Раздел 1. Общая информация о нефтедобывающей отрасли промышленности Российской Федерации

Раздел 1 Общая информация о нефтедобывающей отрасли промышленности Российской Федерации

1.1 Количество предприятий и их географическое расположение

Россия является одним из крупных держателей запасов нефти, на ее территории находится не менее 8 % мировых запасов. Две трети их сосредоточены в Западной Сибири, значительные запасы разведаны также в Урало-Поволжском регионе, Красноярском крае, Иркутской области, Республике Саха (Якутия) (рисунок 1.1). В Западной Сибири так же сосредоточена половина прогнозных и 40 % перспективных ресурсов нефти.

Оцененные запасы морских акваторий РФ составляют менее 20 % российских [1], однако запасы акваторий практически не разрабатывались. Возможности открытия новых объектов на шельфах Каспийского, Черного и Азовского морей оцениваются высоко, а перспективные ресурсы нефти акваторий достигают 1,4 млрд т. Изученность российских шельфов крайне неравномерна: при относительно хорошо изученных шельфах Балтийского и южных морей, шельфе о. Сахалин и южной части Баренцева моря гигантские акватории арктических морей (северные районы Карского и Баренцева моря, Восточно-Сибирское, море Лаптевых и Чукотское) исследованы недостаточно, и перспективы их пока не ясны [2].

В настоящее время добычу нефти в России осуществляют около 320 организаций, в том числе около 140 компаний, входящих в структуру вертикально интегрированных нефтегазовых компаний (ВИНК), 180 организаций относятся к числу независимых добывающих компаний, 3 компании работают на условиях соглашений о разделе продукции.

Около 90 % всей добычи нефти в России приходится на восемь ВИНК: "Роснефть", ЛУКОЙЛ, "Сургутнефтегаз", "Группа Газпром" (включая "Газпром нефть"), "Татнефть", "Башнефть", "Славнефть", "Русс Нефть" [3].

Государственным балансом запасов полезных ископаемых Российской Федерации учитывается 2985 месторождений с запасами нефти, в том числе 2427 нефтяных и 558 комплексных (нефтегазовых, газонефтяных и нефтегазоконденсатных) (таблица 1.1).

Рисунок 1.1 - Основные месторождения нефти и распределение ее запасов по важнейшим субъектам Российской Федерации и ее шельфам, млрд. т

Таблица 1.1 - Основные месторождения нефти Российской Федерации [2]

