Сырьевая база химической промышленности Российской Федерации и Республики Татарстан

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО НАУКЕ И ОБРАЗОВАНИЮ РФ
КАЗАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ИМЕНИКИРОВА
Факультет экономики управления и права
Кафедра экономики
Курсовая работа
по курсу «Экономика химической отрасли»
на тему: «Сырьевая база химической промышленности РоссийскойФедерации и Республики Татарстан»
КАЗАНЬ
2006

Содержание
 
Введение
1Теоретические аспекты сырьевой базы химической промышленности
1.1 Понятие сырья
1.2 Классификацияхимического сырья
1.3 Методы оценки запасовсырья
1.4 Методикавыбора сырья
1.5 Значениеи пути экономии сырья
2Практическое исследование сырьевой базы химической промышленности РФ
2.1 Сырьевая база химическойпромышленности РФ
2.2 Недропользование иразвитие ресурсной базы комплекса
2.3Перспективы развития нефтедобычи
3 Практическоеисследование сырьевой базы химической промышленности РТ
3.1 Сырьеваябаза химической промышленности РТ
3.2 Оценка ресурснойбазы РТ
3.3Перспективы развития нефтяной промышленности
Заключение
Списокиспользованной литературы

Введение
В настоящее время в среднем по стране начальные запасы разрабатываемыхместорождений выработаны на 45 %.
По данным Министерства энергетики РФ, присохранении существующих темпов добычи нефти, разведанные запасы открытых кнастоящему времени месторождений будут исчерпаны к 2040 г. Из текущих запасовнефти 19 % находятся в подгазовых зонах нефтегазовых залежей, 14 % относятся ктяжелым и высоковязким нефтям. Доля активных запасов нефти в балансебольшинства нефтяных компаний составляет около 45 % и продолжает снижаться.Более 50 % разведанных перспективных недоказанных запасов находятся внеосвоенных недрах севера страны, Восточной Сибири и Дальнего Востока,значительная доля ресурсов — в арктических широтах, освоение которых потребуетбольших капитальных вложений в развитие соответствующей транспортной структуры.Потенциально новые нефтегазоносные провинции Европейского Севера, ВосточнойСибири и Дальнего Востока гораздо беднее по запасам, чем Западная Сибирь.
Республика Татарстан — старый нефтедобывающий российскийрегион. Впервые промышленная нефть была получена на Шугуровском месторождении в1943 г., а в 1948 г. было открыто Ромашкинское уникальное нефтяноеместорождение, которое в течение 50-80-х годов XX века обеспечивалозначительную долю добычи нефти в СССР, достигавшую в отдельные годы 25 %.
Татарстан сегодня является одним из немногихрегионов в стране, где за последние несколько лет обеспечен рост с последующейстабилизацией добычи нефти.
Целью написания данной курсовой работы являетсяраскрытие основных понятий сырья, его классификации, а также рассмотрение иподробное изучение состояния сырьевой базы химической промышленности РФ и РТ.
Для достижения цели выделяются следующие задачи: изучениеклассификации химического сырья, методов оценки запасов сырья, методики выборасырья, значения и пути экономии сырья, а также рассмотрение ресурсной базы исостояния разработки РФ, недропользования и развития ресурсной базы комплексаРФ, перспективы развития нефтедобычи РФ, характеристики ресурсной базы РТ и еёоценка, перспективы развития нефтяной промышленности РТ.

1 Теоретические аспекты сырьевой базы химическойпромышленности
 
1.1 Понятие сырья
Предметы труда в химической промышленностиподразделяются на сырье, основные и вспомогательные материалы, ‘полуфабрикаты иотходы.
Сырьем называются предметы труда, на добычу ипроизводство которых затрачен труд. Материалы — это предметы труда, прошедшиеопределенную промышленную переработку и вновь поступившие в производство(металл, ткани и др.).
Из сырья и основных материалов непосредственноизготовляется продукция (отоваренная соль в производстве каустической соды,апатит в производстве суперфосфата и т. д.).
Вспомогательные материалы могут принимать участиев образовании готового продукта, /присоединяться к основному материалу дляпридания ему определенных свойств (краска, катализаторы), потреблятьсясредствами труда (масло для смазки машины, топливо)’ либо содействоватьосуществлению трудовых операций (электроэнергия для освещения, пар дляотопления).
Деление на основные и вспомогательные материалыобусловлено характером участия предмета труда в изготовлении готового продукта.Так, природный газ как топливо является вспомогательным материалом, а впроизводстве аммиака выступает как сырье.
В химических производствах четкое разграничениемежду сырьем и вспомогательными материалами провести невозможно, так как вконечном продукте нельзя обнаружить материалы, израсходованные на егопроизводство. Например, в соде каустической не представляется возможнымобнаружить израсходованные на ее производство поваренную соль, негашенуюизвесть или соляную кислоту. Поэтому к вспомогательным материалам в некоторыхотраслях химической промышленности относятся только материалы, необходимые дляобслуживания оборудования (смазочные, ветошь), выполнения ремонтных работ,укупорки продукции, материалы, применяемые в качестве катализаторов.
Полуфабрикаты — это предметы труда, прошедшие одну илинесколько стадий обработки в одном цехе данного завода и требующие дальнейшейобработки для превращения в готовый продукт в другом цехе этого же завода илина другом заводе. Если полуфабрикаты подвергаются дальнейшей обработке надругом заводе, то для завода-изготовителя они представляют собой готовыйпродукт, а для завода-потребителя, где они должны пройти дальнейшую обработку,— сырье. Иногда такие полуфабрикаты (их называют полупродуктами) имеют исамостоятельные потребительские свойства. Например, нитробензол может бытьиспользован как готовый продукт-растворитель и является сырьем для синтеза анилина.
Отходы производства — это остатки сырья,материалов или полуфабрикатов, получаемые в процессе изготовления продукции иутратившие полностью или частично свои потребительские качества (химические илифизические свойства, в том числе химическую активность, полномерность,конфигурацию и т. п.).
Коэффициент полезного использования сырья иматериалов должен стремиться к единице. Следует различать отходы исходногосырья и отходы его переработки при химических изменениях. Последние ближе кпобочным продуктам, которыми принято считать все продукты комплекснойпереработки сырья, получение которых не является целью данногопроизводственного процесса. Так, например, в производстве соляной кислотысульфат натрия считается побочным продуктом. Нередко продукты, получаемые прикомплексной переработке сырья, одинаково важны для народного хозяйства. Поэтомуделение на основную и побочную продукцию является весьма условным.

1.2Классификация химического сырья
 
Все сырые материалы, потребляемые химической промышленностью, поих происхождению можно подразделить на промышленное, сельскохозяйственноеиприродное сырье. К промышленному сырью относятся:
— сырье, получаемое в добывающей промышленности: все видыминерального сырья неорганического происхождения (руды, апатиты, калийные долии др.) и топливо (уголь, нефть, природный газ и др.), которое в химическойпромышленности используется и как источник энергии, и как сырье; минеральноесырье добывается в недрах земли, расположение месторождений полезных ископаемыхограничивается определенными районами; оно не возобновляется;
— сырье, производимое обрабатывающейпромышленностью: продукты цветной металлургии, коксо- и лесохимии, а такжевырабатываемые самой химической промышленностью (бензол, серная кислота и др.);
— отходы промышленных производств и побочныепродукты.
Развитие техники и химической технологии внеслисущественные изменения в способы переработки многих видов минерального сырья.Ранее не используемые отходы производства в результате комплексной переработкисырья приобретают в настоящее время все большее значение как источникихимического сырья.
К сельскохозяйственному сырью относится сырьерастительного и животного происхождения (зерно, технические культуры,древесина, молоко, шерсть и др.).
Природное сырье — вода и воздух. Вода (морская, озерная,речная) используется не только как вспомогательный материал, но и как важнейшийисточник сырья в электрохимических и солевых производствах, а также во многихпроизводствах органического синтеза. Из воды в больших количествах получаюткислород и водород. Морские водоемы являются источником огромных ресурсовводорослей, из которых в свою очередь можно получать разнообразные химическиепродукты (йод, калийные соли, спирт, ацетон, уксусную кислоту и др.). Воздухявляется необходимым компонентом в реакциях окисления. Он используется какосновное сырье в производстве азота, кислорода, аргона, криптона, неона.
Экономическое значение сырьевой итопливно-энергетической базы химической промышленности обусловливается высокойматериалоемкостью и энергоемкостью химического производства (табл. 1).
Наличие развитой сырьевой базы химическойпромышленности является одним из условий экономической независимости страны,одним из факторов, обеспечивающих ускоренное развитие народного хозяйства.Наличие ресурсов того или иного сырья влияет на характер применяемойтехнологии, от степени совершенствования которой зависят производительностьтруда и себестоимость химической продукции, а также потребность в капитальныхвложениях.
Таблица 1
Доля затрат на сырье, вспомогательные материалы,топливо и энергию в себестоимости продукции (%).Отрасли Сырье, основные и вспомогательные материалы Топливо и энергия Химическая и нефтехимическая промышленность 64,7 10,7 Основная химия 60,0 9,0
Азотная промышленность
Анилинокрасочная промышленность Лакокрасочная промышленность… Резиноасбестовая промышленность… Промышленность пластмасс и синтетических смол
28,0
65,0
83,0
80,7
65—85
25,0
8,0
10,0
3,4
10—11 Промышленность синтетического каучука 35—40 30—35

