ЭКО

Редакционный раздел

Пользователи : 11655
Статьи : 2796
Просмотры материалов : 10962205

      Свежий номер

     f2018 05

       Купить номер

 

Нефть, политика и научно-технический прогресс Печать

В статье обобщен опыт разработки нефтяных месторождений в СССР в 1950–1980-е годы. Основное внимание уделено отраслевой научно-технической политике. Исследованы причины, не позволившие решить проблему эффективной разработки уникального Самотлорского месторождения. Показано взаимовлияние политических и экономических процессов в Западно-Сибирском нефтегазовом регионе и СССР.

 

Проблемы, связанные с освоением и разработкой нефтяных месторождений, приобрели в СССР особую актуальность со второй половины 1950-х гг., так как топливно-энергетический баланс страны нуждался в прогрессивной перестройке. Кроме того, начиная с 1946 г. «холодная» война превращала нефть в один из главных ресурсов в противостоянии СССР – США. С открытием крупнейших нефтяных месторождений в Татарии и Тюменской области у СССР значительно выросли возможности наращивания экономического и геополитического потенциала. Вместе с тем задачи, которые решал СССР в Татарии и в Западной Сибири в 1950–1980-е гг., не имели аналогов не только в советской, но и в мировой практике. Быстрый взлет нефтяной отрасли в Татарии был связан с разработкой крупнейшего в стране Ромашкинского месторождения (открыто в 1948 г.), а в Тюмени – знаменитого Самотлора, открытого в 1965 г. и введенного в эксплуатацию в 1969 г.

При «наименьших затратах»

С первых шагов нефтяная Тюмень стала своего рода передовым плацдармом, где проходили практическую проверку и получали признание сотни и тысячи технико-технологических новаций в добыче, бурении, строительстве. Главная задача состояла в автоматизации производства, так как обеспечить сотни тысяч людей приличными условиями труда и быта на тюменском Севере было невозможно. Автоматизация промыслов позволяла ускорить темпы нефтедобычи, сократить капитальные затраты и потребность в людях. К середине 1970-х гг. нефтяники Западной Сибири комплексно автоматизировали 12 месторождений из 18. Промыслы региона по степени автоматизации и телемеханизации вышли на первое место в стране1.

Однако со второй половины 1970-х гг. темпы научно-технического прогресса стали неуклонно снижаться. Это было связано, прежде всего, с нарастанием системного кризиса в СССР. В ситуации ухудшения всех макроэкономических показателей развития страны правительство стало смотреть на освоение нового уникального нефтегазодобывающего района как на панацею. Скорейший запуск в разработку новых месторождений заслонил стоявшую первоначально задачу – вводить в эксплуатацию новые нефтяные и газовые месторождения только полностью автоматизированными и механизированными. В итоге даже те промыслы, которые вводились в 1971–1975 гг. комплексно автоматизированными, при их дальнейшем расширении переставали отвечать современным требованиям. Выходило из строя оборудование, выпущенное в 1960-е гг. и устаревшее не только физически, но и морально.

Разрыв между темпами нефтедобычи и ее научно-техническим обеспечением привел к тому, что в 1980-е гг. уровень автоматизации производственных процессов на промыслах «Главтюменнефтегаза» был ниже, чем в целом по отрасли и в старых нефтяных районах СССР. В результате в 1986 г. в Нижневартовске, главном районе нефтедобычи в Западной Сибири, на одного работающего, занятого в основном производстве, приходилось 5–6 и более человек в обслуживающих отраслях и управленцев. В то время как на зарубежном Севере это соотношение выглядело как 1:1 или даже 1:0,52. В результате не была решена главная задача – взять богатства Западной Сибири «не числом, а умением».