Месторождение	Тип	Компания	Доля в балансовых запасах РФ, %
1	2	3	4
Салымское, Западно-Сибирский НГБ (ХМАО)	Нефтяное	ПАО "НК Роснефть"	0,6
Северо-Комсомольское, Западно-Сибирский НГБ (ЯН АО)	Нефтегазоконденсатное		0,6
Победа, Западно-Сибирский НГБ (Карское море)	Нефтяное		0,4
Им. Савостьянова, Лено-Тунгусский (Иркутская область)	Нефтегазоконденсатное		0,5
Ванкорское**, Западно-Сибирский НГБ (Красноярский край)	Нефтегазоконденсатное	ЗАО "Ванкорнефть"	1,3
Тагульское**, Западно-Сибирский НГБ (Красноярский край)	Нефтегазоконденсатное	ПАО "Тагульское"	1
Приразломное**, Западно-Сибирский НГБ (ХМАО)	Нефтяное	ПАО "НК "Роснефть", ПАО "НАК "Аки-Отыр"	1,8
Приобское**, Западно-Сибирский НГБ (ХМАО)	Нефтяное	ПАО "НК "Роснефть", ПАО "Газпромнефть-Хантос" ПАО "Газпром нефть", ПАО НК "Конданефть"	5,3
Самотлорское, Западно-Сибирский НГБ (ХМАО)	Нефтегазоконденсатное	ПАО "Самотлорнефтегаз", ПАО "РН-Нижневартовск", ЗАО "Черногорское", ЗАО "СибИнвестНафта"	3,2
Русское, Западно-Сибирский НГБ (ЯНАО)	Нефтегазоконденсатное	ООО "Тюменнефтегаз"	1,4
Верхнечонское, Лено-Тунгусский НГБ (Иркутская область)	Нефтегазоконденсатное	ПАО "Верхнечонскнефтегаз"	0,6
Усть-Тегусское, Западно-Сибирский НГБ (Тюменская область)	Нефтяное	ПАО "РН-Уватнефтегаз"	0,3
Чутырско-Киенгопское**, Волго-Уральский НГБ (Удмуртская Республика)	Газонефтяное	ПАО "Удмуртнефть"	0,2
Чутырско-Киенгопское**, Волго-Уральский НГБ (Удмуртская Республика)	Газонефтяное	ПАО "Удмуртнефть"	0,2
Красноленинское**, Западно-Сибирский НГБ (ХМАО)	Нефтегазоконденсатное	ПАО "РН-Няганьнефтегаз", ПАО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь", ПАО "Газпромнефть-Хантос" ПАО "Газпром нефть", ПАО "Инга", ПАО "Транс-Ойл"	4
Среднеботуобинское, Лено-Тунгусский НГБ (Республика Саха (Якутия)	Нефтегазоконденсатное	ПАО "Таас-Юрях Нефтегазодобыча", ЗАО "РОСТНЕФТЕГАЗ"	0,7
Тевлинско-Русскинское, Западно-Сибирский НГБ (ХМАО)	Нефтяное	ПАО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь"	0,4
Имилорское, Западно-Сибирский НГБ (ХМАО)	Нефтяное		0,6
Усинское, Тимано-Печорский НГБ (Республика Коми)	Нефтяное	ПАО "ЛУКОЙЛ-Коми"	1,1
Ярегское, Тимано-Печорский НГБ (Республика Коми)	Нефтяное	ПАО "ЛУКОЙЛ-Коми", ПАО "ЯрегаРуда"	0,5
Им. В.Филановского, Северо-Кавказско-Мангышлакский НГБ (Каспийское море)	Нефтяное	ПАО "ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть"	0,4
Харьягинское, Тимано-Печорский НГБ (Ненецкий АО)	Нефтегазоконденсатное	ПАО "ЛУКОЙЛ-Коми", СП "Тоталь Разведка Разработка Россия"	0,3
Федоровское, Западно-Сибирский НГБ (ХМАО)	Нефтегазоконденсатное	ПАО "Сургутнефтегаз"	0,9
Рогожниковское, Западно-Сибирский НГБ (ХМАО)	Нефтяное		0,4
Им. Шпильмана В.И. (Северо-Рогожниковское), Западно-Сибирский НГБ (ХМАО)	Нефтяное		0,3
Талаканское, Лено-Тунгусский НГБ (Республика Саха (Якутия))	Нефтегазоконденсатное		0,4
Ромашкинское, Волго-Уральский НГБ (Республика Татарстан, Самарская область)	Нефтяное	ПАО "Татнефть"	1
Им. Романа Требса, Тимано-Печорский НГБ (Ненецкий АО)	Нефтяное	ПАО "Башнефть-Полюс"	0,3
Арланское, Волго-Уральский НГБ (Республика Башкортостан, Удмуртская Республика)	Нефтяное	ПАО "АНК "Башнефть", ПАО "Белкамнефть"	0,2
Куюмбинское, Лено-Тунгусский НГБ (Красноярский край)	Нефтегазоконденсатное	ООО "Славнефть-Красноярскнефтегаз"	1,1
Чаяндинское**, Лено-Тунгусский НГБ (Республика Саха (Якутия))	Нефтегазоконденсатное	ПАО "Газпром"	0,2
Уренгойское, Западно-Сибирский НГБ (ЯНАО)	Нефтегазоконденсатное	ПАО "Газпром добыча Уренгой", ЗАО "Роспан интернешнл", ООО "Арктикгаз", ПАО "Севернефть-Уренгой", ПАО "Уренгойская газовая компания", ПАО "НОВАТЭК-Юрхаровнефтегаз"	1,9
Оренбургское, Волго-Уральский НГБ (Оренбургская область)	Нефтегазоконденсатное	ЗАО "Газпром нефть Оренбург", ПАО "Газпром добыча Оренбург"	0,5
Новопортовское, Западно-Сибирский НГБ (ЯНАО)	Нефтегазоконденсатное	ООО "Газпромнефть-Ямал" ПАО "Газпром нефть"	0,8
Долгинское, Тимано-Печорский НГБ (Печорское море)	Нефтяное	ПАО "Газпромнефть-Сахалин"	0,8
Приразломное, Тимано-Печорский НГБ (Печорское море)	Нефтяное	ООО "Газпром нефть шельф" ПАО "Газпром нефть"	0,3
Юрубчено-Тохомское, Лено-Тунгусский НГБ (Красноярский край)	Нефтегазоконденсатное	ПАО "ВСНК", ООО "Славнефть-Красноярскнефтегаз", ПАО "НК "Роснефть"	1,8
Восточно-Мессояхское, Западно-Сибирский НГБ (ЯНАО)	Нефтегазоконденсатное	ЗАО "Мессояханефтегаз"	1,1
Медынское (море), Тимано-Печорский НГБ (Печорское море)	Нефтяное	ЗАО "Арктикшельфнефтегаз"	0,3
Пильтун-Астохское, Охотский НГБ (Охотское море)	Нефтегазоконденсатное	"Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд"	0,3
Аркутун-Дагинское, Охотский НГБ (Охотское море)	Нефтегазоконденсатное	Консорциум "Эксон Нефтегаз Лтд"	0,4
Чайво, Охотский НГБ (Охотское море)	Нефтегазоконденсатное	Консорциум "Эксон Нефтегаз Лтд", ПАО "НК "Роснефть"	0,2
Великое**, Прикаспийский НГБ (Астраханская область)	Нефтяное	ЗАО "Нефтегазовая компания "АФБ", ПАО "Астрахань-Нефть"	1,1

