью 3 млн тонн в год.
Для переработки тяжелой части можно применить ряд технологий, указанных в приложении 2.
Большие перспективы имеет организация производства водобитумных эмульсий для ТЭЦ Татарстана. Они будут востребованы при дальнейшем росте цен на природный газ. Энергетикам надо уже сейчас менять свои подходы к использованию этого источника.
Точные стоимостные и технические характеристики заводов переработки ПБ можно привести только после разработки проектов различных вариантов их конфигурации, мест размещения и проведения технико-экономического анализа.
Предварительные стоимостные и технические характеристики инновационных технологий переработки (электронно-лучевая обработка, водобитумные эмульсии) возможно представить после завершения научных исследований специализированными институтами (2006 год).
Стратегия развития переработки ПБ. Необходимо первоочередное проектирование и строительство установок производства водобитумных эмульсий и "синтетической нефти" с помощью радиационно-термического крекинга. Это позволит в кратчайшие сроки и с привлечением небольших инвестиций решить задачи:
транспортировки с использованием трубопроводного транспорта;
реализации добываемых ПБ во время строительства заводов по переработке по другим технологиям;
обеспечения возможности постепенного наращивания объемов добычи к моменту запуска других перерабатывающих производств, что будет способствовать увеличению показателей загрузки их мощностей сразу после пуска.
Далее должны быть реализованы следующие мероприятия:
проектирование блочных битумоперерабатывающих установок различной конфигурации и производительности;
разработка многовариантного ТЭО переработки и транспортировки ПБ;
строительство блочных битумоперерабатывающих установок в соответствии с ТЭО;
разработка инновационных технологий переработки ПБ;
создание комплекса пилотных установок для отработки нетрадиционных технологий получения углеродных волокон, неокисленных битумов, этилена, пропилена, металлов, металлоорганических топлив, водобитумных эмульсий и т.д.;
расширение ассортимента продуктов переработки ПБ на существующих мощностях блочных установок.
7.Газовая отрасль
Природный газ в основном обеспечивает потребность Республики Татарстан в первичных энергоресурсах.
Основной потребитель газа в Республике Татарстан - энергетическая отрасль, ежегодно использующая более 10 млрд куб. метров газа (более 70% внутреннего потребления). Спрос на газ со стороны энергетических компаний постоянно растет, в первую очередь, в результате действия экономических факторов (низкие цены и ряд дополнительных преимуществ по сравнению с другими видами топлива). За счет этого к началу 2006 года доля природного газа в топливном балансе ОАО "Татэнерго" составила более 99%.
Начиная с 2000 года потребление газа в Республике Татарстан стабилизировалось на уровне 14 - 14,5 млрд куб. метров в год. В обозримой перспективе потребление газа в республике будет возрастать.
Сегодня 1% общеэкономического роста требует прироста потребления газа не менее чем на 0,5%. Ориентация на заявленные темпы экономической динамики на уровне в 6 - 8% ВВП в год предполагает как минимум 3 - 4-процентный рост годового потребления газа. В то же время применение топливосберегающих технологий будет способствовать снижению удельного расхода газа при производстве электрической и тепловой энергии. С учетом этих факторов ежегодная потребность в газе может достигнуть к 2020 году 17 млрд куб. метров (рис. 17).
Рис. 17. Динамика потребления природного газа
в Республике Татарстан по годам (млн куб. метров)
Следует отметить, что газовая промышленность не только стабилизирует экономику, но и способна обеспечить прорыв в новый технологический уклад, ресурсно поддержать коренные структурные преобразования в экономике. Для достижения этих целей предусматривается решение следующих основных задач:
а) рациональное использование приобретаемого газа:
в промышленности,
в энергетике,
на коммунально-бытовые потребности с соответствующим развитием газификации,
на обеспечение нетопливных нужд, то есть в качестве сырья для химической промышленности,
на производство моторного топлива;
б) развитие газотранспортной инфраструктуры.
В масштабах России важное значение придается газификации регионов. Республика Татарстан занимает лидирующее положение по показателям газификации в России.
В результате успешной реализации Соглашения между Правительством Республики Татарстан и РАО "Газпром" по завершению газификации районов, городов и сельских поселений Республики Татарстан природным газом от 05.08.1995, а также Программы газификации Республики Татарстан к началу 2006 г. уровень газификации Республики Татарстан превысил 98%.
Количество газифицированных природным газом квартир достигло 1239,1 тысячи, в том числе в городах и рабочих поселках - 917,9 тысячи, в сельской местности - 321,2 тысячи.