Например, себестоимость сероуглерода изприродного газа примерно в 1,5 раза ниже себестоимости того же продукта приполучении его из древесного угля.
Качество и номенклатура сырья оказываютзначительное влияние на производительность аппаратов, время их полезной работыи, следовательно, на производительность труда рабочих. Некондиционное сырьеувеличивает отходы, повышает расход энергии.
Рациональное использование сырья и материаловслужит основным источником снижения себестоимости химической продукции. Большоезначение имеет не только экономное использование сырья в процессе производства,но и выбор сырья для производства конкретной продукции.
Перевод аммиачных производств с твердого топливана природный газ привел к созданию принципиально новой технологии полученияаммиака в высокопроизводительных агрегатах синтеза мощностью 400—450 тыс. т. вгод, что в 3 раза выше достигнутого уровня.
Использование подобных агрегатов позволяетснизить себестоимость аммиака вдвое и на 45% сократить удельные капитальныевложения [1].
1.3 Методы оценки запасов сырья
При вовлечении в переработку минеральных видовсырья и топлива в химических производствах важное значение имеет правильнаяэкономическая оценка запасов месторождений. Это необходимо для рациональногоиспользования потенциальных ресурсов, принятия решения о сооружении новогопредприятия, реконструкции и расширении действующего объекта.
Изучение и оценка запасов всех видов полезныхископаемых осуществляется на основе государственного плана геологоразведочныхработ. Этот план является важным разделом перспективного народнохозяйственногоплана и основывается на заданиях по росту объема производства и капитальногостроительства в промышленности.
Для планирования потребности промышленности в минеральном сырьенеобходимо сначала определить степень изученности месторождений полезныхископаемых. Запасы минерального сырья подразделяются на различные категории постепени разведанности и степени готовности для промышленной эксплуатации.Полезные ископаемые учитываются по величине запасов, находящихся в недрахземли. Потери при их добыче и переработке не учитываются.
Таблица2. Классификация запасов полезных ископаемыхКатегория Назначение запасов Характер и степень детализации фактического материала А1 Для эксплуатационных работ предприятий Изученные, разведанные и подготовленные к добыче запасы А2 Для проектирования и строительства промышленных предприятий То же В Для обоснования проектирования, капитального строительства заводов Геологически обоснованные и относительно разведанные запасы, качество сырья которых проверено лабораторными исследованиями С1 Для проведения детальных геологоразведочных работ и для перспективных планов промышленности Запасы определены на основании редкой сети буровых скважин или горных выработок. Сведения о запасах являются предварительными С2 Для перспективного планирования народного хозяйства и перспективного планирования геологоразведочных работ Запасы, исчисляемые по геологическим предпосылкам и прогнозам
Потенциально все запасы минерального сырья могутбыть (и в перспективе должны быть) использованы в промышленной эксплуатации.Все зависит лишь от уровня развития техники и технологии, величины затратобщественного труда, необходимых для добычи и переработки различных видов полезныхископаемых.
Запасы полезных ископаемых подразделяют нагеологические и промышленные.
Геологические запасы классифицируют по степениэффективности использования и степени разведанности и подготовленности накаждый данный отрезок времени.
По степени эффективности использования запасыминерального сырья делят на балансовые и забалансовые. К балансовым относятзапасы, удовлетворяющие требованиям промышленности, техническим условиямэксплуатации и экономической целесообразности разработки в настоящее время. К забалансовымотносят запасы с низким содержанием компонента или минерала, маломощные залежи,запасы, находящиеся в условиях особой сложности эксплуатации или малоизученныес точки зрения возможности промышленной переработки. Запасы, относящиеся кданной группе, не могут быть использованы в настоящее время. Как объектпромышленного освоения могут рассматриваться в более далекой перспективе.
По степени разведанности и подготовленностизапасы подразделяют на пять категорий: А1, А2, В, С1 и С2 (табл. 2).
Сумма запасов A + B +C образует промышленныезапасы. Промышленные запасы за вычетом потерь в недрах, предусмотренныхпроектом разработки месторождения, составляют эксплуатационные запасы.Эксплуатационные запасы являются основой для расчета обеспеченностипланируемого производства данной химической продукции запасами сырья.
По мере развития науки и техники появляетсявозможность вовлечения в эксплуатацию сравнительно бедных по содержаниюосновных компонентов полезных ископаемых, увеличивается значение забалансовыхзапасов. Например, медный колчедан при содержании меди около 1 % считаетсятеперь промышленной рудой. Еще недавно для промышленного освоения использоваликолчедан с содержанием меди не менее 2,5 %.
Все запасы полезных ископаемых по категориямподлежат регистрации и утверждению государственными комиссиями по запасам.
Запасы, предназначенные для промышленнойпереработки, должны быть рассчитаны в среднем на 50 лет работы будущегопредприятия. Меньший срок обычно неприемлем, хотя могут быть и исключения.
Месторождения сырьевых ресурсов различаются междусобой запасами полезных ископаемых, их физико-химическими свойствами, условиямиэксплуатации. При выборе месторождения для эксплуатации принято учитывать нетолько количественные показатели, но и качественные характеристики того илииного вида сырья. Так, использование сырья с небольшим содержанием полезныхкомпонентов вызывает больший его расход, что приводит к дополнительнымкапитальным вложениям, повышению себестоимости готовой продукции, а в целом — кувеличению затрат общественного труда.
Качественные характеристики сырья оказываютвлияние на технологию переработки, качество и ассортимент выпускаемойпродукции.
Наконец, расположение месторождений, степеньблизости их к предприятиям-потребителям влияют на затраты труда, а также натранспортные затраты. Таким образом, выбор месторождения для эксплуатацииопределяется в первую очередь экономической целесообразностью. Это предполагаетнеобходимость определения критерия выбора месторождения сырья или видаполезного ископаемого для эксплуатации.
Критерием экономической оценки месторождения является народнохозяйственнаяэффективность его эксплуатации. На нее оказывают влияние размер возможнойгодовой добычи, объем суммарных капитальных затрат, себестоимость добычи,обогащения и переработки 1 т сырья в сопоставлении с количеством и стоимостьюизвлекаемого из него полезного вещества, степень использования основных фондовна предприятиях, использующих то или иное сырье, срок строительствапредприятий, добывающих данное сырье.
Для сравнительной оценки месторождений, а такжевыбора эффективного источника сырья используют следующие показатели:
1. Минимум приведенных затрат (3):
3 = Сд + Еи Кд + Соб + Еи Коб + Ст,
где Сд, Соб — себестоимость разведки, добычи иобогащения Iт сырья, руб.; Кд, Коб — капитальные вложения в разведку, добычу и обогащение 1т сырья, руб.; Ст — транспортные расходы на доставку сырья к месту переработки,руб.; Еи — коэффициент эффективности (Еи = 0,12).
2. Экономическая эффективность комплексногоиспользования сырья (Эк):
Эк = ((Ки — Кк ) / Ки ) *100;
Эс =(( Си – Ск )/ Си ) *100;
Эк =(Nизвл / Nп.к ) *100
где Эк, Эс — показатели эффективностисоответственно по себестоимости и удельным капитальным затратам; Ск, Си—себестоимость продукта, получаемого соответственно при комплексном и единичномиспользовании сырья; Кк, Ки — удельные капитальные вложения при комплексном ииндивидуальном использовании сырья; Nизвл., Nп.к. — количество извлекаемых и полезных компонентов.
3. Срок окупаемости дополнительных капитальныхвложений Ток, лет:
Ток = (К2 – К1 ) / (И2 — И1 )
где К2, К1 — сумма капитальных вложений для сравниваемыхвариантов при одинаковом уровне добычи и качестве сырья, руб.; И2, И1 — годовыеэксплуатационные затраты, руб.
1.4 Методика выбора сырья
Сырьем называют предметы труда, на добычу ипервичную обработку которых затрачен труд.
Сырье как один из главных элементовпроизводственного процесса в значительной мере определяет экономикупромышленного производства, в том числе и химической промышленности.
Для производства определенного вида химическойпродукции могут быть использованы различные виды сырья.
Чтобы установить, какой вид сырого материаланаиболее целесообразен для производства данного вида продукции, необходимо,прежде всего, сопоставить различные виды сырья между собой по рядуэкономических показателей:
— удельным капиталовложениям;
— производительности труда;
— себестоимости продукции.
Кроме того, следует рассчитать объем грузооборотапри использовании каждого вида сырья.
Выбор сырья проводится по минимуму приведенныхзатрат (3):
Зi = Сi + Е Кi =min,
где Сi — себестоимость продукта из i-го вида сырья; Кi — капиталовложения; E — коэффициентприведения.
Себестоимость готового продукта (Сi) определяется как суммазатрат на добычу, обогащение, транспортировку и переработку сырья (в расчете наединицу готового продукта).
Сi = Сд + Соб + Ст р + Сп ,
где Сд—себестоимость добычи;
Соб — себестоимость обогащения; Стр —себестоимость транспортировки; Сп — себестоимость переработки.
Капиталовложения (Кi) рассчитываются поформуле:
Кi = Кд + Коб + Ктр + Кп,
где Кд — капиталовложения в добычу, Коб —капиталовложения в обогащение; Ктр — капиталовложения в транспорт; Ки —капиталовложения в переработку.
Весь расчет ведется в рублях на 1 т готовойпродукции. При выборе сырья и материалов для той или иной отрасли химическойпромышленности следует исходить из:
— максимального использования местных видов сырья(местным называется сырье, которое не целесообразно перевозить на дальниерасстояния);
— использования менее дефицитных видов сырья;
— возможностей промышленной переработки неиспользуемыхотходов и побочных продуктов производства;
— возможности потребления искусственныхматериалов и заменителей;
— величины запасов сырья и соответствия сырьякачественным свойствам будущего готового продукта;
— целесообразности использования сырья с точкизрения народнохозяйственной эффективности в рассматриваемый период именно в даннойотрасли химической промышленности;
— наименьшей вредности рассматриваемого вида сырьядля здоровья работающих;
— возможного сокращения грузооборота.
При выборе вида сырья необходимо все показатели —приведенные затраты, производительность труда, грузооборот, качество получаемойпродукции, запасы сырья — рассматривать по совокупности с учетом условийпроизводства продукции в данном конкретном случае [2].
1.5 Значение и пути экономии сырья
 
Партия и правительство намечают провести вдевятой пятилетке большие мероприятия по снижению материалоемкости продукции.Экономия сырья и материалов позволит снизить себестоимость продукции изначительно уменьшить потребность в рабочей силе и капитальных вложениях.«Снижение материалоемкости продукции должно стать одним из критериев оценкинаучно-технического уровня производства в данной отрасли, на каждом предприятии».
Пути экономии сырья:
— сокращение потерь при переработке,
— совершенствование технологических режимов,
— разработка новых технологических процессов,
— комплексная механизация и автоматизацияпроизводства; –
— использование отходов при переработке сырья;
— сокращение потерь при хранении итранспортировке сырья, бережливость и строгий учет расходуемых материалов;
— переход на более экономичные виды сырья, заменапищевого сырья синтетическим.
2 Практическое исследование сырьевой базыхимической промышленности РФ
 