1.2 Свойства добываемых нефтей на территории РФ

В соответствии с ГОСТ Р 51858-002 "Нефть. Общие технические условия" Нефть сырая - это жидкая природная ископаемая смесь углеводородов широкого физико-химического состава, которая содержит растворенный газ, воду, минеральные соли, механические примеси и служит основным сырьем для производства жидких энергоносителей (бензина, керосина, дизельного топлива, мазута), смазочных масел, битумов и кокса.

Согласно ГОСТ Р 51858-002 "Нефть. Общие технические условия" нефть классифицируют на 4 класса в зависимости от массовой доли серы; на 5 типов - по плотности, а при поставке на экспорт - дополнительно по выходу фракций и массовой доле парафина нефть подразделяют на пять типов; на 3 группы - по степени подготовки нефти и на 2 вида - по массовой доле сероводорода и легких меркаптанов. Определение качества нефти, добываемой из различных месторождений на территории страны, имеет важное значение с точки зрения экспорта нефти.

В ТУ 39-1623-3 "Нефть российская, поставляемая для экспорта" по перечисленным физико-химическим свойствам нефть разделена на четыре типа (таблица 1.2) [4].

Таблица 1.2 - Классификация нефти

N	Показатель	Тип нефти
		1	2	3	4
1	Плотность при 20 °С, кг/м3, не более	850	870	890	895
2	Выход фракций, % объемных, не менее:	-	-	-	-
2.1	при температуре до 200 °С	25	21	21	19
2.2	при температуре до 300 °С	45	43	41	35
2.3	при температуре до 350 °С	55	53	50	48
3	Массовая доля серы, %, не более	0,6	1,8	2,5	3,5
4	Массовая доля парафина, %, не более	6	6	6	Не нормируется

Распределение нефтей по нефтегазовым регионам России приведено в таблице 1.4. Нефтей 1-го типа по плотности больше всего находится в Лено-Тунгусской НГП (около 75 % от всех нефтей провинции), а меньше всего таких нефтей в Волго-Уральской провинции (около 31 %). Для таких провинций, как Северо-Кавказская, Тимано-Печорская, Западно-Сибирская и Лено-Вилюйская, количество нефтей 1-го типа по плотности примерно одинаково и не превышает 59 %.