Протяженность магистральных газопроводов на территории Республики Татарстан - 5163,8 км. Протяженность распределительных газопроводов составляет 35256,5 км, в том числе в городах и поселках городского типа - 8111,6 км, в сельской местности - 27144,9 км.
Работы по развитию газификации будут продолжены с учетом строительства жилья и объектов социальной инфраструктуры, а также роста потребностей промышленных предприятий.
Природный газ - более богатый по своим свойствам ресурс, чем просто топливо для котельных. Будущее за широкомасштабными программами по его глубокой переработке. Предусматривается переориентация использования газа с топливных на сырьевые цели, что обеспечит рост производства с более высокой добавленной стоимостью.
Особую актуальность приобретает использование природного газа в качестве моторного топлива для автомобильного транспорта, что поможет решить двуединую задачу улучшения экологической обстановки в Республике Татарстан и достижения долгосрочной энергообеспеченности. К 2020 г. планируется увеличить поставки компримированного природного газа для заправки автотранспортных средств в 2,9 раза по сравнению с 2000 г. и в 2,2 раза по сравнению с 2005 г. (рис. 18).
Рис. 18. Динамика поставок компримированного природного
газа для заправки автотранспортных средств по годам
Еще одним из альтернативных видов моторного топлива является сжиженный нефтяной газ. Его рынок в Республике Татарстан также будет развиваться. Использование сжиженного нефтяного газа для заправки автотранспорта увеличилось в 3 раза по сравнению с 2000 г. и в 1,3 раза - по сравнению с 2005 г. (рис. 19).
В то же время в связи с практически полной газификацией Республики Татарстан сжиженный газ утратит свои позиции в структуре рассредоточенных потребителей. Его поставки для бытовых нужд будут постоянно снижаться и составят к 2020 г. не более 10% уровня 2000 г. (рис. 20).
Как указывалось выше, чрезмерная ориентация потребителей на преимущественное использование газа в производстве электрической и тепловой энергии вызвана деформацией ценовых соотношений на взаимозаменяемые энергоресурсы. Так, цены на газ были в 3 - 5 раз (в летний и зимний периоды соответственно) ниже цен на мазут и в 1,5 - 2 раза ниже цен на уголь.
Рис. 19. Динамика поставок сжиженного нефтяного газа
для заправки автотранспортных средств по годам
Рис. 20. Динамика поставок сжиженного газа для бытовых нужд
потребителей Республики Татарстан по годам
Реальное воздействие низких цен на газ этими факторами не ограничивается. Кроме того, дешевый газ является одним из главных тормозов инвестиционного процесса в энергетике, поскольку:
отсутствуют стимулы для газосбережения;
электростанции и тепловые котельные, работающие на мазуте, вместо создания более совершенных систем по подготовке и сжиганию традиционных видов топлива добиваются перехода на газ в стремлении получить дополнительные доходы;
наличие доступной системы "экономии затрат" на топливо за счет перехода на газ делает ненужной для энергетических предприятий работу по экономии других видов топлива.
Таким образом, приведение цен на газ к паритету с другими видами топлива является важнейшим шагом в развитии рыночных реформ.
В настоящее время доля природного газа, получаемого непосредственно от газоснабжающей организации, в себестоимости продукции промышленных предприятий Республики Татарстан (кроме энергетики) составляет 0,63%. Поэтому повышение цен, рассчитанное на несколько лет, не изменит существенным образом структуры затрат и не приведет к падению конкурентоспособности республиканской продукции, особенно если рост цен на газ будет компенсироваться внедрением газосберегающих технологий.
Энергетическая стратегия России на период до 2020 г. предусматривает поэтапное повышение цен на природный газ.
На первом этапе (к 2006 году), как и прогнозировалось, оптовая цена газа достигла 40 долларов США за 1000 куб. метров.
Второй этап (завершится к 2010 году) - средняя рыночная цена газа повысится до 59 - 64 долларов США за 1000 куб. метров.
К 2020 г. по разным вариантам возможен рост цен до 138 долларов США за 1000 куб. метров.
Указанная динамика цен на газ позволит не только стимулировать энергосбережение, но и рационализировать соотношение цен на топливно-энергетические ресурсы.
При этом "отпуск цен" не означает, что тарифы на газ будут расти бесконтрольно. Стихийный рост цен будет сдерживаться конкуренцией между разными производителями газа, а также межтопливной конкуренцией "газ - мазут - уголь". При этом оптимальным соотношением цен между газом и углем является 1,6 - 2,0 к 1,0.