2.1 Сырьевая база химической промышленности РФ
 
В истории российской нефтедобычи (преимущественнов советской) четко наблюдалась смена основных нефтедобывающих провинций: Кавказ- Волго-Урал — Западная Сибирь. Другие провинции не играли определяющей роли вструктуре нефтедобычи [3]. При этом месторождения из каждого вновь вводимогорегиона получали «эстафету» от предшествующей доминирующей провинции в тотпериод, когда последняя находилась еще на пике нефтедобычи. Это позволяло доконца 80-х годов XX столетия постоянно наращивать уровень добычи нефти (в последние15 лет в основном за счет освоения месторождений Западной Сибири).
С 80-х годов XX века по настоящее времянаблюдается заметное ухудшение условий добычи как в целом по России, так и в ЗападнойСибири. Причины этого хорошо известны специалистам. Остановимся на некоторых изних.
В нефтяной промышленности происходит естественноекачественное ухудшение состояния сырьевой базы вследствие выработки наиболеедоступных и хорошо подготовленных месторождений. В настоящее время в среднем постране начальные запасы разрабатываемых месторождений выработаны на 45 %. Дляряда длительно разрабатываемых крупнейших месторождений этот показательсущественно выше: по Самотлорскому — 63 %, Ромашкинскому — 85 % Мамонтовскому –74 % и т.д. Доля запасов с выработанностью более 80 % превышает 1/4 запасов,разрабатываемых нефтяными компаниями.
По данным Министерства энергетики РФ [4], присохранении существующих темпов добычи нефти, разведанные запасы открытых к настоящемувремени месторождений будут исчерпаны к 2040 г. Из текущих запасов нефти 19 % находятсяв подгазовых зонах нефтегазовых залежей, 14 % относятся к тяжелым ивысоковязким нефтям (вязкостью более 30 мПа-с). Доля активных запасов нефти вбалансе большинства нефтяных компаний составляет около 45 % и продолжаетснижаться. Более 50 % разведанных перспективных недоказанных запасов находятсяв неосвоенных недрах севера страны, Восточной Сибири и Дальнего Востока,значительная доля ресурсов — в арктических широтах, освоение которых потребуетбольших капитальных вложений в развитие соответствующей транспортной структуры.Потенциально новые нефтегазоносные провинции Европейского Севера, ВосточнойСибири и Дальнего Востока гораздо беднее по запасам, чем Западная Сибирь.
Начиная с 1994 г. до настоящего времени приростзапасов нефти и нестабильного конденсата не компенсировал объема их добычи и до2001 г. составил 2030,1 млн. т. при добыче 2489,3 млн. т (восполняемость 81,6%). Продолжают снижаться объемы разведочного и эксплуатационного бурения. Этоте показатели, которые характеризуют вклад российских компаний в сохранениефундаментальных показателей отрасли в части воспроизводства ресурсной базы [5].
Катастрофически снижаются запасы уникальных икрупных месторождений к 2000 г. соответственно до 5254,73 млн. т (на 1.4 %) и6553,78 млн. т (на 24,3 %) по отношению к 1994 г. В то же время число средних ималых месторождений продолжает увеличиваться (к 2000 г. их зарегистрированоболее 2 тыс.), и их запасы возросли с 1994 до 2000 г. соответственно до 2424,69млн. т (на 11,9 %) и 2362,72 млн. т (на 0,06 %). Эти месторождения расположеныв 37 субъектах Федерации, а их запасы сосредоточены в Западной Сибири,Урало-Поволжье и на Европейском Севере. Естественно, ввод в разработку этихместорождений (при соответствующей экономической оценке) не сможет решитьпроблемы нефтяной отрасли, но игнорировать этот резерв также нецелесообразно.
Существенно уменьшился суточный дебит скважин.Доля скважин с дебитами менее 25 т/сут достигла сейчас примерно 80 %, а сдебитами до 10 т/сут — 55 %. Увеличилась обводненность скважин. В 1999 г.средняя обводненность нефтяных скважин по России достигла 86 %. Это означает,что на 1 т добытой нефти извлекается более 5 т воды. По 1/3 месторождений, разрабатываемыхнефтяными компаниями, обводненность запасов превышает 70 %. По состоянию наначало 2000 г. число неработающих скважин равнялось около 33 тыс., т.е. 24,4 %добывающего фонда скважин.
В перспективе до 2007 г. прогнозируетсяувеличение объема добычи сырой нефти на 8,5 % с последующим падением примерно1,0-1,2 % в год в зависимости от сценария развития рынка энергоносителей.
Шаимский нефтегазоносный район является старейшимнефтедобывающим районом Западной Сибири, по которому в течение более 40 летнакоплен богатейший опыт поисково-разведочных работ. За этот период открыто 21месторождение нефти и введено в эксплуатацию 17. Несмотря на солидный возраст изначительные отборы запасов нефти (около 70 %), район сохраняет устойчивыеперспективы прироста запасов, что обеспечивается существенными вложениями вгеологоразведочные работы.
Первые нефтяные месторождения Западной Сибирибыли открыты в наиболее сложных по геологическому строению юрских продуктивныхотложениях Шаимского района. Непростая геология нефтяных залежей повлияла наэффективность их разведки и освоения. Впервые гипотеза о перспективахнефтегазоносности юрских отложений Западно-Сибирской плиты была высказанаакадемиком И.М. Губкиным на Урало-Кузбасской сессии Академии наук СССР в 1932г. в г. Свердловске и позднее более обстоятельно сформулирована.
До начала 50-х годов XX века практически всегеолого-поисковые работы в Шаимском районе носили маршрутный,рекогносцировочный характер. Значительное внимание изучению его геологическогостроения стали уделять после открытия Березовского газового месторождения (1953г.). В 1958 г. сейсморазведочными работами выявлены Трехозерное и Мулымьинскоелокальные поднятия. В сентябре 1959 г. вблизи сета Шаим по рекомендациямгеофизиков была пробурена первая поисковая скв. 2П Мулымьинская, приопробовании которой 25 сентября впервые получили приток нефти дебитом около 1т/сут. С этой даты начинается история открытия тюменской нефти.
Промышленная значимость залежей нефти в Шаимскомрайоне быта установлена последующим бурением и опробованием разведочныхскважин: 7Р Мулымьинская (апрель 1960 г. дебит около 10 т/сут) и 6РТрехозерная, из которой в июне 1960 г. был получен фонтанный приток нефтидебитом более 300 т/сут. Скв. 6Р Трехозерная считается первооткрывательницейпервого в Западной Сибири нефтяного месторождения – Трехозерного, в результатев Шаимском районе значительно возросли объемы геологоразведочных работ.
В процессе проведенных поисково-разведочных работв настоящее время промышленная нефтегазоносность установлена в отложениях корывыветривания палеозойского складчатого фундамента, тюменской и абалакской свит.Запасы в нефтяных и нефтегазовых залежах сосредоточены на глубинах от 1600-1700м (пласт П) до 2200-2300 м (пласты Т. KB). Месторождения имеют различные историю идлительность эксплуатации: одни из них (центральная и южная части района) былиоткрыты и стали разрабатываться еще в начале 60-х годов XX века, другие (севернаячасть района) были разведаны и введены в эксплуатацию недавно.
Разведку и разработку месторождений районаосуществляет ТПП «Урайнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», на балансекоторого на 01.01.04 г. числится 21 месторождение, из них 17 введены вразработку. Самое «старое» Трехозерное месторождение было открыто в I960 г. ивведено в эксплуатацию в 1964 г. Эта дата является началом истории нефтедобычирайона.
Территория деятельности ТПП «Урайнефегаз»расположена в пределах Ханты-Мансийского автономного округа в Советском иКондинском районах. В динамике добычи нефти по месторождениям ТПП«Урайнефтегаз» выделяются четыре периода:
• интенсивный рост добычи нефти в 1964-1971 гг.до 5,5 млн. т;
• замедленный рост добычи в 1972-1990 гг. от 5,5млн. до 7,8 млн. т,
• снижение добычи нефти в 1991-1996 гг.
• стабилизация и дальнейший рост добычи с 1997 г.от 4,1 млн. до 4,7 млн.т.
На первом этапе освоения района (1964-1966 гг.) вразработку были введены Трехозерное и Мортымья-Тетеревское месторождения,основная доля запасов которых сосредоточена в высокопродуктивном пласте П.Начальный дебит скважин превышал 50 т/сут. В 1973-1980 гг. были введены вэксплуатацию еще четыре месторождения (Убинское, Толумское, Даниловское,Мулымьинское) с высокопродуктивным пластом П (кроме Убинского месторождения).Начальные извлекаемые запасы (НИЗ) по этой группе месторождений составляютоколо 60 % суммарных по району.
В 1984-1989 гг. были введены в разработку семьместорождений (Северо-Даниловское, Лазаревское, Филипповское, Ловинское,Шушминское, Яхлинское, Узбекское), структура запасов нефти которых (кроме Северо-Даниловского)оказалась значительно хуже ранее введенных: на долю низкопродуктивных объектовприходится около 60% НИЗ. В 1995-1997 гг. с аналогичной структурой запасоввведены в разработку Мансингьянское, Сыморьяхское и Тальниковое месторождения,а в 2002 г. — в опытно-промышленную эксплуатацию Западно-Тугровскоеместорождение.
Таким образом, открытие и ввод в эксплуатацию запоследние 15 лет месторождений с преобладанием низкопродуктивных нижнее — исреднеюрских пластов ухудшили структуру и качество запасов нефти, что повлиялона добычу нефти.
По мере совершенствования методов исследований инакопления опыта геологоразведочных работ существенно изменилось представлениео строении продуктивных объектов, что объясняет непростую ситуацию с добычейнефти в Районе, максимальный уровень которой (7,798 млн. т) был достигнут в1989 г.
В настоящее время основная добыча нефтиобеспечивается месторождениями, Сходящимися на поздней стадии разработки,характеризующейся высокой степенью разбуренности проектного фонда скважин,выработки запасов и обводненности добываемой продукции. В последние годы добычанефти стабилизировалась на уровне 4,5 млн. т (темп отбора составил 4,7 %трудноизвлекаемых запасов), однако тенденций к ее значительному увеличению неотмечается. Стабилизация добычи достигается в результате увеличения числагеолого-технических мероприятий (ГТМ), основными из которых являютсягидроразрыв пласта (ГРП), вывод скважин из бездействия и консервации.
Для восполнения запасов и увеличения добычи нефтиработа ведется в нескольких направлениях. Одним из важнейших направленийукрепления минерально-сырьевой базы ТПП «Урайнефтегаз» является применение методовувеличения нефтеотдачи (МУН) пластов и интенсификации добычи нефти. В этойобласти накоплен большой опыт и получены хорошие результаты. За весь периодприменения физико-химических и гидродинамических МУН дополнительно получено16,9 млн. т нефти, или 8,6 % суммарной накопленной добычи. Для наращиванияминерально-сырьевых ресурсов и добычи нефти с 2000 г. ТПП «Урайнефтегаз»приняло активное участие в разработке и выполнении территориальных программ погеологическому изучению нераспределенного фонда недр, непосредственнопримыкающих лицензионным участкам «Урайнефтегаза» и удаленных от них. Участкинераспределенного фонда земель, прилегающие к территории деятельностипредприятия представляют первостепенный интерес в плане их приобретения наконкурсной основе и получения лицензий на геологическое изучение недр дляукрупнения своих площадей лицензирования, подготовки новых запасов нефти ивовлечения их в разработку.
Таким образом, с учетом сложного геологическогостроения района можно выделить следующие перспективные направлениявосстановления и расширения минерально-сырьевой базы ТПП «Урайнефтегаз»:
1. Комплексная обработка и интерпретация всейимеющейся геолого-геофизической информации (прежде всего сейсмической) длявыявления новых перспективных ловушек углеводородов структурного инеструктурного типов.
2. Проведение поисково-разведочных, идоразведочных работ для выявления новых залежей неструктурного иликомбинированного типа, в том числе пропущенных на разрабатываемыхместорождениях в отложениях викуловской, абалакской, тюменской свит и доюрскогокомплекса.
3. Изучение залежей нефти, приуроченных к коревыветривания доюрского комплекса, с обоснованием фильтрационно-емкостной моделиколлекторов и разработкой петрофизического обеспечений для методикиинтерпретации данных геофизических исследований скважин. Кроме того,перспективно изучение нефтегазоносности более глубоко залегающих толщ палеозоя.
4. Проведение поисково-разведочных работ па перспективных участкахнераспределенного фонда, непосредственно примыкающих к лицензионным и болееудаленных [6].
В настоящее время в НГДУ «Сургутнефть» впромышленной эксплуатации находятся шесть месторождений с добычей нефти 18.5тыс. т/сут. В 1984 г. добыча составляла 30 тыс. т/сут. В тот период в НГДУ вразработке находились такие крупные месторождения, как Быстринское иСолкинское, на основе которых образовалось НГДУ «Быстринскнефть».