Количество нефтей 1-го типа по содержанию серы больше всего в Северо-Кавказской и Лено-Вилюйской НГП (99 % и 97 % соответственной от всех нефтей этих провинций) и меньше всего в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (около 14 %). Нефти 4-го типа и выше, по содержанию серы, встречаются исключительно в Волго-Уральской (около 10 % от всех нефтей провинции) и Тимано-Печорской (0,8 %) нефтегазоносных провинциях.

Больше всего нефтей 1-го типа, по выходу фракции Ф200, содержится в Лено-Вилюйская и Охотская нефтегазоносных провинциях (более 97 % и 78 %, соответственно), а меньше всего - в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (около 48 % от всех нефтей провинции). Количество нефтей, относящихся к качеству хуже 4-ой группы по выходу фракции Ф200, больше всего в Лено-Тунгусской НГП (около 33 %).

Количество нефтей 1-го типа, по выходу фракции Ф300, более всего содержится в Охотской и в Западно-Сибирской нефтегазоносных провинциях. В Тимано-Печорской и Лено-Тунгусской НГП количество такой нефти составляет в среднем 60 % - 68 %. Месторождения Волго-Уральской нефтегазоносной провинции с нефтью низкого качества составляют около 38 % от разрабатываемых месторождений и сконцентрированы в основном в центре провинции.

Таблица 1.3 - Распределение нефтей нефтегазоносных провинций России по 5 типам [5]

Тип нефти	Охотская	Северо-Кавказская	Тимано-Печорская	Лено-Тунгусская	Западно-Сибирская	Волго-Уральская	Лено-Вилюйская	Енисейско-Анабарская
Классификация нефтей по плотности (%)
1	33,48	55,07	58,78	74,39	56,91	30,54	58,33	72,22
2	23,21	19,59	22,04	8,13	23,21	18,31	11,11	11,11
3	14,29	7,81	6,53	13,01	13,30	21,03	11,11	5,56
4	1,34	1,10	0,41	2,44	2,35	5,38	5,56	-
< 4	27,68	16,44	12,24	2,04	4,24	24,75	1,39	11,11
Классификация нефтей по содержанию серы (%)
1	92,93	99,00	58,21	73,33	58,18	13,53	97,06	81,25
2	7,07	0,80	34,33	26,22	39,29	37,14	2,94	18,75
3	-	0,20	6,72	0,44	2,38	21,84	-	-
4	-	-	-	-	0,14	17,96	-	-
< 4	-	-	0,75	-	-	9,53	-	-
Классификация нефтей по выходу фракции Ф200 (%)
1	78,87	59,93	60,00	58,41	55,45	48,32	97,22	66,67
2	5,63	8,99	20,00	6,07	12,01	23,05	2,78	-
3	5,63	8,99	20,00	6,07	12,01	23,05	2,78	-
4	4,23	3,37	5,45	2,80	6,71	8,04	-	-
< 4	11,27	27,72	14,55	32,71	25,83	20,92	-	33,33
Классификация нефтей НГП по выходу фракции Ф300 (%)
1	76,74	57,23	67,92	65,82	60,07	51,18	-	-
2	-	2,89	15,09	3,57	3,81	11,60	-	-
3	3,49	1,61	3,77	2,55	5,81	8,60	-	-
4	5,81	8,68	7,55	12,76	14,70	17,11	-	-
< 4	13,95	29,58	5,66	15,31	15,61	11,52	100	100

1.3 Основные показатели нефтедобывающей промышленности РФ

Около половины объемов добычи в России обеспечили месторождения, расположенные в Ханты-Мансийском АО - Югра, хотя его доля в общероссийской структуре продолжает сокращаться на 1 % - 1,5 % в год (таблица 1.4). Эта тенденция связана с постепенным истощением старых месторождений: сегодня более 80 % нефти на территории России добывается из месторождений, которые были открыты до 1990 г. и находятся на поздней стадии эксплуатации.

