Геолого-экономическая оценка комплексного использования ярегской тяжелой нефти

«Людям, мечтающим о новом Баку на Ухте и ищущим легкой наживы, надеяться на Ухту не следует. Только явившись во всеоружии науки и техники, со значительными денежными средствами, при упорном труде и энергии возможно вызвать к промышленной жизни этот темный угол России». П. Полевой, 1907 г . [1].

В стратегическом развитии экономики России намечена смена парадигмы регионального развития – отход от отраслевого взгляда на экономику региона и переход к кластерному направлению. В русле смены парадигмы лежит и новый подход к оценке и эффективному использованию природных ресурсов, который предполагает: глубокую и комплексную переработку, создание современной развитой транспортной системы, соответствие получаемых продуктов мировым стандартам при максимальном использовании региональных преимуществ. Проявлением нового подхода является принцип учета экономических интересов действующих субъектов [2]. Примером реализации эффективного использования природных региональных ресурсов может стать решение проблем добы- чи и переработки высоковязкой тяжелой нефти Ярег-ского месторождения, уникальной по своим свойствам, но труднодоступной по технологии извлечения.

На территории России из 100% запасов высоковязких нефтей и битумов промышленных категорий 14% приходится на Республику Коми, 19% – на Татарстан и 42% – на Западную Сибирь. Добыча аномально вязких нефтей составляет в настоящее время всего около 3% общей мировой добычи нефти [3]. Основная доля разведанных запасов нефти в Республике Коми категорий А+В+С 1 сосредоточена в девонских отложениях – 46,1% (из них 18,7% приходится на Ярегское месторождение высоковязкой нефти), а также в пермокарбоновых отложениях – 29,8% [1].

Характеристика Ярегского месторождения

История открытия. Первое упоминание о Яреге как потенциально нефтеносном объекте относится к 1889–1890 гг., когда на Тимане работала экспедиция Геологического комитета во главе с будущим академиком Феодосием Николаевичем Чернышевым. За два года были исследованы Южный и Северный Тиман, проведены разведочные работы шурфами и речным буром на реках Ухте, Чути и Яреге. В августе 1889 г. из скважин № 3 и 4 в районе р. Ухты нефть стала выходить непрерывной струей. Район Ухты был признан промышленно нефтеносным. В 1906 г. Горный департамент выделил потенциально нефтеносные участки площадью 1200 десятин капитану Измайловского полка Ю.А. Воронову в районе притоков Ухты (реки Половинь-Йоль и Ярега) для организации промысла. В июле 1907 г. в районе Яреги экспедиция геолога П. Полевого с привлечением геолога Нобелевской нефтяной компании Ф.А. Андерсона обследовала течение р. Ухты и ее притоков Яреги и Чути [1, 4, 5].

В апреле 1932 г. известный нефтяник страны И.Н. Стрижов заложил первую скважину на «линии Стрижова», которую он наметил для размещения первоочередных скважин. Из первой же пробуренной скв. № 57 была получена нефть. Позже скв. № 62 с глубины 192–205 м дала 2 т густой нефти. Так было официально открыто Ярегское месторождение тяжелой нефти. Его первооткрывателем считается И.Н. Стрижов. После бурения в 1932– 1933 гг. последующих скважин было подтверждено открытие месторождения тяжелой, высоковязкой нефти с повышенной плотностью при низком пластовом давлении. Запасы нефти на первом этапе оценивались около 40 млн. т [1, 6].

Специфика ярегской нефти . Нефть Ярег-ского месторождения оказалась уникальной. Ее плотность составила от 0,91 до 0,94 г/см³, очень высокая вязкость – до 16000 мП.с, температура в пласте – 6-8 ̊ С, низкое пластовое давление –1,3 МПа. Количество нефти в 1 м³ породы составляет 200 кг. По оценке профессора А.А. Чернова, нефть Яреги принадлежит к типу нафтеноароматических [7] с предельно низким для тяжелых нефтей содержанием серы – от 0,84 до 1,17%. При возгоне эта нефть не дает бензина, но содержит от 8 до 12% керосиновых фракций. При вакуумной разгонке получается 5,7% газойля, 14,92% соляровых погонов, 5,37% веретенного масла и 21,79% автола [4, 8].