Запасы нефти месторождений НГДУ «Сургутнефть»выработаны более чем на 60 %, наиболее крупного Западно-Сургутского — на 80 %.Благодаря приобретению новых месторождений, а также доразведке старых, объемимеющихся на балансе НГДУ извлекаемых запасов нефти за последние 3 годаувеличился на 5 млн. т.
Однако более половины оставшихся запасов нефтиявляются трудноизвлекаемыми. К ним можно отнести запасы в малопроницаемыхюрских отложениях, краевых зонах месторождений, а также в обводненныхвыработанных участках. В условиях резкого ухудшения качества запасовзначительно возрастает роль геологической службы, ответственной за определениеметодов их извлечения. Важнейшим фактором является привлечение передовыхтехнологий в области бурения и разработки, без применения которых выработатьтрудноизвлекаемые запасы невозможно.
Внедрение передовых технологий позволяет нетолько увеличить объем добычи, но и, что даже более важно, найти способвыработки запасов, разработка которых старыми технологиями нерентабельна. В2004 г. планировалось начать разработку краевых зон пласта БС10Восточно-Сургутского месторождения. В связи с малыми нефтенасыщенными толщинамикраевых зон пласта, составляющими 1-2 м, заложение сетки скважин в данномрайоне до настоящего времени не проводилось.
Основным по запасам объектом, полномасштабнаяразработка запасов которого считалась нерентабельной, является пласт ЮС2Восточно-Сургутского месторождения. Запасы нефти относятся к категориитрудноизвлекаемых в связи с низкой проницаемостью пласта. Первоначальногеологические запасы пласта составляли около 500 млн. т нефти, однако из-заотсутствия эффективной технологии их извлечения неоднократно пересчитывались всторону уменьшения. Текущие геологические запасы составляют около 20 % суммарныхзапасов всех месторождений НГДУ. При этом добыча нефти из пласта ЮС2 равнавсего 3 % суточной добычи по НГДУ.
Большую проблему для НГДУ создает высокаяобводненность скважин. Решению ее способствует применение методов выравниванияпрофиля приемистости и фронта вытеснения. Широко используются методыселективной изоляции волокнисто-дисперсными составами. Одновременно проводятся испытанияразличных методов снижения обводненности, предлагаемых российскими сервиснымикомпаниями.
Для обеспечения более полной выработки запасоввведены в эксплуатацию скважины: из консервации, пьезометрические,ликвидированные и других категорий. Всего около 300 скважин. С начала 2002 г.эксплуатационный фонд увеличился почти на 4 %. С помощью углубления скважинстарого фонда была выявлена новая высокопродуктивная залежь, что позволилоприрастить более 5 млн. т. извлекаемых запасов нефти и сразу включить их вразработку, без затрат на обустройство. Открыты районы, перспективные длябурения. Обеспечены постоянный рост добычи и превышение проектных показателейпо всем месторождениям.
На месторождениях НГДУ «Сургутнефть» за 40 лет эксплуатации добыто314 млн. т. нефти, но это не предел, имеются большие перспективы [7].
ОАО «Роснефть» — Ставропольнефтегаз» учреждено всоответствии с Указами Президента Российской Федерации и зарегистрированоПостановлением Главы Администрации Нефтекумского района Ставропольского края №2от 4 января 1994 г.
В настоящее время ОАО «НК «Роснефть» — Ставропольнефтегаз» входит в состав нефтяной компании «Роснефть» и разрабатывает38 месторождений, расположенных на территории Ставропольского края. В ОАО «НК«Роснефть» — Ставро-польнефтегаз» добыча нефти начата в 1953 г. с вводом вразработку месторождения Озек-Суат с начальными извлекаемыми запасами 19,3 млн.т нефти. В 1958 г. в разработку было введено наиболее крупяноеВеличаевско-Колодезное месторождение с начальными запасами 72,7 млн. т нефти.Добыча нефти осуществлялась фонтанным способом. Ввод в разработку в 1970 г.газоконденсатного месторождения Русский Хутор с извлекаемыми запасами газавысокого давления 3000 млн. м3 создал благоприятные условия для внедрениябескомпрессорного газлифтного способа добычи нефти. В 70-е годы газлифтныйспособ эксплуатации являлся более рациональным по сравнению с насосным как стехнической, так и с экономической точек зрения.
Максимальная добыча была достигнута в 1974 г. исоставила 7151 тыс. т. нефти. Добыча нефти более 7 млн. т сохранялась в течение1973-1977 гг. В 1978 — 1979 гг. добыча нефти начала постепенно снижаться, а в1980 — 1983 гг. резко упала до 3 млн. т/год в результате прогрессирующегообводнения.
Сложная ситуация создалась в ОАО «НК «Роснефть» — Ставропольнефтегаз» в период событий, связанных с обстановкой в ЧеченскойРеспублике. Постоянные задержки платежей за отгруженную нефть, затемпрекращение платежей, простои нефтепромыслов из-за блокады железной дороги всентябре 1994 г., события в Буденновске 1995 г. привели к невосполнимымпотерям. Тяжелым бременем на плечи предприятия легли переориентация путей сбытанефти, строительство в связи с этим наливной эстакады в г. Буденновске итранспорт нефти по железной дороге, Однако накопленный опыт, умение быстропринимать своевременные решения, хорошо налаженная связь с центром, помощь НК«Роснефть» позволили в кратчайшие сроки стабилизировать добычу, выйти напрежние уровни и прогнозировать рост добычи с последующей стабилизациейпроизводства. В 2004 г. добыто 1003 тыс. т нефти, в том числе механизированнымспособом 83,3 %, а фонтанным – 16,7 % нефти.
На территории Ставропольского края в пределахдеятельности акционерного общества подсчитанные начальные суммарные ресурсысоставляют 245,4 млн. т., из них 159,9 млн. т. уже добыто, 42,9 млн. т.подготовлено к разработке, 11,4 млн. т. — запасы категории С2 и 31,2 млн. т — неразведанные ресурсы.
На 01.01.05 г. в отчетный баланс было включено 38месторождений, в том числе 34 разрабатываемых и 4 находящихся в разведке. Из 38месторождений 31 нефтяное, 2 нефтегазоконденсатных и 5 газонефтяных. Запасынефти по 38 месторождениям следующие: категории А+В -171302 тыс. т., А+В+ С1 — 332773 тыс. т., С2 — 53340 тыс. т.
В группу разведываемых входят четыре месторожденияс промышленными запасами 404 тыс. т. На 01.01.05 г. степень выработкиразведанных запасов по Ставропольскому краю составила 78,8 %. Перспективныересурсы категории С3 учтены по 27 площадям, подготовленным к поисково-разведочномубурению, невскрытым пластам месторождений Максимокумского, Путиловского и всумме составляют 17,316 млн. т — геологические и 5,596 млн. т — извлекаемые.
Прогнозные ресурсы категорий Д1 и Д2 по восточнойчасти Ставропольского края оцениваются в 25,6 млн. т и приурочены кстратиграфическим комплексам от неогневого до триасового включительно. Втектоническом отношении — это Во-сточно-Манычский прогиб, Прикумская зонаподнятий. Восточно-Ставропольская впадина, Ногайская ступень иТерско-Каспийский прогиб.
Сложившаяся в последнее время в ОАО «НК«Роснефть» — Ставропольнефтегаз» непростая экономическая ситуация определяетполитику геологоразведочных работ (ГРР) в регионе. Традиционно развивавшиеся вВосточном Ставрополье юрско-меловое и пермо-триасовое направления в общемподдерживали существующий объем добычи и практически воспроизводили потериминерально-сырьевой базы.
Юрско-меловое направление позволяет по существующей огромнойинформативной базе, созданной в результате обобщения и анализанефтегазоносности этих отложений, прогнозировать ловушки и залежи нанеопоискованной территории современными геологическими и геофизическимиметодами. Однако на фоне меловых отложений юрские разведаны значительно меньшевследствие низких эксплуатационных характеристик открываемых залежей.
Пермо-триасовое направление. Прогнозирование, поискловушек и залежей осуществляются по данным пространственной сейсморазведкиметодом 3D. Точность и объективность метода достаточно высоки и надежны. Однаков настоящее время в стадии рекомендаций находится значительное число объектов снебольшими (менее 100 тыс. т) извлекаемыми запасами. При отсутствии ресурсоввышезалегающих отложений мела и юры бурение скважин на такие мелкие залежиэкономически невыгодно.
При оценке перспектив ГРР по этим направлениямнужно признать, что не следует ожидать крупных открытий и большого приростазапасов.
Палеогеновое направление, развиваемое в 80-90 годы, принесло положительныерезультаты: были открыты месторождения с суммарными остаточными извлекаемымизапасами на 01.01.05 г, равными 4.018 млн. т. и выявлено значительное числообъектов. Однако удаленность вновь открываемых месторождений от трубопроводныхсистем, отсутствие надежных методики и технологии разработки нефтяных залежей,залегающих в трещиноватых глинистых коллекторах, не позволяют вовлечь их вразработку.
Геологической службой ОАО «НК «Роснефть –Ставропольнефтегаз» в последние годы разрабатываются два принципиально новыхнаправления: палеозойское и неогеновое.
Палеозойское направление ставит перед нефтяной геологиейальтернативу существующим представлениям о характере и возрасте фундаментаСкифской плиты, что во многом определяет перспективы его нефтегазоносности.Анализ геолого-геофизической информации и стратиграфического распределениянефтегазоносности по молодым платформам России и зарубежных стран позволяетнадеяться на успешное решение этой проблемы. Уже сейчас имеются неопровержимыедоказательства существования на отдельных площадях в разрезе палеозоя ловушекзначительных размеров, коллекторов и покрышек. Проведение серии геохимическиханализов позволило выявить в породах палеозоя достаточный генерационныйпотенциал, который необходим для образования углеводородов. Таким образом,существуют объективные предпосылки для развития этого направления на стадиирегиональных тематических исследований и параметрического бурения. Однако егоразвитие сдерживается отсутствием бюджетных ассигнований.
Неогеновое направление получило развитие в последние годы.Региональная нефтегазоносность таких отложений на Северном Кавказе и особеннооткрытие серии месторождений углеводородов на северном борту Западно-Кубанскогопрогиба стимулируют развитие этого направления в научном плане. Первоочереднымиобъектами детального изучения геологического строения и обоснования нефтегазоносностинеогеновых отложений, по нашему мнению, являются борта системы Манычскихпрогибов и платформенный борт Терско-Кумского прогиба. Важным фактором открытияв неогеновых месторождениях месторождений углеводородов, является сравнительнонебольшая глубина их залегания и, следовательно, высокая рентабельностьнаправления. Для его развития необходимо проведение комплекса детальныхгеолого-геофизических исследований и полного пакета геофизических анализов, чтов настоящее время сдерживается отсутствием достаточного финансирования.
При оценке сырьевой базы ОАО «НК «Роснефть» — Ставропольнефтегаз» можно сделать вывод, что в количественном отношении она достаточнадля решения текущих и прогнозных задач по добыче нефти. Однако качественныеизменения в структуре разрабатываемых и прогнозных запасов нефти будутнегативно влиять на нефтеотдачу. При выработке таких потребуется использованиеболее сложных и дорогостоящих технических технологических процессов, а такженовых более эффективных методов повышения нефтеотдачи продуктивных пластов.
Применение научно обоснованного налога на добычу полезныхископаемых с учетом условий разработки нефтяных месторождений позволит привлечьнаукоемкие технологии для повышения нефтеотдачи пластов, которые в условияхнепрерывного ухудшения качественного состояния сырьевой базы приобретаютстратегическое значение для стабилизации и развития процессов добычи нефти врегионе [8].
Заботой об увеличении добычи нефти в ЗападнойСибири было продиктовано решение правительства создать новое производственноеобъединение «Пурнефтегаз». Согласно приказу по Министерству нефтянойпромышленности № 381 от 14.07.86 г. «… в целях ускоренного ввода в разработкугруппы новых месторождений, расположенных севернее Муравленского месторождения,достижения к 1990 году по этой группе месторождений добычи нефти 22,5 млн. т.,выполнения буровых работ в объеме 2,9 млн. метров в год создать в составеГлавтюменнефтегаза производственное объединение «Пурнефтегаз» (со специальнымаппаратом управления) с местонахождением в поселке Пурпе Пурповского районаТюменской области».
Производственное объединение «Пурнефтегаз» началоразрабатывать самые северные нефтегазовые месторождения страны на территорииПуровского, Красно-селькупского и Надымского районов Тюменской области. Границыдеятельности предприятия простираются с востока на запад на 300 км и с юга насевер на 150 км, находятся в бассейнах р. Пяку-Пур и Пурпе, которые и далиназвание предприятию.