Роль Западно-Сибирского бассейна в целом в нефтедобыче России также постепенно уменьшается: в 2014 г. на его месторождениях получено двух третей суммарного объема нефти, в то время как в 2005 г. их доля превышала 70 %.

Таблица 1.4 - Добыча нефти и конденсата в России в 2010-2014 гг. по регионам, млн. т [6]

Федеральные округа РФ	Отчетный год
	2010	2011	2012	2013	2014
Северо-Западный федеральный округ	32,4	29,7	28,2	27,7	28,7
Южный федеральный округ	8,8	9,2	9,4	9,6	9,2
Северо-Кавказский федеральный округ	2,2	2,0	1,7	1,6	1,5
Приволжский федеральный округ	107,4	110,2	112,1	113,7	115,0
Уральский федеральный округ	307,1	305,2	304,5	301,7	300,6
Сибирский федеральный округ	29,4	35,4	42,0	45,9	47,7
Дальневосточный федеральный округ	18,3	20,8	20,9	21,5	23,4
Крымский федеральный округ	0,0	0,0	0,0	0,0	0,1
Российская Федерация	505,6	512,4	518,7	521,7	526,1

На протяжении последних 5 лет Уральский федеральный округ занимает лидирующую позицию по суммарной добыче нефти РФ (рисунок 1.2).

Рисунок 1.2 - Доля субъектов в суммарной добыче нефти РФ

Восточная Сибирь, включая Республику Саха (Якутия), является основным регионом, за счет которого Россия продолжает наращивать объемы добычи жидких углеводородов. В период 2008-2012 гг. средний темп прироста в регионе составил 88 %, а добыча выросла с 1,5 млн. тонн до 35,1 млн. тонн. Наращивание объема добычи нефти может быть объяснено постепенным выводом на проектную мощность Ванкорского (Красноярский край), Верхнечонского (Иркутская область) и Талаканского (Республика Саха) месторождений, а также ввода в разработку Северо-Талаканского месторождения. Таким образом, Восточно-Сибирский регион играет ключевую роль в компенсации падающей добычи нефти на старых месторождениях традиционных нефтедобывающих регионов и обеспечении энергетической безопасности России.

Вместе с тем сохраняется отрицательная динамика добычи в основном нефтеносном регионе страны - Ханты-Мансийском АО - Югра, что может быть объяснено отсутствием активной разработки месторождений трудноизвлекаемой нефти, запасы которых в округе достаточно велики.

По итогам 2014 года добыча нефти в России составила 526,1 млн. т, что на 0,5 % выше уровня 2013 года [7].

Прирост был обеспечен увеличением добычи на ряде месторождений в Восточной Сибири и Каспийском регионе.

Добыча жидких углеводородов в России в 2015 г. в очередной раз выросла (+ 1,4 % по сравнению с 2014 г.) и достигла 534 млн. т. Добыча нефти в России увеличилась на 0,3 % с 500,5 млн. т в 2014 г. до 502,2 т в 2015 г., что соответствует темпам роста последних трех лет (рисунок 1.3).

Рисунок 1.3 - Динамика добычи жидких УВ в России, млн. т [8]

Объемы геолого-технических мероприятий (ГТМ), проводимых на нефтяных скважинах в течение 2014 г. и скважинах, введенных в эксплуатацию в 2015 г., не смогли остановить падение добычи на старых нефтяных промыслах, которая в итоге снизилась на 5,0 млн. т. Основной прирост производства жидких УВ обеспечили новые крупные проекты (+ 6,7 млн. т) и взрывное увеличение добычи газового конденсата (+ 5,6 млн. т).

Сравнительный анализ ВИНК по динамике ввода новых скважин старых месторождений и изменению начальных дебитов новых скважин в 2015 г. по сравнению с 2014 г. показывает картину освоения зрелых активов российских компаний (учитываются все разрабатываемые месторождения в России за вычетом новых месторождений). Компания ЛУКОЙЛ смогла увеличить эффективность бурения - при снижении количества вводов в эксплуатацию новых скважин на 31,5 % в 2015 г. по сравнению с 2014 г. средние дебиты нефти новых скважин увеличились на 16,2 %. Роснефть нарастила объемы проходки в бурении, увеличила ввод новых скважин, дающих продукцию, на 17,9 %, при этом получила сокращение средних дебитов нефти новых скважин на 3,6 %. Славнефть и Русснефть демонстрируют и сокращение бурения, и падение средних дебитов нефти (рисунок 1.4).