Согласно классификатору Геологического словаря [9], в дистиллятной части ярегской нефти преобладают нафтеновые и ароматические углеводороды. При этом количество последних к высшим фракциям возрастает. Нефть малопарафинистая: содержание твердого парафина ниже 1%, а асфальтосмолистых веществ достигает 20% и более. По условиям залегания подобная нефть приурочивается к зоне активного окисления.

Геологическое строение месторождения. В 1937 г. Н.Н. Тихонович после первых лет геологических исследований сформулировал сжатую и вместе с тем убедительную и фактически достоверную характеристику Ярегского месторождения, подчеркивая особенности тектоники, литологии и физико-химических свойств нефти III пласта, – главного концентратора тяжелой нефти [10]. Промышленная нефть залегает на глубинах 130–300 м. Уникальность Ярегского месторождения состоит в том, что кроме больших запасов нефти оно содержит огромные запасы нефтетитановой руды (50% общероссийских). Нефтетитановая руда представляет собой пропитанный нефтью песчаник (рисунок) [11, 12].

Рис. Разрез продуктивного пласта Ярегского нефтетитанового месторождения [12].

1 – песчаники нефтяные безрудные; 2 – аргиллиты; 3 – алевролиты; 4 – песчаники кварцевые нефтетитаносодержащие; 5 – метаморфические сланцы.

Площадь месторождения составляет 40 км2. Месторождение III промысла представляет собой пластовую залежь, расположенную на своде и юго-востоке погружения Ухтинской антиклинальной складки. Тип месторождения принадлежит к категории структур, построенных на погребенных хребтах более древних пород. Характерной особенностью Ухтинской складки является присутствие вторичных структур форм на крыльях. Средний угол падения в области северо-восточного крыла, где расположена большая часть месторождения, составляет 1,5– 2о, во вторичных структурах – не превышает 5о.

В геологическом строении основную роль играют D отложения, достигающие мощности 1000 м, структура которых описана ниже.

Фаменский ярус D 3

• –    ижемская свита (известково-доломитовая толща, глины, мергели, гипсоносные слои мощностью 130 м);

Франский ярус D 3 (известняки, песчаники с прослоями глин и мергели мощностью 110 м);

• –    сирачейская свита (известняки, мергели, глины мощностью 130 м);

• –    ветлосянская свита (глина мощностью 150 м);

• –    доманиковая свита (известняки, переслаивающиеся с битуминозными глинами и битуминозными глинистыми сланцами, мощностью 80 м);

• –    нефтеносная свита:

• ▪    кубоидный горизонт (глины известковые и песчано-слюдистые);

• ▪    пестроцветный горизонт ( I нефтяной пласт – глинистый слюдистый битуминозный песчаник, глины и мергели мощностью 159 м;

• ▪    песчано-глинистый горизонт ( II нефтяной пласт – песчаник, пропитанный нефтью, глины мощностью 230 м;

Живетский ярус D 2

• ▪    туфоидный горизонт (туффиты, глинистые сланцы мощностью 70 м, III – нефтяной пласт – песок, содержащий тяжелую нефть, глина мощностью 142 м).

В геологическом строении промысловой площадки принимают участие только нижние горизонты, начиная с нефтеносной свиты, перекрытые ледниковыми отложениями. Отмечены неблагоприятные обстоятельства для проведения вертикальных стволов шахт: мощная толща рыхлых ледниковых отложений, присутствие плывунов [13,10].

На начальных этапах промышленного освоения Яреги ученых и практиков интересовали вопросы трещинной тектоники как возможного фактора бόльшей проницаемости нефти, роль диабазов, влияющих на коллекторские свойства нефти и коллекторские свойства III пласта, влияние микрофлоры вод на изменение в составе и свойствах нефти, содержание связанной воды в продуктивных песчаниках III пласта и др. Их изучение позволило оперативно подойти к реальным направлениям эксплуатации нефтяной залежи [13].

Технологии добычи

Особенности ярегской нефти (высокая плотность и вязкость) и геологического строения место- рождения изначально обусловили необходимость разработки оригинальных технологий ее добычи.

В табл. 1 показано во временнόм разрезе (с 1932 г. по настоящее время) развитие технологии добычи ярегской нефти. Сравнение проведено по двум показателям – коэффициенту извлечения нефти (КИН) и максимальной годовой добыче нефти. Поверхностное опытное бурение показало, что из-за высокой вязкости ее добыча таким способом неэффективна: КИН составил всего 0,017, а добыча не превышала 1,4 тыс.т в год.