Участок по добыче нефти на тюменском Севере – это десятки квадратных километров, промысел – сотни. Плюс, как правило, бездорожье. В этих условиях только с помощью средств автоматики можно было ответить на вопрос: сколько продукции получила бригада за смену, за сутки? Без такой информации работа велась вслепую, что в 1980-е гг. было немыслимо для промысловиков в старых нефтяных районах страны. К системе телеконтроля в 1985 г. было подключено менее 1/3 эксплуатируемых тюменских скважин. «Как же можно добиться максимальной отдачи от каждой скважины, если она не является объектом контроля?» – задавали риторический вопрос корреспонденты газеты «Социалистическая индустрия».

Варварскую эксплуатацию тюменских месторождений объясняет основополагающий экономический критерий нефтедобычи в СССР – выполнение производственных планов при минимизации капиталовложений в нефтедобывающий район. На практике этот критерий невозможно было применить без больших потерь в развитии отрасли. Первоначально, по концепции академика И.М. Губкина (1933 г.), он был направлен на обеспечение плановой потребности в нефти, высокой эффективности капитальных вложений и повышенных коэффициентов нефтеизвлечения. Со временем формулировка критерия становилась всё жестче. В конце 1940-х–1950-е гг. он звучал уже так: «Обеспечить полное удовлетворение текущей и перспективной потребности народного хозяйства страны в нефти и нефтепродуктах при минимальных затратах и с возможно минимальными потерями нефти». Наконец, в 1988 г. в № 6 «Вестника АН СССР» появилась уточненная формулировка: «Удовлетворение общественной потребности в нефти при наименьших (т.е. меньше “минимальных”. – В.К.) затратах и наиболее полном отборе нефти из запасов»3.

Понятие «наименьшие затраты» требует дополнительных разъяснений в каждом конкретном случае, потому что обосновать их инженерными расчетами невозможно. Неясно, как реализовать этот критерий на вполне конкретных, разнообразных и многочисленных месторождениях. Поэтому разъяснение термина «наименьшие затраты» сводится к ответу на вопрос – дадут или не дадут вышестоящие правительственные органы предусмотренный проектом объем капитальных вложений.

Причины падения

Стремительный взлет нефтедобычи в Западной Сибири был достигнут во многом благодаря интенсивной выработке лучших по качеству и местоположению запасов минерально-сырьевых ресурсов. Так, на территории Ханты-Мансийского округа из почти 500 месторождений нефти и газа всего 12 в течение 1964–1995 гг. обеспечили 80% добычи региона4. Но в начале 1980-х гг. крупнейшие сибирские месторождения прошли свой пик добычи, и для многих руководителей в министерстве и правительстве резкий спад стал неожиданным.

Среди причин быстрого выхода месторождений «на полку» – внедрение основополагающего экономического критерия нефтедобычи. Экономия от минимизации капиталовложений оказалась мнимой и обернулась колоссальными потерями. Яркий пример – эксплуатация Самотлора. Если на аналогичных месторождениях за рубежом предпочтение отдавалось длительному комплексному геолого-физическому изучению объектов разработки и компьютерному моделированию технологических процессов перед вводом в разработку, то при освоении Самотлора все делалось в спешке. Пробная эксплуатация скважин была слишком кратковременной, чтобы провести необходимые исследования: при составлении «Принципиальной схемы разработки Самотлорского нефтегазового месторождения» площадью 1200 км2 было пробурено всего 33 разведочных скважины.

Вопреки опыту разработки Ромашкинского и зарубежных месторождений началась невиданная в мировой практике интенсификация добычи нефти с первых дней его освоения. Чем это закончилось? Максимальный уровень добычи (155 млн т) продержался всего год (1980 г.). Уже в 1988 г. на Самотлоре было добыто нефти на 1/3 меньше проектного уровня. А соблюдение проектной цифры в 130 млн т в год позволило бы эксплуатировать Самотлор на этом уровне, по оценкам специалистов, 19 лет5.

Ложные подходы к нефтедобыче обернулись большой драмой идей и людей. Начальник «Главтюменнефтегаза» В.И. Муравленко (в 1965–1977 гг.) хорошо понимал цену вопроса и возражал против форсированных темпов добычи, но его предупреждений в ЦК КПСС и правительстве услышать не захотели. Трагедия Муравленко в том, что он понимал: самотлорский спринт – это путь к катастрофе, но положить конец губительной политике не мог. Трудной оказалась и судьба ближайших соратников и преемников легендарного нефтяника. Они не смогли пережить внутренний конфликт, многие преждевременно ушли из жизни6.