Уже к 2015 г. цена газа превысит среднегодовую цену угля и мазута (рис. 21).
Поэтому с учетом опережающего роста цен на газ по сравнению с другими видами топлива потребителям газа необходимо будет предусмотреть переоборудование своих топливных хозяйств на мазут и уголь, которые в настоящее время используются в основном в качестве резервных видов топлива. В первую очередь это касается промышленности и энергетики, так как перевод на более дешевое топливо позволит стабилизировать динамику себестоимости и в конечном счете будет способствовать устойчивой конкурентоспособности промышленной продукции.
Рис. 21. Динамика цен на основные виды топлива
Одновременно с индексацией цен на газ будет активно развиваться торговля газом по свободным ценам. Наряду с ресурсами независимых производителей газа в нее будут включаться с ежегодным нарастанием объемы газа, добываемого ОАО "Газпром".
Процесс перехода к рыночному ценообразованию будет проходить в течение адаптационного периода, во время которого продолжит функционировать двухсекторная модель рынка:
1.С ценами, которые регулирует государство, - для социально значимых потребителей (бюджетных организаций, коммунально-бытовой сферы), а также для предприятий перерабатывающей промышленности, использующих газ в качестве сырья и на технологические нужды. В рамках регулируемого сектора полностью обеспечивается поставка газа по тарифам, устанавливаемым Федеральной службой по тарифам России. Станции, вырабатывающие электричество и тепло на газе, которые получены по регулируемым ценам, не имеют права продавать свою продукцию по свободным ценам.
2.С ценами, не регулируемыми государством. Новые потребители, за исключением социально значимых категорий, должны будут покупать весь газ в нерегулируемом сегменте рынка. Электроэнергия, продаваемая газовыми электростанциями в нерегулируемом секторе рынка электрической энергии и мощности, должна производиться только на газе, покупаемом в нерегулируемом сегменте рынка газа.
Цена газа в регулируемом и в нерегулируемом секторах рынка газа будет состоять из двух основных составляющих: стоимости добычи газа и тарифа на его транспортировку, устанавливаемого Федеральной службой по тарифам России. Транспортный тариф должен быть одинаковым в обоих секторах и оплачиваться только потребителями газа.
Доля нерегулируемого сектора будет постоянно возрастать, и к 2010 г. он станет превалирующим.
В конечном итоге предусмотренные меры ценового (тарифного) и налогового регулирования позволят повысить конкуренцию на рынке газа и ограничить рост цен на него за счет устранения диспропорций цен на энергоресурсы.
7.1.Строительство подземного газохранилища в Республике Татарстан
В отдельные периоды создаются экстремальные ситуации, связанные с недостатком природного газа. В первую очередь дефицит газа возникает во время резкого падения температуры в течение отопительного периода. Чрезвычайные ситуации по газообеспечению могут возникнуть и при авариях на магистральных и газораспределительных проводах, расположенных как на территории Республики Татарстан, так и за ее пределами.
Одним из возможных путей решения вопроса обеспечения надежности газоснабжения потребителей республики и выравнивания сезонной неравномерности газопотребления за счет создания резерва во время избытка газа в летний период является строительство подземного газового хранилища.
ООО "Таттрансгаз" совместно с соответствующими структурами ОАО "Газпром" изучает возможность строительства подземного газохранилища в Алексеевском районе Республики Татарстан.
Вместимость подземного газохранилища ориентировочно составит 1500 млн куб. метров, из них 750 млн куб. метров образуют буферный запас газа и 750 млн куб. метров - запас активного газа, откачка которого для поддержания газоснабжения потребителей Республики Татарстан сможет составлять 7 - 10 млн куб. метров в сутки.
7.2.Прогноз развития сети газопроводов
в Республике Татарстан до 2020 года
В целях дальнейшего развития и совершенствования газотранспортной системы в Республике Татарстан за период до 2020 г. предполагается ввести в эксплуатацию 132 км магистральных газопроводов.
Так, планируется построить газопровод-перемычку между населенными пунктами Кутлу-Букаш и Берсут протяженностью 25 км. В целях увеличения пропускной способности действующих газопроводов намечено строительство лупинга (параллельного газопровода) на автоматизированной газораспределительной станции Нурлат протяженностью 42 км.
Кроме того, намечена реконструкция участка газопровода Миннибаево - Казань протяженностью 65 км.
По расчетам ООО "Таттрансгаз", на осуществление этих мероприятий потребуется около 2 млрд рублей в ценах 2006 года.