В 1934 г. научный руководитель Ухтинской экспедиции Н.Н.Тихонович предложил смелую идею – вести разработку месторождения Ярегской нефти шахтным способом. В 1937 г. началось строительство первой в истории страны нефте-шахты [1]. Эта идея была не нова. Первая в мире нефтяная шахта была заложена в 1745 г. для добычи нефти на месторождении Пешельбронн (Франция). Затем этот метод нашел применение на ряде месторождений Германии, Японии, США, Канады, Южной Америки. В самом общем виде разработка месторождений нефти шахтным способом осуществляется дренированием пласта горными выработками и подземными скважинами с последующей добычей нефтесодержащих пород и отделением из них нефти [1, 14, 10].

В 1939 г. в первой шахте Яреги было пробурено четыре скважины, которые в сумме давали 80 т нефти в сутки. Поскольку из-за большой вязкости нефть не текла, ее перевозили в вагонетках на лошадиной тяге, затем переливали в бадьи и поднимали по стволу на поверхность. Такой была первая технология добычи ярегской нефти шахтным способом на естественном режиме истощения пластовой энергии. Начиналась война. Потребность в нефти в стране была так велика, что в 1942 г., несмотря на военные трудности, началось строительство на Яреге еще двух шахт.

К 1955 г. на трех шахтах удалось достичь максимальной годовой добычи 390 тыс. т, после чего наступил период ускоренного падения добычи. К концу 1960-х гг. извлечение нефти из недр на естественном режиме истощения пластовой энергии достигло минимального объема. Нужна была другая более совершенная технология. В 1968 г. начались опытные работы по внедрению термошахтного способа добычи, при котором пласт разогревался горячим паром, и тяжелая нефть становилась почти такой же подвижной, как обычная [15, 1, 4]. В 2012 г. исполнилось 40 лет с тех пор, как термошахтный метод добычи был внедрен в производство. За это время удалось сделать многое по его совершенствованию: сократить эксплуатационные затраты на добычу сырья, увеличить КИН до 0,6, довести добычу ярегской нефти до 500 тыс. т, а к 2012 г. – до 670 тыс. т в год.

В период эксплуатации месторождения было испытано около 10 систем термошахтной разработки. В итоге принято к эксплуатации три системы: двухгоризонтальная, одногоризонтальная и подземно-поверхностная. Во всех системах добыча нефти производится через подземные горизон-

Таблица 1

Годы	Содержание работ	Технологии добычи нефти	Достигнутый коэффициент извлечения нефти (КИН)	Максимальная годовая добыча, тыс.т
1932–1939	Опытные работы по испытанию технологии	Поверхностные скважины без воздействия на пласт	0,017	1,4
1941–1959	Добыча нефти	Шахтный способ на естественном режиме истощения пластовой энергии	0,04-0,06	390,0
1960–1967	Падение добычи нефти до минимального объема
1968–1972 1973–2012	Опытные работы по испытанию технологии Добыча нефти	Термошахтный способ: термическое воздействие на пласт горячим паром с давлением до 1,6 МПа тремя системами, отличающимися расположением нагнетательных скважин для закачки пара в пласт: двухгоризонтальной, одногоризонтальной, подземно-поверхностной	0,53 0,6	670
Ближайшая перспектива	Опытные работы на Лыаельской площади Добыча нефти	Встречное термогравитационное дренирование пласта (ТГДП)	0,6	н.д.
Перспектива 2023–2024 гг.	Добыча нефти	Совершенствование подземно-поверхностной системы термошахтной разработки за счет: -    увеличения протяженности подземных скважин с 300 до 1000 м -    внедрения механизированного способа проходки горных выработок; -    автоматизации технологических процессов по добыче нефти -    строительства новых минишахт	0,6-0,7	3500 и более

* Составлено с использованием данных [15, 1, 16].

