На 01.01.2010 г. в автономном округе построено: 12990 кустов скважин, 323 объекта сбора нефти и газа, 234 установки предварительного сброса пластовой воды, 100 объектов подготовки нефти, общая протяженность трубопроводов составляет 99833 км, затраты на строительство и реконструкцию объектов обустройства в 2009 г. составили 258.1 млрд.руб., или 954 руб./т.

Старение трубопроводов, которое приводит к аварийным разливам и загрязнениям почвы и воды, характеризуется следующим показателем: 39.7% трубопроводов разного назначения имеют срок эксплуатации выше 15 лет. Необходимы высокие темпы модернизации изношенных трубопроводов, иначе экологические катастрофы и загрязнения земель неизбежны.

По двум вариантам Стратегии развития нефтедобычи в округе сделаны оценки по объемам строительства основных объектов производственной инфраструктуры – кустовых площадок для бурения скважин, трубопроводов различного назначения, объектов системы поддержания пластового давления, объектов транспортного обеспечения, энергообеспечения и других объектов.

Расчеты сделаны на основе анализа зависимости ежегодного объема строительства нефтепромысловых объектов от ввода эксплуатационных скважин, построенной по фактическим данным строительства объектов производственной инфраструктуры в Ханты-Мансийском автономном округе – Югре в 2000-2009 гг. Для каждого из видов объектов обустройства на основе прогноза динамики соотношения «ввод объектов обустройства/ввод эксплуатационных скважин» рассчитана динамика строительства по годам.

В первом варианте Стратегии для обеспечения нефтедобычи с 2010 по 2030 гг. необходимо построить 84.6 тысячи эксплуатационных скважин, 6.9 тысячи кустовых площадок, 71.7 тыс. км. нефтепромысловых трубопроводов, 485 объектов сбора, транспорта и подготовки нефти, 185 резервуарных парков, 7.6 тыс. км. межпромысловых автодорог.

Во втором варианте требуется построить 68.3 тысячи эксплуатационных скважин, 5.5 тысячи кустовых площадок, 57.8 тыс. км. промысловых трубопроводов, 387 объектов сбора, транспорта и подготовки нефти, 152 резервуарных парка, 6.2 тыс. км. межпромысловых автодорог.

 

Рис.21. Динамика инвестиций в развитие нефтедобычи (вариант 1)

 

Рис.22. Динамика инвестиций в развитие нефтедобычи (вариант 2)

 

Объем необходимых инвестиций в развитие нефтедобычи по первому варианту с 2010 по 2030 гг. составит ~ 4960 млрд.руб., или в удельном выражении в среднем за период 887 руб. на 1 тонну добытой нефти (рис.21). Второй, менее затратный вариант развития, потребует 4400 млрд.рублей капитальных вложений (или удельных затрат 797 руб./т) (рис.22).

Выработка продукции на нефтеперерабатывающих заводах автономного округа в период с 2010 по 2030 гг. не превысит 1.7-2.0 млн.т. в год. При этом на переработку будет направляться 5.6-6.0 млн.т. нефти ежегодно. Модернизация производств нефтеперерабатывающих заводов будет связана с необходимостью доведения стандартов топлива до уровня «Евро-3″ и «Евро-4″. Общая величина капитальных вложений на модернизацию и реконструкцию заводов за период до 2030 года составит около 6 млрд.руб.

Большое внимание в развитии нефтегазового комплекса уделяется реконструкции газоперерабатывающих производств автономного округа. Для доведения в целом по Югре уровня утилизации попутного нефтяного газа до 95% необходимо увеличение производительности Южно-Балыкского газоперерабатывающего комплекса, мощностей ООО «Няганьгазпереработка», а также реконструкции оборудования Нижневартовского газоперерабатывающего комплекса. На эти цели, а также на обеспечение стабильной работы оборудования на других заводах необходимо за 21 год инвестировать в газопереработку не менее 10.4 млрд.рублей.