ОАО «НК «Роснефть — Пурнефтегаз» — крупнейшийприродо-пользователь в регионе и одно из самых перспективных предприятийРоссийского энергетического комплекса. Предприятие ведет разработку и добычууглеводородного сырья на 15 месторождениях, является оператором добычи на 2месторождениях ОАО «Селькупнефтегаз». Начальные извлекаемые запасы составляют663 млн. т. нефти, 14 млн. т конденсата и 1,146 млн. м3 газа.
Добываемая нефть «Сибирская легкая» дает большойвыход легких фракций и является одной из лучших в Западной Сибири.
В 1997 г добыча нефти по «Пурнефтегазу» составила8,3 млн. т. В кризисном 1998 г., когда цены на нефть упали до критическогоуровня, в бизнес-плане было заложено снижение добычи нефти до 8 млн. т. Добычанефти в 1999 г. составила 8,2 млн. т., в 2000 г -8,95 млн. т., а в 2001 г. — 9,64 млн. т.; фонд добывающих скважин достиг максимума — 2744 скважины, фонддействующих нагнетательных скважин продолжал увеличиваться: обводненностьдобываемой продукции возросла до 64,4 %.
В 2004 г. было добыто 9,6 млн. т нефти иконденсата, более 2 % общероссийской добычи.
Всего с момента образования ОАО «НК «Роснефть» — Пурнефтегаз» добыто более 160 млн. т. нефти. Степень выработки запасовсоставляет 24 %.
Сырьевая база осваиваемого «Пурнефгегазом»региона имеет свои особенности. Геологические условия добычи нефти на этихместорождениях оказались достаточно сложными: большой этаж нефтеносности от1200 до 3200 м; многочисленность залежей от 2 пластов (Северо-Тарасовскоеместорождение) до 39 открытых и 21 разрабатываемых (Комсомольскоеместорождение); разнообразие залежей по содержанию углеводородов — это инефтяные, и газонефтяные, и газоконденсатные, и чисто газовые; многообразиеформ их строения, особенно Харампурской группы месторождений; 15разрабатываемых месторождений содержат трудноизвлекаемые запасы.
На начало 2005 г. текущие извлекаемые запасынефти по промышленным категориям в зоне производственной деятельности ОАО «НК«Роснефть» -Пурнефтегаз» составили 524,9 млн. т., из них трудноизвлекаемые — 366,7 млн. т., активные — 159,2 млн. т., соответственно 70 и 30 %. За последние5 лет ОАО «НК «Роснефть» — Пурнефтегаз» прирастило 25,5 млн. т. запасов нефти[9].
В 2002 г. из недр месторождений, расположенных натерритории Ханты-Мансийского автономного округа (ХМАО), добыто 209,9 млн.т.нефти, что составляет около 55 % добычи нефти по стране. В округе продолжаетсястабильный рост добычи нефти, начавшийся в 1999 г. С 1998 г. добыча нефтивозросла на 44 млн. т., объемы добычи 2001 г. превышены на 16 млн. т.
Отбор нефти составил 48 % начальных извлекаемыхзапасов промышленных категорий А, В, С1 т.е. фактически половину запасов.Разбуренные запасы выработаны на 75 %. Коэффициент извлечения нефти (КИН) равен0,167. Обводненность в целом по месторождениям ХМАО составила 84 %, что на 0,4 %меньше, чем в 2001 г.
В 2002 г. существенно снизился по сравнению с2001 г. ввод в разработку новых запасов и месторождений: введено 7 новыхместорождений с запасами 19 млн. т при 11 месторождениях с запасами 95 млн. т в2001 г.
39 % нефти добыто с начала разработкиместорождений («вчерашняя нефть»), 14 % составляют запасы категорий А, В,которые вырабатываются в настоящее время («сегодняшняя нефть»), 30 % — неразбуренныезапасы категории С1, которые будут вырабатываться после их эксплуатационногоразбуривания («завтрашняя нефть») и 17 % составляют предварительно оцененныезапасы категории С2, которые будут вырабатываться, когда будут разведаны иразбурены эксплуатационным бурением («послезавтрашняя нефть»). Возрастает рользапасов юрских отложений в добыче округа. Так, в добытой нефти («вчерашнейнефти») доля нефти юрских отложений составила 10 %, в запасах категорий А, В(«сегодняшняя нефть») — уже 17 %, в запасах категории С1 («завтрашняя нефть») — более 50 %, категории С2 -более 60 %. Возрастающая доля трудноизвлекаемыхзапасов объясняется двумя факторами: выработкой высокопродуктивных меловыхобъектов и широким внедрением новых прогрессивных технологий интенсификациипритоков, в первую очередь гидроразрыва пласта (ГРП).
Разработка месторождений, представленных юрскимиотложениями, требует нетрадиционного подхода из-за их специфики. Нередко приформировании этих месторождений определяющую роль играли русловые отложения,морские прибрежные течения, что вызывает необходимость уделять больше вниманиявопросам геологии, условиям осадконакопления и формирования нефтяных залежей.Как никогда возрастает роль сейсморазведки, особенно 3D, а также промысловойсейсморазведки, методика проведения которой была разработана и успешноприменена работниками «Тюменьнефтегеофизики» и Главтюменнефтегаза приразбуривании месторождений Шаимского района. Успешно приступили к освоениююрских запасов НК «Сургутнефтегаз», ОАО «Юганскнефтегаз» и ОАО«Арчнефтегеология».
Обеспеченность добычи нефти по территории ХМАОпри годовой добыче 210-230 млн. т разбуренными запасами составляет, по нашимоценкам, 10-11 лет, запасами категории С1, еще 14-16 лет, т.е. суммарнаяобеспеченность добычи нефти запасами промышленных категорий не превышает 24-27лет.
По нашему мнению, показателем качества запасовможет быть КИН. При его обосновании принимаются во внимание особенностигеологического строения, продуктивность пластов, глубина их залегания,плотность запасов, вертикальная и латеральная неоднородности, свойства флюидов,удаленность от объектов инфраструктуры, осложнения при бурении, вопросыэкономики, экологии, техники и технологии добычи нефти. В последнее время КИНобосновывается на базе трехмерных адресных геологических и гидродинамическихмоделей. Обоснование КИН проходит государственную экспертизу, рассмотрение иутверждение Государственной комиссией по запасам. Характеристика начальных итекущих запасов промышленных категорий по недропользователям округа на основеКИН приведена ниже. Эффективность эксплуатационного бурения, которую определимкак прирост добычи на 1 м проходки, в 5 раз и более различается понедропользователям и лицензионным участкам из-за различия в качестве запасов. Вто же время установленный налог на добычу полезных ископаемых единый и неучитывает качества запасов, что создает неоправданное неравенствонедропользователей при добыче нефти. Необходимо исправить создавшееся положениепутем дифференциации налога на добычу в зависимости от качества запасов истепени их выработанности. В качестве показателя такой дифференциации можетбыть использован КИН текущих запасов, который представляет собой отношениетекущих извлекаемых запасов к текущим геологическим, т.е. коэффициентопределяет как качество запасов, так и степень их выработанности. Изприведенных в таблице данных видно, что КИН текущих запасов изменяется понедропользователям округа от 0,163 («Сургутнефтегаз») и 0,171 («Сибнефть») до0,287 («СИДАНКО») при 0,219 по предприятиям ХМАО [10].
2.2 Недропользование и развитие ресурсной базыкомплекса
Для России — страны с колоссальнымприродно-рссурсным потенциалом — вопросы развития отношений, связанных спредоставлением прав на пользование недрами и контролем за выполнением условийих предоставления, вопросы использования отношений в процессе недропользованиядля регулирования более широкого спектра социально-экономических процессовявляются одними из важнейших. На наш взгляд, в ходе проводимых экономическихреформ комплексный характер отношений в процессе недропользования, сфера ихдействия не осознаны и не использованы в достаточно полной мере.
В России уже в течение длительного времени (с1994 г.) приросты запасов углеводородного сырья не компенсируют добычу нефти игаза. Только с 1994 по 2000 г. невосполненная добыча жидких углеводородовсоставила около 700 млн. % газа — более 2,3 трлн. м3. В последующие годы этоотставание только усиливалось. Так, если за 1997-2001 гг. прирост промышленныхзапасов нефти, включая газовый конденсат, обеспечил возмещение ее добычи на 86 %,то в 2002 г. — лишь на 64 %, составив 243 млн. т при добыче 421,4 млн. т. Крометого, ухудшается качество сырьевой базы. Доля трудноизвлекаемых запасов вРоссии превысила 55 %. Доля запасов, степень выработки которых составляет более80 %, превышает 25 % разрабатываемых нефтяными компаниями запасов, а долязапасов обводненностью более 70 % составляет более 30 %. С 1991 по 2001 г. вструктуре извлекаемых запасов число мелких месторождений увеличилось на 40 %, вто время как число уникальных и крупных снизилось более чем на 20 %. В целом 80% месторождений, находящихся на государственном балансе, относятся к категориимелких [11].
Причин неблагоприятного состояния сырьевой базымного, все они хорошо известны специалистам. Это и резко сократившиеся объемырегиональных геолого-разведочных работ на нефть и газ вследствие общегоснижения государственных средств, выделяемых на указанные цели, и отсутствиесоответствующей мотивации у нефтегазовых компаний — недропользователей, ислабый контроль со стороны государства за обеспечением рациональногоиспользования недр и эффективностью разработки месторождений, а такжеотсутствие необходимых полномочий по государственному регулированию отношенийнедропользования у федеральных органов исполнительной власти, осуществляющихгосударственную политику в области добычи горючих полезных ископаемых. Крометого, непрозрачность, коррупция, высокие риски, связанные, в частности, свозможностью отзыва лицензий на добычу полезных ископаемых у недропользователя,снижают инвестиционную привлекательность этой сферы деятельности.
До 2002 г. регионы активно участвовали винвестировании воспроизводства минерально-сырьевой базы. Их вложения вгеологоразведку в 2-3 раза превышали объемы федеральных инвестиций. Даже в 2003г, когда региональные бюджеты были практически лишены источников финансированиягеологии, они в сумме вкладывали примерно столько же средств, сколько ифедеральный бюджет. С упразднением отчислений на воспроизводство минерально-сырьевойбазы объемы геологоразведочных работ в основных нефтедобывающих регионах Россииснизились в 1,5-1,8 раза. При этом считалось, что добывающие компании должнысамостоятельно и за счет собственных средств осуществлять геологоразведочныеработы и обеспечивать прирост запасов полезных ископаемых. Однако соответствующихстимулов компании-недропользователи не получили. Следовательно,законодательство должно стимулировать эту деятельность, имеющую важноегосударственное значение.
Сложившийся рыночный механизм ведения хозяйствабез реализации мер государственного регулирования сферы недропользования необеспечивает комплексного решения стратегических задач использованияминерально-сырьевой базы. В результате сложилось многолетнее отставание врегиональных работах, как по важнейшим нефтегазодобывающим регионам, так и поновым перспективным нефтегазоносным провинциям. По существу упущено время дляподготовки новых регионов к проведению широкомасштабных поисково-оценочныхработ, а в дальнейшем и по подготовке промышленных запасов углеводородов.
При интенсификации до предела добычи нефти встарых регионах практически ничего не делается для подготовки им смены. Можнокак угодно критиковать советскую плановую систему, но при ней всегдаучитывалась перспектива. Это было традицией развития минерально-сырьевой базыстраны.
В связи с указанным как можно скорее должны бытьвыполнены работы по изучению новых регионов, которые бы обеспечили стабилизациюположения в этой области. Тем более что такие регионы в стране еще есть: преждевсего Каспий, Восточная Сибирь, шельфы окраинных морей. Промедление в решенииэтой важнейшей задачи может привести к потере национальныхтопливно-энергетических ресурсов. Однако успешное решение данной задачиневозможно без принятия новых законов, которые бы стимулировали выходкомпаний-недропользователей в эти регионы.
В целом система государственного управлениянедропользованием должна строиться на базе стратегических интересов государствакак такового и субъектов РФ с учетом экономических интересов хозяйствующихсубъектов. Для этого необходимо:
— провести реальный мониторинг всех выданныхлицензий и всей системы лицензирования недр;
— выработать общую стратегию управлениянедропользованием с ориентацией на формирование процедур и принциповобъективизации издержек недропользователей;
— обеспечить стабильный налоговый режимнедропользования, не менять (без крайней необходимости) действующие законы иправила.
Сырьевая база страны должна развиваться по схемерасширенного воспроизводства. Заявления об избыточности запасов у российскихкомпаний и предложения о введении экономических санкций на запасы, превышающиевосьми — девятилетнюю обеспеченность, ошибочны, по сути, и опасны дляэкономического развития страны [12]
 