Использованные и перспективные технологии по добыче высоковязкой нефти Ярегского месторождения*

тальные и пологовосходящие скважины, пробуренные из горных выработок (добывающих галерей), пройденных в подошве продуктивного пласта. Отличаются системы только расположением нагнетательных скважин для закачки пара в пласт [16]:

• -    двухгоризонтальная система – закачка пара осуществляется через скважины, пробуренные из трех горных выработок под пластом. При этом обеспечивается наиболее равномерный охват пласта процессом теплового воздействия, но требуется большой объем проходки горных выработок, 240 м/га;

• -    одногоризонтальная – закачка пара ведется из скважин, пробуренных из добывающей галереи; недостаток системы – прогрев области пласта вблизи галереи, достоинство – снижение проходки горных выработок;

• -    подземно-поверхностная – закачка пара через скважины, пробуренные с поверхности на границу блока, т.е. вся система вынесена на поверхность; в зону забоя поверхностной нагнетательной скважины бурится подземная парораспределительная скважина, которая вместе с поверхностной образует единую систему нагнетания пара.

Оценка эффективности разработки за последние 12 лет по каждой системе показала, что по техническим и экономическим параметрам подземно-поверхностная система более предпочтительна для термошахтной разработки Ярегского месторождения. Поскольку темпы добычи нефти оказались в 1,5–2 раза выше, чем при других системах за счет высоких темпов закачки пара в начальный период разработки блока и обеспечения быстрого разогрева пласта [15].

Термошахтная разработка месторождения ведется на площадях, отработанных шахтным способом с огромным количеством старых скважин. Старые и вновь пробуренные скважины создают густую сеть, затрудняющую прогнозирование уровней добычи нефти. Ведется постоянная работа по совершенствованию термошахтной разработки. Основными ее направлениями «ПечорНИПИнефть» определил следующие [15]:

• -    автоматизация технологических процессов по добыче нефти (закрытая эксплуатация шахтных блоков, позволяющая сохранить тепло в пласте и снизить затраты на содержание горных выработок);

• -    увеличение протяженности подземных скважин с 300 до 800 м за счет ввода в действие с 2011 г. нового бурового оборудования;

• -    замена буровзрывного способа на механизированный : в 2011 г. на шахте №1 начались опытные работы по проходке горных выработок горнопроходческим комбайном с увеличением скорости проходки в пять раз;

• -    строительство новых минишахт, предложенных еще в 1989 г. специалистами «Печор-НИПИнефть». Каждая такая шахта разрабатывает отдельный шахтный блок площадью от 40 до 100 га, проходка горных выработок сокращается до 3040 м/га, внедрение на минишахте автоматики сокращает затраты на ее содержание. Одной такой

минишахтой на Яреге можно вовлечь в разработку 11–30 млн. т нефти в зависимости от нефтенасыщенной толщины пласта.

Кроме намеченного совершенствования термошахтного способа добычи ярегской нефти на Лыаельской нефтеносной площади, примыкающей к Ярегскому месторождению, начались опытные испытания технологии термогравитационного дренирования пласта (ТГДП, в международной системе – SAGD). Суть технологии заключается в следующем: скважины бурятся парами – паронагнетательная над добывающей. Закачиваемый в верхнюю скважину пар нагревает пласт, снижая вязкость нефти, конденсируется и вместе с нефтью стекает к скважине, из которой производится добыча. В отличие от традиционного метода SAGD на Яреге бурение скважин производится навстречу друг другу. На Лыаельской площади пробурено пять пар скважин с длиной горизонтальной части ствола 1000 м. Предполагается в 2013 г. извлечь 22 тыс. т нефти. Как сообщила пресс-служба компании «Лукойл», проект встречного ТГДП реализуется впервые в мире (газета «Республика» от 27.02.2013 г.). Расчеты “ПечорНИПИнефть» подтверждают, что КИН по этой технологии может составить 0,60.

Эти две технологии – усовершенствованная термошахтная разработка и встречное ТГДП – на сегодня определены как наиболее перспективные. Их использование сможет обеспечить к 2024 г. намечаемый компанией ООО «Лукойл-Коми» уровень добычи ярегской нефти в объеме 3,5 млн. т и более.