Освоение Самотлора шло в условиях, практически исключающих своевременный контроль и регулирование процессов разработки отдельных объектов месторождения. Если в Татарии интенсивность разработки Ромашкинского месторождения нарастала постепенно – с 1955 по 1970 гг., то Самотлор вывели на максимальную добычу всего за 10 лет (1970–1980). Характеризуя сибирский этап развития отрасли, В.И. Грайфер, начальник «Главтюменнефтегаза» в 1985–1989 гг., отмечал, что «темпы отбора нефти на месторождениях Западной Сибири «были кратно выше, чем в Татарии в период ее расцвета. Например, на пласте БВ8 Самотлора на один ряд добывающих скважин приходился ряд нагнетательных. А ведь даже на “Ромашке” на один ряд нагнетательных скважин приходилось три ряда добывающих»7.

Технологическая схема разработки «Ромашки» базировалась на следующих основных элементах: первичное внутриконтурное заводнение, редкая сетка скважин, двухстадийное разбуривание и укрупнение объектов разработки. Эти элементы были небесспорны. Но на первом этапе разработки месторождения-гиганта они позволили интенсифицировать добычу нефти. Проблемы начались в последующий период жизни месторождения, когда выигрыш в средствах и времени, полученный на первом этапе разработки, обернулся большими потерями. Многие возникшие трудности были связаны именно с выделением «наименьших» капиталовложений на разработку месторождения. Как показал опыт разработки в Волго-Уральском районе, расходы по подъему и утилизации «попутной воды» при двухстадийном разбуривании за весь срок разработки на порядок превысили объем капиталовложений, необходимый для бурения добывающих скважин по оптимальной сетке с самого начала разработки месторождения.

Ошибки и просчеты

Дискуссии о технологиях заводнения продуктивных нефтяных пластов велись не только в СССР, но и за рубежом. По мнению ученых и специалистов, эффективность приемов заводнения нельзя оценивать безотносительно к конкретным геолого-геофизическим характеристикам пласта. Западные ученые считали и считают закачку воды «вторичным» и даже «третичным» методом разработки, полагая, что ее необходимо производить только после разработки месторождения на естественных режимах, когда достаточно полно изучено геофизическое строение объекта. В СССР возобладала другая точка зрения (научная школа академика А.П. Крылова), которая предусматривала закачку воды в продуктивные пласты с самого начала их разработки.

Интересно в этом плане сопоставление общих подходов к разработке крупнейших месторождений СССР и США – Самотлорского и Прадхо-Бэй, открытых и введенных в эксплуатацию примерно в одни годы. На Прадхо-Бэй (Аляска) приступили к массовой закачке воды в пласты с целью вытеснения нефти только после детального изучения геолого-физического строения продуктивных пластов – через 16 лет после открытия месторождения и спустя семь лет после ввода его в разработку. На пике добычи месторождение Прадхо-Бэй эксплуатировали 10 лет. А эксплуатацию Самотлора начали через четыре года после открытия и сразу приступили к закачке воды, еще не зная толком геологическое строение месторождения. Результат известен.

Более эффективным способом нефтеизвлечения (и более безопасным для природы) является законтурное заводнение (за контурами месторождения). Однако в Западной Сибири разработку месторождения начинали, зачастую не представляя, где его границы (контуры), поэтому преобладала внутриконтурная закачка воды. В новом добывающем районе была отвергнута традиционная схема: сначала полная разведка месторождения, затем создание социальной и производственной инфраструктуры и только после этого – собственно добыча углеводородов. На тюменском Севере все делалось практически одновременно.