2.3 Перспективы развития нефтедобычи
 
Перспективные уровни добычи нефти в России будут определяться восновном следующими факторами: спросом на жидкое топливо и уровнем мировых ценна него, развитостью транспортной инфраструктуры, налоговыми условиями инаучно-техническими достижениями в разведке к разработке месторождений, а такжекачеством разведанной сырьевой базы.
Перспективные объемы добычи нефти в России будутсущественно различаться в зависимости от того или иного вариантасоциально-экономического развития страны. При сочетании благоприятныхвнутренних и внешних условий и факторов (оптимистический и благоприятныйварианты развития) добыча нефти в России может составить порядка 460-470 млн.т.в 2010 г. и возрасти до 500-520 млн. т. к 2020 г. При внешних и внутреннихусловиях, формирующих умеренный вариант социально-экономического развития страны,добыча нефти прогнозируется существенно ниже — до 450 млн. т. в 2010 г. и до460 млн. т. в 2020 г. Наконец, в критическом варианте рост добычи нефти можетпродолжаться лишь в ближайшие 1-2 года, а затем ожидается падение добычи: до360 млн. т. к 2010 г. и до 315 млн. т. к 2020 г.
Добыча нефти будет осуществляться, и развиватьсяв России как в традиционных нефтедобывающих районах, таких как Западная Сибирь,Поволжье, Северный Кавказ, так и в новых нефтегазоносных провинциях наЕвропейском Севере (Тимано-Печорский регион), в Восточной Сибири и на ДальнемВостоке, на юге России (Северо-Каспийская провинция).
Главной нефтяной базой страны на весьрассматриваемый период останется Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция.Добыча нефти в регионе будет увеличиваться до 2010 г. по всем вариантам, кромекритического, а затем несколько снизится и составит в 2020 г. 290-315 млн. т. Врамках критического варианта разработка месторождений с трудноизвлекаемымизапасами станет малорентабельной, что приведет к значительному падению добычи врегионе.
В Волго-Уральской провинции и на Северном Кавказедобыча нефти будет падать, что обусловлено исчерпанием сырьевой базы. Вумеренном и критическом вариантах добыча в этих регионах будет снижаться болееинтенсивно.
В целом в Европейской части России добыча нефти(включая шельфы) будет уменьшаться и может составить к 2020 г. 90-100 млн. т(против 110 млн. т. 2002 г.).
Исходя из современного и прогнозируемого качествасырьевой базы отрасли, необходимы:
— значительная интенсификация геологоразведочных работ, чтобыобеспечить необходимый прирост добычи из неоткрытых пока месторождений(государственная программа лицензирования недр должна с учетом вероятных рисковобеспечить достижение необходимых для устойчивого развития отрасли уровнейгеологоразведочных работ и инвестиций в них)
— повышение коэффициентов нефтеизвлечения с целью повышенияизвлекаемого потенциала и текущей добычи разрабатываемых месторождений [13].

3 Практическое исследование сырьевой базыхимической промышленности РТ
 
3.1 Сырьевая база химической промышленности РТ
В структуре внутреннего валового продукта (ВВП)России на долю топливно-энергетического комплекса (ТЭК) приходится 20 %. Данныйсектор экономики обеспечивает 30 % доходов консолидированного бюджета и более50 % доходов федерального бюджета, 45 % валютных поступлений и около 25 % всехобъемов промышленного производства. Добыча углеводородного сырья в России будетобеспечиваться открытыми запасами до 2020 г., однако уже к 2040 г. существующиезапасы нефти исчерпаются. Это отмечается в материалах Минэнерго РФ,подготовленных к заседанию правительства Российской Федерации 28.05.02 г.
Относительно увеличения добычи нефти в целом поРоссии в 2000 г. до 323 млн. т. а в 2001 г. — до 348 млн. т. Госсоветник приПрезиденте Республики Татарстан по вопросам недропользования, нефти и газа Р.Х.Муслимов в интервью газете «Нефтяник Татарстана» от 01.06.02 г. говоритследующее «… подготовленных, то есть разведанных нефтяных запасов в РФ нехватает не только для роста, но и даже для стабилизации добычи на перспективу.Эйфория от успехов в росте добычи нефти последних двух лет должна пройти.Причины этих успехов временные, преходящие, а с точки зрения долговременных,фундаментальных показателей дела обстоят отнюдь не блестяще».
В Республике Татарстан сохраняется тенденцияроста ВВП и объемов промышленного производства. С учетом нефтедобывающейотрасли положительная динамика этих показателей превышают средние показателиразвития промышленности в Российской Федерации.
Данное уточнение весьма существенно, так какнефть и газ составляют основу экономического потенциала Татарстана.
Республика Татарстан — старый нефтедобывающийроссийский регион. Впервые промышленная нефть была получена на Шугуровскомместорождении в 1943 г., а в 1948 г. было открыто Ромашкинское уникальноенефтяное месторождение, которое в течение 50-80-х годов XX века обеспечивалозначительную долю добычи нефти в СССР, достигавшую в отдельные годы 25 %.
Татарстан сегодня является одним из немногихрегионов в стране, где за последние несколько лет обеспечен рост с последующейстабилизацией добычи нефти. Если в Российской Федерации добыча нефти за 7 лет(с 1994 по 1999 г.) снизилась с 354 млн. до 305 млн. т. то в Татарстаненапротив увеличилась с 24 млн. т в 1994 г. до 28,2 млн. т в 2001 г. [14]. С1995 г. оценку запасов нефти ОАО «Татнефть» проводит независимая международная консалтинговаяфирма Miller & Lents, специализирующаяся на оценке и анализе нефтяных и газовыхместорождений. Подтвержденные разрабатываемые и неразрабатываемые запасы на31.12.01 г. составили 894,2 млн.т. нефти.
Прирост запасов нефти, особенно в последние годы,в 2 раза превышает ее добычу. Созданные в Татарстане 24 новые независимыенефтяные компании уже обеспечили ускоренный ввод в разработку 36 нефтяныхместорождений. Все нефтяные компании (без ОАО «Татнефть») в ближайшие годыбудут добывать 8 -8,5 млн. т/год. Крупнейшая нефтяная компания — ОАО«Татнефть», по объему годовой добычи входящая в четверку крупнейших нефтяныхкомпании России и в число 30 ведущих нефтяных компаний мира, дает до 40 %поступлений в бюджет Республики Татарстан. Добывшая с начала разработкиместорождений Татарстана около 2,7 млрд. т нефти, компания стабилизироваладобычу нефти, обеспечив превышение прироста запасов над добычей в 2 раза. Внастоящее время более 40 % нефти на месторождениях Татарстана добывается засчет внедрения современных технологий и методов повышения нефтеотдачи пластов.Неслучайно ценные бумаги ОАО «Татнефть» котируются на престижных Лондонской иНью — Йоркской биржах.
Уникальные месторождения открывают, как правило,достаточно быстро, а затем долгое время после первых успехов продолжаютвыявлять небольшие месторождения. Аналогичный процесс после открытияРомашкинского месторождения наблюдался и в Татарстане. За Ромашкинским былиоткрыты крупные Бавлинское (1946 г.) и Новоелховское (1956 г.) месторождения.50-е и 60-е годы XX века ознаменовались открытием средних и мелких месторождений:Бондюжское (1955 г.), Алексеевское, Елабужское (1957 г.). Первомайское,Урус-Тамакское (1958 г.), Тат-Кандызское, Сабанчинское (1963 г.) и др.; в 70-егоды запасы открываемых месторождений уменьшились до менее 1 млн. т. Впоследующие годы балансовые запасы открываемых залежей нефти закономерноснижались и в последние годы в основном составляют 10-300 тыс. т.
 