Переработка нефти

Эффективность добычи и использования ярег-ской нефти определяется глубиной ее переработки и разнообразием получаемых продуктов. Ярегская нефть при любых способах переработки может обеспечить не более 9% светлых нефтепродуктов в виде дизельной фракции. Из этой нефти нельзя получать моторные топлива. Для ее переработки необходимы специальные способы. Смешивание этой нефти с любой другой по составу приводит к тому, что она практически теряет свои ценные качества и пополняет собой наиболее тяжелые и дешевые фракции. Но при специальных способах переработки она превращается в ценное сырье для производства таких продуктов, как дорожные битумы, хрупкие и лаковые битумы, трансформаторные, белые технические и медицинские масла, арктическое дизтопливо, низко застывающие газойли, мазуты и др. [17]. Переработка ярегской нефти началась одновременно с ее добычей на Ухтинском нефтеперерабатывающем заводе (УНПЗ). Сначала на атмосферно-трубчатой установке из ярегской нефти получали низко застывающие масла для Северной железной дороги. В конце 1940 г. было налажено производство полуасфальтита и вступила в строй установка по получению лакобитума.

В период войны 1941–1945 гг. ярегская нефть сыграла важную роль в обеспечении страны нефтепродуктами. Ее добыча в те годы составляла 80– 83% от общего объема добычи нефти в республике. В короткие сроки из этой нефти было налажено производство машинного, моторного и веретенного масла, солидола, нигрола и клебмассы. Объем продукции из ярегской нефти увеличился с 7 до 15 видов, причем часть продукции выпускалась только на УНПЗ. За годы войны добыча ярегской нефти выросла с 78,7 тыс. т в 1941 г. до 172,5 тыс. в 1945 г. [1].

В те далекие годы была обеспечена комплексная переработка ярегской нефти со степенью глубины, которую позволяли технологии того времени. В начале 1950-х гг. на УНПЗ были введены новые установки: атмосферно-вакуумная, битумная и термического крекинга. По мере наращивания добычи нефти в республике структура перерабатываемой нефти менялась в сторону производства светлых нефтепродуктов, дизельного топлива и мазута. Добыча же ярегской нефти оставалась в среднем на уровне 500 тыс. т, а потому ее удельный вес в объеме перерабатываемой нефти неуклонно снижался. В последние годы на УНПЗ (ООО «Лукойл-Ухтанефтепереработка») перерабатывается нефть из трех «источников»: 60% – «усинская», нефть группы месторождений северной части Республики Коми и Ненецкого автономного округа; 30% – «тэбукская», нефть с большим содержанием светлых фракций месторождений центральной части Республики Коми и 10% – ярегская нефть.

Начавшаяся еще в условиях плановой экономики реструктуризация нефтеперерабатывающего завода была свернута в конце 1980-х гг. В годы перестройки на заводе удавалось лишь сохранять качество особо важных видов продукции, пользовавшихся устойчивым спросом, прежде всего, дорожного битума из ярегской нефти. Для строительства дороги в аэропорт «Домодедово» его покупала немецкая фирма «Виртген». Экспортные поставки осуществлялись в Литву, Латвию, Эстонию, Украину, в Казахстан – на строительство новой столицы республики Астана, в Монголию – для строительства международного аэропорта в Улан-Баторе [15].

Глубокую переработку тяжелой ярегской нефти со строительством комплекса по производству масел мощностью 140 тыс. т в год, в т.ч. трансформаторных, предусматривала намечавшаяся на 1985–1995 гг. программа реструктуризации УНПЗ, которая, к сожалению, не была реализована. Комплекс определялся программой как приоритетный. В то время Российская Федерация импортировала ежегодно только трансформаторного масла около 120 тыс. т на сумму более 40 млн. долл. Ситуация не изменилась до сих пор, в том числе и потому, что проблема получения высоколиквидных масел из ярегской нефти до сих пор не решена.

Перечень продуктов и эффективность глубокой переработки были представлены в проектной работе обоснования инвестиций комплексного освоения Ярегского нефтетитанового месторождения, выполненной в 1999–2001 гг. (табл. 2). Такой уровень переработки ярегской нефти обеспечивает высокую внутреннюю норму прибыли инвестиций – 26,1%, высокий индекс внутренней доходности – 1,75, срок окупаемости – около семи лет [17].