Рисунок 1.4 - Изменение количества новых скважин, введенных в эксплуатацию (по активам компаний без учета крупнейших новых месторождений), и дебитов нефти новых скважин в 2015 г. по сравнению с 2014 г.

1.4 Перспективы добычи нефти в Арктическом регионе

Сокращение добычи углеводородов в традиционных регионах нефтедобычи привело к смещению географии добычи углеводородов в районы Восточной Сибири и Дальнего Востока, на шельфы арктических и дальневосточных морей. Сегодня Арктические ресурсы нефти и газа являются стратегическим резервом топливно-энергетического комплекса России. Несмотря на это, Российский шельф характеризуется низкой степенью геологической изученности (1,3 % для нефти). Крупнейшим по арктическим оцениваемым запасам нефти является Баренцево море (35 % нефтяных месторождений всего Российского шельфа).

Всего на российском арктическом шельфе открыто 18 месторождений нефти и газа: 1 нефтегазоконденсатное, 4 нефтяных, 6 газоконденсатных и 7 газовых месторождений. Среди наиболее перспективных нефтяных месторождений арктической зоны можно назвать Приразломное и месторождения Долгинское в Печорском море и Победа в Карском море.

Трудности освоения арктического шельфа связаны со сложными климатическими и природными условиями районов добычи (низкая температура, ветер, плавучие айсберги, заледенение акватории, сейсмическая активность региона) и технологическая сложность освоения (отсутствие береговой транспортной инфраструктуры, высокие пластовые давления). Добыча нефти в арктической зоне также осложняется повышенными экологическими требованиями к ведению работ в "морских условиях", отсутствие опыта по ликвидации аварий в арктических условиях и высоким негативным воздействием разливов нефти на экосистему Арктики [9].

Согласно российскому закону "О недрах", вести добычу на шельфе могут только компании с государственным участием не менее 50 % и обладающие опытом работы на шельфе не менее пяти лет. Между госкомпаниями уже распределено большое количество лицензионных участков, таких, как Центрально-Баренцевский, Персеевский и Федынский, Восточно-Приновоземельские -1, -2, -3, Южно-Русский, Южно-Приновоземельский и Западно-Матвеевский, Южно-Чукотский, Северо-Карский и др. [10].

Добыча углеводов в Арктике требует использования наиболее совершенных технологий. В качестве примера внедренного арктического проекта можно привести первый российский проект разработки нефтяного месторождения на Арктическом шельфе - "Приразломное" (ООО "Газпром нефть шельф" ПАО "Газпром нефть") [11]. Нефтедобывающая морская ледостойкая стационарная платформа (МЛСП) "Приразломная" обеспечивает выполнение операций по бурению, добыче, хранению нефти, подготовке и отгрузке готовой продукции, спроектирована для эксплуатации в экстремальных природно-климатических условиях (рисунок 1.5).

Рисунок 1.5 - Нефтяная платформа "Приразломное"

Годовая добыча нефти на платформе "Приразломное" в Печорском море составляет 2 млн. тонн.

Арктический шельф России сегодня рассматривается как перспективный регион, промышленное освоение которого позволит компенсировать падение добычи нефти и газа в старых нефтегазодобывающих центрах страны. Он обладает значительным потенциалом по добыче углеводородного сырья, способным обеспечить значительную часть энергетических потребностей страны (рисунок 1.6).

Рисунок 1.6 - Схема нефтегазоносности Баренцево-Карского региона (по материалам ФГУП "Арктикморнефтегазразведка" (АМНГР) [12]

Добыча нефти в Арктической зоне РФ в 2015 году составила 82,5 миллиона тонн, что составляет 15,5 % от общероссийской добычи нефти.