3.2 Оценка ресурсной базы РТ
 
Оценка ресурсной базы в Республике Татарстантрадиционно проводится методом сравнительных геологических аналогий (МГА),дающим дифференцированную оценку ресурсов по крупным тектоническим элементам.По этим данным начальные потенциальные ресурсы нефти по Татарстану составляют4,5 млрд., т [14], из них накопленная добыча равна 2,7 млрд. т. (60 %), запасыкатегорий А+В+С1 + С2 — 1,035 млрд. т. (23 %), оставшиеся ресурсы нефтикатегорий Д и С3 — 0,765 млрд. т. (17 %).
В отличие от МГА, позволяющего дифференцироватьнефтяные ресурсы по территории, в представленной статье использован один изисторико-стати-стических методов, основанный на принципах ретроспективногоанализа открытия нефтяных месторождений Татарстана [15]. При этом дляколичественной оценки нефтяных ресурсов использовано распределение Парето,широко применяемое, особенно в последнее время, для количественного прогнозанефтегазоносности длительно разведуемых регионов, в которых средние и основнаячасть мелких месторождений класса М1 уже открыта.
Согласно этому распределению в длительноразведуемых регионах «распределение всей природной совокупности скопленийнефти и газа в регионе имеет амодальный характер с непрерывным возрастаниемчисла скоплений при переходе в область все более малых запасов» [16, 17].Одним из следствий принимаемого распределения является представление «осоизмеримости ресурсов нефти и газа, сосредоточенных в месторождениях различныхклассов крупности», которое заменяет тезис о концентрации большей части ресурсовв единицах крупнейших для региона месторождений [18,19].
Существующее фактическое распределение балансовыхзапасов залежей в Татарстане по классам имеет следующий вид:
1) более 100 млн. т — 4 залежи;
2) от 10 млн. до 100 млн. т — 29 залежей;
3) от 1 млн. до 10 млн. т — 496 залежей;
4) от 100 тыс. до 1 млн. т — 884 залежи;
5) от 10 тыс. до 100 тыс. т — 382 залежи;
6) менее 10 тыс. т- 15 залежей.
Получение фактического распределения сталовозможным после создания базы данных «Залежи нефти» в Татарскомгеологоразведочном управлении ОАО «Татнефть».
С учетом того, что первые три самых крупныхкласса залежей уже не будут пополняться залежами в связи с высокойразведанносьтю недр Республики Татарстан, было сделано допущение, что тенденциясвязи (корреляционная зависимость) между балансовыми запасами и числомединичных скоплений распространяется также на остальные классы залежей. По А.Перродону рассматриваемый регион Татарстана находится между так называемымирассеянным и концентрированным ареалами, т.е. данная территория в нефтеносномотношении относится к среднебогатым регионам.
При сопоставлении фактического и теоретическогораспределений отмечается, что наименее заполненными являются последние двакласса: от 10 тыс. до 100 тыс. т (382 залежи) и менее 10 тыс. т (15 залежей).Поскольку такие вероятностные распределения для Татарстана составлены впервые,для наглядности они были сопоставлены с теоретическим и фактическимраспределениями запасов по залежам нефти в США [17]. При сопоставленииотмечается одинаковая тенденция принимаемых распределений.
Если в качестве основного теоретическогораспределения принимать распределение Парето, то в ближайшем будущем вТатарстане предстоит открытие:
• залежей промышленного значения с балансовымизапасами, относящимися к классам от 10 тыс. до 100 тыс. т и от 100 тыс. до 1млн. т, число которых составит соответственно 53000 и 3868, что обеспечитприрост балансовых запасов 2738 млн. т;
• залежей непромышленного значения с балансовымизапасами от 1 тыс. до 10 тыс. т, общее число которых составит 580 тыс., априрост балансовых запасов по ним -1740 млн. т.
Дальнейшее наращивание запасов нефти в РеспубликеТатарстан связано с открытием мелких залежей нефти, приуроченных кмалоразмерным и соответственно малоамплитудным локальным поднятиям, запасынефти в которых соизмеримы с запасами в других более крупных классах залежей.
На основе анализа распределения Парето общийприрост балансовых запасов по результатам геологоразведочных работ при открытиипрогнозируемого числа залежей будет составлять 4478 млн. т. При среднемкоэффициенте извлечения нефти (КИН) равном 15 % балансовых запасов,углеводородный потенциал при самом оптимистичном прогнозе составит 671 млн. т,что вполне согласуется с исследованиями по оценке ресурсной базы в целом поТатарстану, выполненными с применением метода сравнительных геологическиханалогий (Ларочкина, 1999 г.).
По данным МГА, прогнозные (Д1 и Д2) иперспективные (С3) извлекаемые ресурсы составляют 984 млн. т, что при переводев категорию С1 при существующих коэффициентах перевода равно 555 млн. тизвлекаемых запасов. Вместе с остаточными запасами категорий А+В+ С1+ С2 вколичестве 1.035 млрд. т они являются существенной базой для дальнейшегоразвития нефтяной промышленности в Татарстане [20].
Как видно из сравнения прогнозных ресурсов,полученных двумя методами, — сравнительных геологических аналогий и построенияраспределения запасов, интерпретируемых распределением Парето, — припрактически одинаковых величинах углеводородного потенциала наиболееоптимистичную оценку прогнозных ресурсов нефти дает второй способ [21].
 
3.3 Перспективы развития нефтяной промышленности
 
Республика Татарстан является старейшимнефтедобывающим районом страны. Имеются положительные факторы, позволяющиеоптимистично оценивать перспективы подготовки новых запасов в старыхнефтедобывающих районах.
Практика показывает, что прогнозные ресурсы иоценки по мере изучения непрерывно возрастают и Республика Татарстанклассическое подтверждение этого. В Татарстане за годы рыночных реформобеспечивалось расширенное воспроизводство запасов нефти против 20-50 % впредыдущие годы. Обеспеченность разведанными запасами текущей добычи при еенепрерывном росте возрастала и в настоящее время выше, чем по стране. В республикерегулярно проводится переоценка прогнозных ресурсов нефти. В результатеначальные суммарные (извлекаемые) ресурсы возросли за последнее десятилетие на21 %. Неопоискованные извлекаемые ресурсы оцениваются выше, чем 30 лет назад.По мере изучения они будут возрастать. Планируется дальнейшая переоценка прогнозныхресурсов, которая проводится один раз за 5 лет. Как правило, каждая переоценкапрогнозных ресурсов приводит к их увеличению.
Во-вторых, при оценке ресурсов коэффициентизвлечения нефти (КИН) принимается обычно равным 30-35 %. Предполагается, чтопри освоенных технологиях в недрах после выработки извлекаемых запасовостанется в 2 раза больше нефти, чем будет добыто к концу разработкиместорождений.
Хотя для Республики Татарстан характерна высокаяопоискованность недр, за годы рыночных реформ воспроизводство запасов в ломулучшилось и по сравнению со среднероссийским с более благоприятным. Однако вобщем объеме прирост запасов за счет новых открытий снизился с 49,2 до 13%/год. Несмотря на достаточную обеспеченность разведанными запасами нефти встратегии значительное внимание уделено вопросам подготовки новых запасов. Этообъясняется высокой долей трудноизвлекаемых запасов нефти, составляющей 80 %. Стратегиявоспроизводства запасов на длительную перспективу в старых нефтяных районахдолжна предусматривать проведение работ в трех направлениях:
— дальнейшее изучение и опоискование залежейнефти в традиционных объектах разведки (отложения девона и карбона).
— проведение широкомасштабных работ по повышениюКИН, что может стать новым важнейшим направлением повышения ресурсной базы старыхнефтедобывающих районов [22].
— геологическое изучение нефтегазоносности нетрадиционныхобъектов глубокозалегающих пород кристаллического фундамента и рифей-вендскихосадочных отложений, пермских битумов [23].
В настоящее время в нефтяной промышленностиРеспублики Татарстан работает 28 малых нефтяных компаний, добыча нефти покоторым составляет от 10 тыс. до 500 тыс. т/год. В основном эти компании былисозданы на основании Указа Президента Республики Татарстан об увеличении добычинефти в 1997-1998 гг. На конкурсной основе им было передано 67 нефтяныхместорождений, причем в основном с трудноизвлекаемыми запасами, содержащихвысокосернистые нефти, большинство из которых было открыто 15-30 лет назад.Создание новых нефтяных компаний коренным образом изменило ситуацию с добычейнефти в республике появились новые инновационные технологии, конкуренция, новыеМУН и методы интенсификации добычи. В 2004 г. малыми компаниями добыто более4,8 млн. т. В ближайшие годы намечается довести добычу нефти по всемнезависимым нефтяным компаниям до 8 млн. т/год [24].
Опыт развития нефтяной промышленности Татарстана показалследующее
— оптимизация условий недропользования иналогообложения — ключ к решению проблемы ВМСБ и обеспечения потребностейстраны в нефти и газе,
— налоговое стимулирование и дифференцированное налогообложениедобычи нефти в зависимости от горно-геологических условий и пенсии истощениязапасов можно регламентировать и администрировать без коррупции;
— действующий закон «О недрах» позволяетдифференцировать НДПИ, стимулировать разработку «старых» и истощенных месторождений;
— если бережно относиться к недрам и по-хозяйскиими распоряжаться на уровне субъектов Федерации, то появляются огромные возможностидля дальнейшего
С целью успешной реализации стратегии развития нефтегазового комплексаРеспублики Татарстан необходимо создать благоприятные условия, обеспечивающиенеобходимый прирост запасов и нефти, что возможно в результате принятия болеесовершенного закона «О недрах», проект которого находится на обсуждении.
Для успешной реализации энергетической стратегииРеспублики Татарстан до 2020 г. необходимо создать нормальные условия развитиянефтяной промышленности. С этой целью следует:
— сохранить действующий механизм недропользования- совместное ведение Федерации и субъектов Российской Федерации по выдачелицензий по принципу «двух ключей»: Российской Федерацией и cсубъектом РоссийскойФедерации;
— предусмотреть возможность делегирования частиполномочий федерального центра по регулированию недропользования нарегиональный уровень; передать региональным органам власти полномочия пораспоряжению мелкими и средними месторождениями полезны ископаемых сизвлекаемыми запасами нефти до 30 млн. т.;
— ввести дифференцированное налогообложениедобычи нефти зависимости от горно-геологических и экономико-географических условийразработки нефтяных месторождений и товарного качеств нефти в недрах;
— для повышения эффективности освоения недрнеобходимо оста вить как конкурсную, так и аукционную форму доступа к недрам,каждая из них имеет преимущества и недостатки и может применяться зависимостиот конкретных условий;
— для рационального использования ресурсов недрнужно усилить государственный контроль за выполнением оговоренных условий недропользования;это осуществимо через ежегодные дополнения к лицензионным соглашениям, вкоторых записываются годовые уровни добычи, воспроизводства запасов, объемыразведочного и эксплуатационного бурения; они берутся из утвержденных вустановленном порядке проектных документов и авторских надзоров; контролируетевыполнение органами МПР РФ; положительный опыт имеется в Республике Татарстан;
— в законе «О недрах» необходимо предусмотретьстимулировании ВМСБ в результате отмены платежей на проведение ГРР за счетсобственных средств недропользователей, заявочного характера представленияучастков для рисковых нефтепоисковых работ, оплаты недропользователямиисторических затрат государства на участках недр только после выхода проекта наокупаемость и получения достаточных при былей, упрощения процедуры оформленияоткрытий, полного финансирования региональных и функциональных геологическихисследований за счет государства;
— утвердить на правительственном уровне «Правила разработки нефтяныхместорождений» и для рационального использования запасов углеводородного сырьягосударственную комиссию по запасам и Цен тральную комиссию по разработкеместорождений горючих полезны ископаемых подчинить непосредственно ПравительствуРоссии [25].