Таблица 2

Продукты глубокой переработки 500 тыс. т ярегской нефти, тыс. т

Виды      1 Объем ]        Виды 1 Объем Масло: Компоненты ди- Трансформаторное 48 зельного топлива 52 Белое техническое 8 Мазут 124 Белое медицинское 12 Вакуумный газойль низко застывающий 66 Промышленное 1 Полимерпласт 2 Битумы дорож-но-строитель- 174 Нафтопласт 4 ные

В настоящее время из всего перечня продуктов глубокой переработки ярегской нефти на УНПЗ производится мазут и после завершения реконструкции старой установки АВТ с 2013 г. возобновляется производство битумов различного назначения, отвечающих требованиям мировых стандартов. Новая установка АВТ позволит перерабатывать до 1 млн. т ярегской нефти в год, снизить выбросы в атмосферу (в т.ч. по диоксиду серы в четыре раза), перерабатывать все остатки атмосферной перегонки, получаемые с установки АТ-1.

Очевидно, что действующие технологии переработки уникальной нефти не обеспечивают выход высоколиквидных дорогостоящих товарных продуктов. Сравнение стоимости товарной продукции возможной глубокой и фактической переработки ярегской нефти показало, что потери от упущенной выгоды составляют 61% (табл. 3).

Таблица 3

Сравнение глубокой и фактической переработки нефти в объеме 500 тыс. т по показателю товарной продукции, млн. руб.

(в ценах 2000 г.)

Продукты переработки	Стоимость товарной продукции
	глубокой переработки		фактической переработки
	млн. руб.	%	млн. руб.	%

Масла (трансформатор-

ное, белое техническое, белое медицинское, промышленное)	979	41,2	-	-
Вакуумный газойль (низко застывающий)	385	16,2	-	-
Компоненты дизельного топлива	333	14,0	-	-
Битумы	435	18,3	463	19,5
Мазут	198	8,9	464	19,5
Прочие продукты	45	2,0	-	-
Итого:	2375	100	927	39
Упущенная выгода			1448	61
Составлено с использованием		данных	[17].

Топливная специализация УНПЗ является результатом технической и экономической политики компании «Лукойл-Коми», направленной на получение бензина и дизтоплива, соответствующих мировым стандартам при переработке легкой и смешанных сортов нефти и битумов при переработке ярегской нефти. Задача была успешно решена, что позволило увеличить поставки этих продуктов на внешний рынок. В 2011 г. экспорт нефтепродуктов УНПЗ превысил экспорт сырой нефти в 1,5 раза, что, несомненно, является хорошим показателем для реализации стратегической цели постепенного перехода экономики Республики Коми от товарно-сырьевого к товарно-продуктовому использованию добываемых ресурсов [18].

Наряду с глубокой переработкой комплексное использование потенциала ярегской тяжелой нефти и лейкоксеновых песчаников (49% запасов титана России) связано (особенно песчаников) с сопутствующими еще до конца неоцененными проявлениями циркония, золота, редких земель, бериллия, тантала, ниобия. В ярегской нефти высока концентрация ванадия, которая изменяется в пределах от 44 до 66 и никеля – от 29 до 36 г/т [8]. Концентрации ванадия были обнаружены в золах ярегской нефти еще в далекие военные годы. Обычно в наиболее богатых ванадием тяжелых нефтях и асфальтитах его содержание доходит до 12%. Промышленная отработка технологий по извлечению сопутствующих минералов из тяжелой нефти и лейкоксеновых песчаников, например, гидроконверсии, предложенной Институтом нефтехимического синтеза РАН [8], позволит наиболее полно использовать ресурсы Ярегского месторождения.

Перспективы тяжелой нефти

Эпоха легкой нефти подходит к концу, и в последнее время в мире все больше обращают внимание на запасы так называемых некондиционных углеводородов, в том числе вязкой сернистой нефти и битуминозных пород. Нефтяные компании стран богатых тяжелой нефтью, работают над созданием технологий добычи и переработки такой нефти.

В России единственной компанией, которая решила инвестировать переработку тяжелой нефти, стала «Татнефть», которая в 2007 г. начала строительство Нижнекамского комплекса нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов. При строительстве первого завода использованы 23 зарубежные и российские лицензионные технологические разработки. Опыт компании «Татнефть» может быть использован на Ухтинском НПЗ при необходимости его расширения в связи с намечаемым увеличением добычи ярегской нефти до 3,5 млн. т и более [19].