Это порождало ошибки и просчеты. Одним из многочисленных свидетельств неподготовленности Тюмени к решению проблемы эксплуатации месторождений являются воспоминания Л.В. Аксарина, первого секретаря нижневартовского райкома КПСС в 1963–1965 гг. Принимавший активное участие в обустройстве прибывавших в район нефтяников, руководитель удивлялся, как непродуманно правительство подошло к вопросу организации добычи сибирской нефти: «Расчет был, видимо, довольно прост: направить людей, они как-нибудь там окопаются, перебьются, местные власти что-нибудь предпримут…»8. Характерно, что в 1964 г. у тюменских нефтяников еще не было достаточных сил и средств, поэтому пробную эксплуатацию месторождений в Усть-Балыке и Мегионе пришлось проводить геологам9.

Ускоренная разработка месторождений не выдержала проверку временем и значительно осложнила развитие отечественной нефтяной промышленности. «Действительность такова, – пишет крупный ученый и организатор отрасли Г.Г. Вахитов, – что месторождение даже в условиях начальной редкой сетки скважин разбуривается продолжительное время. А затем после создания первоначальной системы разработки (после завершения бурения скважин первой стадии) требуется значительное время для обобщения результатов сложных промыслово-геофизических исследований и гидродинамических расчетов по перемещению закачиваемой воды. Таким образом, на очень ответственном начальном этапе эксплуатации месторождения до принятия решения о дополнительном бурении скважин второй стадии проходят многие годы. В это время закачиваемая с первых дней эксплуатации месторождения вода неконтролируемо движется в неоднородной пористой среде и хаотично появляется в совершенно неожиданных местах по простиранию и в отдельных интервалах по вертикали продуктивного пласта»10.

В результате советская нефтяная промышленность в буквальном смысле «утонула» в воде. В 1985 г., при добыче 595,3 млн т нефти, по отрасли было закачано в пласты более 2,2 млрд м3 воды. Для сравнения: на промыслах США объем закачиваемой воды в 1950–1980-е гг. составил около половины от общего объема добываемой нефти. На поздней стадии (втором этапе) жизни советского месторождения отбор оставшихся обводненных извлекаемых запасов был, по существу, не технологией «вытеснения нефти водой», а дорогостоящим длительным «вымыванием остаточной нефти» из обводненного на первом этапе разработки продуктивного пласта. В 1989 г. из скважин подняли 2 млрд т жидкости при добыче по Миннефтепрому СССР 580 млн т нефти, т.е. с каждой тонной нефти вынужденно добывалось более трех тонн воды11. Помимо прочего, это привело к серьезным экологическим проблемам.

О грубых нарушениях всей технологической схемы эксплуатации Самотлорского месторождения предупреждали ученые Сибирского научно-исследовательского института нефтяной промышленности (СибНИИНП, Тюмень). В 1978 г. Е. Ефремов, тогда заместитель директора СибНИИНП, в докладной записке сообщил заместителю министра нефтяной промышленности СССР Э. Халилову о нарушениях проекта разработки Самотлора – о чрезмерной перегрузке наиболее известных и доступных залежей, пренебрежении остальными, об отклонении от технологии, нежелании внедрять механизированные способы добычи. Ученых не захотели услышать. Добыча нефти на четыре года опережала обустройство промыслов. Не были построены объекты, предусмотренные проектом, почти на 1,5 млрд руб.12

На голодном пайке

Такие подходы можно объяснить ограниченными экономическими возможностями СССР в послевоенные пятилетки восстановления народного хозяйства. Но с чем связан недостаток капиталовложений при разработке уникального Самотлорского месторождения в 1970–1980-е гг.? Говоря о нехватке средств, следует помнить, что СССР обеспечивал дешевой нефтью большое число социалистических и развивающихся государств, недополучая при этом огромные суммы нефтедолларов, которые могли бы быть направлены на развитие нефтяной промышленности. Кроме того, нефтедоллары нужны были стране, чтобы удовлетворять растущие потребности общества в условиях падающей эффективности советской экономики. Отметим, что в начале 1980-х гг. ежегодные валютные поступления от нефтеэкспорта в СССР достигали, по разным оценкам, от 15 до 24 млрд долл. США13. А ведь был еще и экспорт природного газа.