Начальные извлекаемые суммарные ресурсы углеводородного сырья Арктической зоны РФ в целом оценены величиной порядка 258 миллиардов тонн условного топлива (60 % от начальных извлекаемых запасов).

Начальные извлекаемые разведанные в регионе запасы нефти категории АВС₁+С₂ составляют 7,652 миллиарда тонн, из них 447 миллиона тонн на шельфе; запасы газа - 66,939 триллиона кубометров, в том числе 10,142 триллиона на шельфе.

Подавляющая часть текущих разведанных в регионе запасов нефти категории АВС₁+С₂ находится на континенте, в пределах двух автономных округов: Ямало-Ненецкого - 4,938 миллиарда тонн (Западно-Сибирская НГП) и Ненецкого - 1,057 миллиарда тонн (Тимано-Печорская НГП).

По данным Министерства энергетики Российской Федерации добыча нефти РФ на шельфе Арктики к 2035 году ожидается на уровне 31-5 миллионов тонн [13].

1.5 Основные проблемы нефтедобывающей отрасли

Россия располагает значительной сырьевой базой нефти, однако структура ее постепенно ухудшается. Значительная часть российской нефти добывается на месторождениях Западно-Сибирского НГБ, находящихся на стадии падающей добычи, а другие нефтедобывающие регионы страны далеко не так продуктивны.

Существенно нарастить уровень добычи нефти в России при нынешнем состоянии сырьевой базы, развитии технических средств и технологий добычи не представляется возможным, тем более что текущая конъюнктура мирового нефтяного рынка ограничивает возможности инвестирования в развитие отрасли.

Большинство проблем, проявившихся в конце 2015 г., будет иметь затяжной характер. По сути, нефтегазовый комплекс России оказался на пороге больших перемен. В ближайшей перспективе поддержание современных уровней добычи нефти будет базироваться на увеличении доли восточных регионов, Прикаспия, а также шельфа, включая Приразломное месторождение на арктическом шельфе.

Существенную роль будет играть также вовлечение в освоение глубоких нефтеносных горизонтов в старых добычных регионах с развитой инфраструктурой, в том числе трудноизвлекаемой нефти баженовской и доманиковой свит.

Одним из важнейших факторов, сдерживающих добычу в России, можно выделить недостаточную ресурсную базу отрасли.

Среди основных причин, ведущих к снижению добычи нефти в России, можно выделить следующие:

а) Выработанность запасов нефти в регионах традиционной нефтедобычи.

б) Уменьшение размеров запасов вновь открываемых месторождений.

в) Снижение коэффициента извлечения нефти (КИН) на старых месторождения.

г) Усложнение горно-геологических и географических условий открытия и освоения нефтяных месторождений [14].

Характерной особенностью современной мировой нефтедобычи является увеличение в структуре запасов доли трудноизвлекаемых нефтей (с вязкостью 30 мПа и выше). Во многих промышленно развитых странах мира тяжелая нефть рассматривается в качестве основной базы развития нефтедобычи на ближайшие годы. Россия также обладает значительными ресурсами трудноизвлекаемых запасов, их объем составляет около 55 % от общих запасов российской нефти. Основные российские месторождения высоковязкой нефти расположены в Пермской области, Татарстане, Башкирии и Удмуртии. Наиболее крупные из них: Ван-Еганское, Северо-Комсомольское, Усинское, Русское, Гремихинское и др., при этом более 2/3 всех запасов высоковязкой нефти находятся на глубинах до 2000 м. На сегодня добыча высоковязкой нефти, транспортировка ее к пунктам сбора и подготовки и, наконец, переработка с целью получения конечных продуктов - одна из актуальных задач нефтедобывающей промышленности в связи с ростом доли трудноизвлекаемых запасов нефти в стране [15]. В 2014 году в нефтяной отрасли появились три группы ограничений, которые препятствуют реализации проектов в России. К ним относятся снижение цен на нефть, запрет на поставки оборудования и технологий и ограничение привлечения финансирования со стороны западных банков и других источников.