Ежегодные темпы строительства новых трубопроводов в Ханты-Мансийском автономном округе – Югре составляют 2.2-2.4 тыс. км. труб различного назначения, темпреконструкции около 1.8-2.0 тыс. км. в год. В последние годы объем реконструкции трубопроводов растет, однако существующие темпы реконструкции в автономном округе не обеспечивают «омоложение» фонда трубопроводов.

Одним из наиболее действенных путей снижения аварийности на трубопроводах является разработка мероприятий своевременного ремонта, реконструкции и замены трубопроводов. В условиях развития нефтегазового комплекса, когда ежегодно новых нефтепроводов строится в 1.2 -1.5 раза больше, чем реконструируется, происходит общее старение трубопроводов, растет потенциальная опасность увеличения количества аварий. Из расчетов по вариантам развития нефтедобычи следует, что количество объектов производственной инфраструктуры за 2010-2030 гг. увеличится более чем в 2 раза, а по некоторым видам объектов – в 2.5 – 3 раза. Если за 2009 г., при общей протяженности нефтепромысловых трубопроводов около 83 тыс. км, количество аварий в округе, по данным Департамента охраны окружающей среды и экологической безопасности, составило 4.8 тысячи, то в ближайшие годы количество аварий при недостаточных темпах замены и реконструкции объектов может увеличиваться ежегодно на 1.2 – 1.5 тысячи, а к 2030 г. общая аварийность может вырасти до 18 тысяч в год. Объем ежегодных потерь нефти от аварийных разливов (прямых и косвенных) при этом достигнет 1.0-1.5 млн.т..

Для реализации плана мероприятий по реконструкции трубопроводов необходимо поддерживать средние объемы замены и капитального ремонта по автономному округу не менее чем 3300-3600 км. трубопроводов в год для сохранения уровня аварийности 2008-2009 гг. (при среднем возрасте трубопроводов не более 11.5-12 лет). По отдельным лицензионным участкам, на которых средний возраст трубопроводов превышает 15 лет, необходимо увеличить объемы реконструкции на 25-35% по сравнению с рекомендуемыми в среднем по автономному округу.

 

Рис.23. Объём реконструкции трубопроводов по вариантам 1 и 2 Стратегии

 

При этом общие объемы реконструкции трубопроводов должны ежегодно увеличиваться с 3.2-3.5 тыс. км. в 2010 г. до 5.8-6.2 тыс. км. в 2030 г. (рис.23).

При рассмотрении развития системы использования попутного нефтяного газа в Стратегии заложены следующие основные положения:

• полное выполнение намеченной программы мероприятий на 2006-2010 гг. по строительству объектов инфраструктуры утилизации газа;
• доведение уровня утилизации газа по округу в 2012 г. не менее 95%;
• увеличение общей производительности газоперерабатывающих заводов, расположенных на территории автономного округа, до 23-25 млрд.м³;
• увеличение использования газа на промысловых газоэлектростанциях для выработки электроэнергии до 2.5 млрд.м³ к 2010 г. и до 5.5-6 млрд.м³ к 2020 г.;
• увеличение использования попутного нефтяного газа для поддержания пластового давления в системах разработки нефтяных месторождений.

Объем ресурсов попутного газа по первому варианту составит от 36 млрд.м³ в 2010 г. до 29 млрд.м³ в 2030 г., а суммарно с 2010 по 2030 гг. – 654 млрд.м³. Из них около 350 млрд.м³поступит на переработку на газоперерабатывающих заводах, 213 млрд.м³ – на выработку электроэнергии.

 

Рис.24. Ресурсы ПНГ по вариантам 1 и 2 Стратегии

 

По второму варианту суммарный объем ресурсов газа составит 564 млрд.м³, в том числе для переработки – 300 млрд.м³, для выработки электроэнергии – 188 млрд.м³ (рис.24).