В 1993 г. бывший (первый) начальник производственного объединения «Татнефть» А.Т. Шмарев с горечью констатировал: «Отрасль, на которой держалась вся жизнь страны, сама почти ничего не получила для своего обновления и развития… Добро бы те сотни миллиардов долларов (от продажи нефти за рубеж. – В.К.) мы всем народом прокутили. А то ведь профукали, черт знает, на какие злодейства, Бог ведает, на какие красивые утопии. Как задумаешься над всем этим… Невыносимо!»14.

Кроме собственно политических причин (военные и стратегические цели советского руководства, необходимость компенсировать снижение эффективности советской экономики), сказались планово-распорядительный характер управления, слабость материально-технической базы институтов, неразвитость научного приборостроения. В 1970-е гг. СССР уже существенно уступал Западу в развитии вычислительной техники. Эффективность создаваемых автоматизированных систем управления (АСУ) во многом определялась их технической базой, а машины, которыми в основном оснащались вычислительные центры отраслей Западно-Сибирского нефтегазового комплекса (Минск-32, БЭСМ-4М, ЕС-1020) не могли обеспечить должный уровень автоматизации из-за недостаточного быстродействия и объема оперативной памяти15. Следует подчеркнуть, что для условий нефтяной промышленности задачи прогноза и перспективного планирования основных показателей разработки месторождений в рамках АСУ имели первостепенное значение.

Собственные вычислительные мощности СССР не могли угнаться за требованиями научно-технической революции, а на импорт электронно-вычислительной техники тратилась ничтожная часть нефтедолларов. По подсчету М.В. Славкиной, в общем объеме импорта СССР доля вычислительной техники не достигала 0,5%, в то время как на зерно, мясо, одежду и обувь в разные годы тратилось от 30 до 100% долларовой выручки от нефтеэкспорта16.

Чем хуже складывалась ситуация в экономике СССР, тем более амбициозные задачи ставились перед нефтяниками. В 12-й пятилетке (1986–1990 гг.) предприятия Западно-Сибирского нефтегазового комплекса должны были освоить 82 млрд руб. – столько же, сколько за предыдущие 20 лет17. Но как это сделать, похоже, не знали ни в центре, ни в регионе. Предпринятые в годы перестройки меры по ликвидации спада темпов тюменской нефтедобычи отражали старую тактику: ввод в эксплуатацию новых месторождений, форсирование темпов отбора нефти на эксплуатируемых месторождениях. Эта тактика не устранила глубинных причин кризиса: ЗСНГК остался на голодном пайке с точки зрения поставок техники и оборудования. Не помогла и наука. В стране нарастала анархия, закончившаяся распадом СССР.

В 2000-е гг. растущие мировые цены на углеводороды и высокие нефтегазовые доходы России породили самоуспокоенность власти и общества, стали причиной еще большего, чем в СССР, сырьевого перекоса в экономике, привели ее к стагнации. Природные богатства России породили мнение о «ресурсном проклятии» страны, которое якобы мешает как экономической, так и политической модернизации государства.

Однако «проклятие» России не в ее природных ресурсах, а в неумении разумно распорядиться ими. Изобилие природных богатств не избавляет от выбора. Более того – требует его. Одной из причин системного кризиса в СССР стала неспособность советского руководства отказаться от волюнтаристского подхода к экономике. Однако и реформы 1990–2010-х гг. не только не способствовали завершению модернизационного перехода – напротив, они привели к деиндустриализации страны, потере половины промышленного потенциала РФ18. Поэтому впору ставить вопрос не о модернизации экономики, а о реиндустриализации страны.

Сегодня в России другая экономика и другое управление. Но прежние ошибки не изжиты. «Энергетическая стратегия России на период до 2030 г.» по-прежнему ориентирована в основном на рост нефтедобычи за счет интенсификации отборов на эксплуатируемых, частично обводненных месторождениях. Не уделяется должного внимания перспективе отрасли, геологоразведке, своевременному восполнению запасов. Политика страны определяет ее экономику, но идеология не должна заслонять здравый смысл, а сиюминутные выгоды – перспективу развития.