Заключение
Выводы по РФ:
Сырьевая база страны должна развиваться по схемерасширенного воспроизводства. Заявления об избыточности запасов у российскихкомпаний и предложения о введении экономических санкций на запасы, превышающиевосьми – девятилетнюю обеспеченность, ошибочны, по сути, и опасны для экономическогоразвития страны. В России уже в течение длительного времени (с 1994 г.)приросты запасов углеводородного сырья не компенсируют добычу нефти и газа.
В настоящее время в НГДУ «Сургутнефть» впромышленной эксплуатации находятся шесть месторождений с добычей нефти 18.5тыс. т/сут. Запасы нефти месторождений НГДУ «Сургутнефть» выработаны более чемна 60 %, наиболее крупного Западно-Сургутского — на 80 %. Благодаряприобретению новых месторождений, а также доразведке старых, объем имеющихся набалансе НГДУ извлекаемых запасов нефти за последние 3 года увеличился на 5 млн.т. Однако более половины оставшихся запасов нефти являются трудноизвлекаемыми.
Шаимский нефтегазоносный район является старейшимнефтедобывающим районом Западной Сибири, по которому в течение более 40 летнакоплен богатейший опыт поисково-разведочных работ. За этот период открыто 21месторождение нефти и введено в эксплуатацию 17. Несмотря на солидный возраст изначительные отборы запасов нефти (около 70 %), район сохраняет устойчивыеперспективы прироста запасов, что обеспечивается существенными вложениями вгеологоразведочные работы.
На территории Ставропольского края в пределахдеятельности акционерного общества подсчитанные начальные суммарные ресурсысоставляют 245,4 млн. т., из них 159,9 млн. т. уже добыто, 42,9 млн. т.подготовлено к разработке, 11,4 млн. т. — запасы категории С2 и 31,2 млн. т — неразведанные ресурсы.
Заботой об увеличении добычи нефти в ЗападнойСибири было продиктовано решение правительства создать новое производственноеобъединение «Пурнефтегаз». Сырьевая база осваиваемого «Пурнефгегазом» регионаимеет свои особенности. Геологические условия добычи нефти на этихместорождениях оказались достаточно сложными. 15 разрабатываемых месторожденийсодержат трудноизвлекаемые запасы.
ХМАО обладает высоким добычным потенциалом. В добыче нефти всебольшую роль играют запасы нефти юрских отложений, требующие нетрадиционногоподхода к их разработке. Обеспеченность добычи нефти запасами промышленныхкатегорий по округу не превышает 24-27 лет, в том числе разбуренными запасамисоставляет не более 10-11 лет.
Что касается перспективы развития нефтяной промышленности, тоглавной нефтяной базой страны на весь рассматриваемый период останетсяЗападно-Сибирская нефтегазоносная провинция.
Выводы по РТ:
Обеспеченность ресурсами и запасами нефти присуществующем уровне добычи нефти позволяет с оптимизмом смотреть на развитиеТЭК в Татарстане крайней мере, как минимум, на полвека вперед.
Более чем 35-летнее обеспечение современногоуровня добычи в республике запасами промышленных категорий делает благоприятныминвестиционный климат в Татарстане для разработки нефтяных месторождений, аобеспеченность добычи ресурсами нефти в течение 25 лет позволяет с большейуверенностью смотреть в будущее и вкладывать средства в поиск и разведкунефтяных месторождений.
В ближайшие годы главные усилия в развитиинефтяной промышленности Татарстана должны быть направлены на повышение объемов геолого-разведочныхработ с целью увеличения темпов воспроизводства запасов углеводородного сырья.

Список использованной литературы
1.   БорисовичГ.Ф. и др. Девятая пятилетка химической промышленности, с.78.
2.   Экономикахимической отрасли: Учеб. Пособие для вузов / Под ред. И.А. Садчикова. – СПб:Химиздат, 2000. – 384 с.
3.   АрбатовА.А. Повышение нефтеотдачи пластов как противодействие ухудшению качествасырьевой базы // Бурение. — 2002. Май-июнь. — С.-6-9.
4.   ГордеевО.Г. Состояние и перспективы развития нефтяной и газовой промышленности //Нефтяное хозяйство. — 2003. — № 1. – С. 4-7.
5.   МещеринА. Благие пожелания // Нефтегазовая вертикаль. — 2003. № 9-10 (июнь). – С.4-12.
6.   Нефтяноехозяйство. Ежемесячный научно-технический и производственный журнал. — 2004. — № 6. – С. 14-15.
7.   Нефтяноехозяйство. Ежемесячный научно-технический и производственный журнал. — 2004. — № 2. – С. 10-11.
8.   Нефтяноехозяйство. Ежемесячный научно-технический и производственный журнал. — 2005. — № 8. – С. 28-31.
9.   Нефтяноехозяйство. Ежемесячный научно-технический и производственный журнал. — 2005. — № 8. – С. 24-25.
10.  Нефтяное хозяйство.Ежемесячный научно-технический и производственный журнал. — 2003. — № 9. – С.48-51.
11.  Нефтяное хозяйство.Ежемесячный научно-технический и производственный журнал. — 2005. — № 4. – С.10.
12.  Нефтяное хозяйство.Ежемесячный научно-технический и производственный журнал. — 2005. — № 4. – С.11.
13.  Нефтяное хозяйство.Ежемесячный научно-технический и производственный журнал. — 2003. — № 12. – С.11-13.
14.  Государственный доклад осостоянии природных ресурсов и охрана окружающей среды Республики Татарстан в2001 году. Под ред. Б.Г. Петрова. – Казань: МЭПР РТ, 2001. – 389 с.
15.  Методическое руководствопо количественной и экономической оценке ресурсов нефти, газа и конденсатаРоссии. – М.: ВНИГНИ, 2000. – 189 с.
16.  Крылов Н.А. Проблемынефтегазовой ресурсологии // Геология нефти и газа. – 1998. — № 10. – С. 37-41.
17.  Прогноз месторожденийнефти и газа. Пер. с франц. – М.: Недра, 1981. – 350 с.
18.  Гудымова Т.В., НиколаеваЛ.Е., Скоробогатов В.А. Распределение прогнозных ресурсов газа по интерваламкрупности как составляющая геолого-экономической оценки. Тезисы докладов ВторойМеждународной Конференции «Теория и практика геолого-экономической оценкиразномасштабных нефтегазовых объектов». – С-Пб.: ВНИГРИ, 1998. – 130 с.
19.  Перродон А. Формированиеи размещение месторождений нефти и газа. Пер. с франц. – М.: Недра, 1991. – 359с.
20.  Корн Г., Корн Т.Справочник по математике. Для научных работников и инженеров. – М.: Наука,1973. – 832 с.
21.  Муслимов Р.Х. Перспективынефтеотдачи и ресурсы. Россия: третье тысячелетие // Вестник актуальныхпрогнозов. – 2001. — № 3. – С. 40-42.
22.  Нефтяное хозяйство.Ежемесячный научно-технический и производственный журнал. — 2003. — № 8. – С.26-28.
23.  Нефтяные и газовыеместорождения – саморазвивающиеся и постоянно возобновляемые объекты / И.Ф.Глумов, И.Н. Плотникова, Р.Х. Муслимов и др. // Геология нефти и газа. – 2004.- № 3. – С. 43-49.
24.  Кравцов Я.И., АлемасовВ.Е., Муслимов Р.Х. Комбинированное воздействие на продуктивные пласты какспособ достижения синэнергетического эффекта. Повышение нефтеотдачи пластов.Освоение трудноизвлекаемых запасов нефти. Труды 12 европейского симпозиума«Повышение нефтеотдачи пластов». – Казань: Идел-пресс, 2003.
25.  Нефтяное хозяйство.Ежемесячный научно-технический и производственный журнал. — 2005. — № 5. – С.10-14.
26.  Нефтяное хозяйство.Ежемесячный научно-технический и производственный журнал. — 2003. — № 6.
27.  Нефтяное хозяйство.Ежемесячный научно-технический и производственный журнал. — 2004. — № 5, 7, 8,9.
28.  Нефтяное хозяйство.Ежемесячный научно-технический и производственный журнал. — 2005. — № 1, 2, 3,4, 6, 7.
29.  Нефтяное хозяйство.Ежемесячный научно-технический и производственный журнал. — 2003. — № 1, 2, 3,4, 5, 6, 7.
30.  Нефтяное хозяйство.Ежемесячный научно-технический и производственный журнал. — 2002. — № 5.