Основные факторы роста добычи ярегской нефти включают:

• -    кластерный – сформировавшийся в Ухте, Яреге, Сосногорске нефтегазовый кластер включает не только объекты добычи, переработки, транспорта, но и научно-исследовательские организации. Именно объединенными усилиями науки Ухтинского государственного технического университета, ПечорНИПИнефть и инженеров Яреги разрабаты-

• вались технологии добычи ярегской нефти по принципу «исследование – опытные работы на месторождении – добыча – исчерпание способа», что в конечном итоге позволило разработать наиболее оптимальные для ярегской нефти способы добычи и обеспечить в ближайшие годы значительный рост ее объемов. С реализацией Ярегского горно-химического комплекса на основе переработки нефтетитановых руд в республике будет реализован по настоящему комплексный проект с глубокой переработкой добываемого сырья и получением целого спектра готовой продукции, в том числе нанопродуктов;

• -    организационный – наличие единого собственника Ярегского нефтетитанового месторождения нефтяной компании «Лукойл-Коми» и компаний ОАО «Ярегская нефтетитановая», ЗАО «Битран», ОАО «Ярега Руда» обеспечивает комплексное решение задач добычи и переработки нефти и титановой руды с учетом геологического строения нефтетитановой залежи;

• -    ресурсный – несмотря на многолетнюю добычу, потенциал месторождения по оптимистическим оценкам составляет 119 млн. т извлекаемой нефти [3];

• -    технологический: а) в добыче – автоматизация и механизация поверхностно-подземного термошахтного способа, встречное термогравитационное дренирование пласта и перспективное строительство минишахт; б) в переработке – переход с топливно-битумной на топливно-маслянобитумную глубокую переработку малопарафинистой и низкосернистой тяжелой нефти;

• -    государственная поддержка – Ярегское месторождение с трудноизвлекаемыми запасами тяжелой нефти подпадает под закон об «обнулении» налога на добычу полезных ископаемых, что сыграло определенную роль в решении компании «Лукойл» увеличить добычу и переработку тяжелой нефти.

Таким образом, для роста добычи ярегской нефти до 3,5 и более млн. т имеются вполне обоснованные предпосылки. Среди намерений по их реализации отметим следующие заявления:

• -    создание специализированного научнопроизводственного центра по отработке технологий и технических средств с использованием полигонов Ярегского и Усинского месторождений для эффективного освоения ресурсов высоковязких нефтей северо-восточной части России (мнение главы ОАО НК «Лукойл» В.Ю. Алекперова) [13];

• -    переработка ярегской тяжелой нефти за рубежом при условии покупки НПЗ и обеспечения дальнего транспорта нефти с ее подогревом (заявление ОАО НК «Лукойл» [15]);

• -    вариант строительства завода по глубокой переработке ярегской нефти непосредственно на месте добычи (планы Ярегской нефтетитановой компании);

• -    вариант производства синтетической нефти как альтернативы расширению УНПЗ по глубокой переработке Ярегской нефти (интервью зам. директора «ПечорНИПИнефть» И.В. Герасимова) [15].

Наиболее реальным и предпочтительным с позиции региональных интересов представляется вариант расширения УНПЗ для переработки увеличенных объемов ярегской нефти по топливно-мас-ляной схеме с учетом экологических ограничений, связанных с размещением завода в черте г. Ухты.

Заключение

Смена парадигмы регионального развития в стратегии развития экономики России для регионов с товарно-сырьевой направленностью, таких как Республика Коми, означает повышение эффективности использования природных ресурсов за счет глубокой и комплексной переработки.

Отработка различных технологий добычи ярегской тяжелой нефти в течение длительного времени по техническим и экономическим параметрам сформировала наиболее предпочтительную подземно-поверхностную систему термошахтной разработки, повышающую темпы добычи нефти в 1,5–2 раза по сравнению с другими термошахтными системами и систему добычи нефти с бурением встречных скважин в одной вертикальной плоскости по технологии ТГДП.

Эффективность добычи и реализации ярег-ской нефти напрямую зависит от глубины переработки. Существующая технология переработки не использует возможности этого ценного сырья. Упущенная выгода по товарной продукции, по нашим оценкам, составляет 61% от аналогичного показателя при глубокой переработке. Развитие перерабатывающих производств, обеспечивающих глубокую переработку, будет способствовать маркетинговой диверсификации – выпуску продукции с большой вариантностью рынков сбыта, укреплению рыночных отношений и повышению конкурентоспособности.