 


1 Карпов В.П. История создания и развития Западно-Сибирского нефтегазового комплекса. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2005. – С. 84, 85.
2 Трудная нефть // Социалистическая индустрия. – 1985. – 7 авг.
3 Вахитов Г.Г. Полвека отечественной нефтедобычи: от взлета к падению // Нефть страны Советов. Проблемы истории нефтяной промышленности СССР (1917–1991). – М.: Древлехранилище, 2005. – С. 502–503.
4 Экономическое развитие Западной Сибири в ХХ веке (дискуссионные материалы) / В.В. Кулешов, В.А. Крюков. – Новосибирск: ИЭиОПП СО РАН, 2000. – С. 31.
5 Карпов В.П., Гаврилова Н.Ю. Нефть во внешней политике и торговле Советского Союза в 1960–1980-е годы // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. – 2002. – № 4. – С. 119.
6 Подробнее см.: Карпов В.П., Курятников В.Н. Сибирский триумф Виктора Муравленко // Горные ведомости. – 2012. – № 12. – С. 84–85.
7 Цит. по: Вахитов Г.Г. Нефтяная промышленность России: вчера, сегодня, завтра. Опыт разработки месторождений углеводородов в 1950–2012 гг. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2012. – С. 79.
8 Комгорт М.В. 1964 год: начало нефтяной истории Тюмени // Горные ведомости. – 2009. – № 6. – С. 89.
9 Там же. – С. 90.
10 Вахитов Г.Г. Нефтяная промышленность России… – С. 17.
11 Там же. – С. 92, 111, 122, 123, 133.
12 Известия. – 1985. – 28 мая.
13 Славкина М.В. Великие победы и упущенные возможности: влияние нефтегазового комплекса на социально-экономическое развитие СССР  в 1945–1991 гг. – М.: Изд-во РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2007. – С. 280; Вахитов Г.Г. Нефтяная промышленность России… – С. 71–72.
14 Цит. по: Вахитов Г.Г. Нефтяная промышленность России… – С. 216.
15 Государственный архив Российской Федерации. – Ф. 5587. – Оп. 18. – Д. 1853. – Л. 6.
16 Славкина М.В. Байбаков. – М.: Молодая гвардия, 2010. – С. 150.
17 Карпов В.П. Западно-Сибирский нефтегазовый проект: от замысла к реализации / В.П. Карпов, Г.Ю. Колева, Н.Ю. Гаврилова, М.В. Комгорт. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2011. – С. 249.
18 Алексеев В.В. Россия между индустриализмом и постиндустриализмом // Россия между прошлым и будущим: исторический опыт национального развития. Мат. Всерос. науч. конф. – Екатеринбург: УрО РАН, 2008. – С. 6.

 

Комментарии  

 
0 #1 Юлия Полюхова 25.03.2016 21:17
С Вами совершенно согласна. Необходимо задуматься о переработке и о вторичной углубленной переработке нефтепродуктов. Необходимо позиционировать себя как производителя конечного продукта, а не как простого экспортера ресурсов. Возможно следует вести более агрессивную гос. политику регулирования отрасли. Например, обязать нефтедобытчиков определенный процент добытой нефти отправлять на внутреннюю переработку (в России), тем самым будут простимулирован ы ТНК и крупные национальные компании к развитию высококачествен ной и глубокой нефтепереработк и в России. На данный момент они не видят в этом большой выгоды,чтобы делать на переработке основной акцент. Сейчас нефтепереработк а ориентирована на внутренний рынок, а ГОСТы не дают повода совершенствоват ь технологии. Необходимо ориентироваться на стандарты превышающие европейские, в таком случае мы сможем выйти на международный рынок.Что в итоге даст государству прирост ВВП, благодаря росту крупного, среднего и малого бизнеса.
Цитировать
 

Добавить комментарий


Защитный код
Обновить

 

Похожие ccылки