Забруднення навколишнього середовища

Нафта

Баланс, імпорт, експорт

Потреба України в нафті та продуктах її переробки у 2005 році становила 18 млн.тонн, з яких 4, 3 млн.тонн забезпечувались нафтогазодобувними підприємствами України, а решта імпортувалась з Росії та Казахстану.

Згідно з базовим сценарієм розвитку обсяги власного видобутку нафти з газовим конденсатом зростатимуть, досягнувши рівня 5, 1 млн.тонн/рік до 2010 року та 5, 3 млн.тонн/рік у 2015 році. У подальшому обсяги видобутку нафти з власних родовищ стабілізуються на рівні 5, 4 млн.тонн/рік. Усього за прогнозний період (2006 - 2030 рр.) буде видобуто

133, 9 млн.тонн нафти з газовим конденсатом.

Динаміка приросту запасів нафти з газоконденсатом, млн.тонн

Зважаючи на зростання глибини переробки нафти до 85%, планується збільшити до 2030 року обсяги виробництва основних видів нафтопродуктів, у тому числі: бензину? до 11, 5 млн.тонн (в 2 рази проти 2005 р.), дизельного пального? до 17, 2 млн.тонн (в 2, 1 разу), реактивного палива? до 1, 5 млн.тонн (в 3, 8 разу). Зменшиться виробництво мазуту до

5, 7 млн.тонн (на 17, 4%).

Обсяги переробки нафти з газовим конденсатом і виробництва основних видів нафтопродуктів на період до 2030 р., млн.тонн (базовий сценарій)

Імпорт, експорт

Потреба України в нафті на сьогодні становить 28 млн.тонн Власний видобуток покриває приблизно 15 - 18% потреби в нафті. У поставках нафти на НПЗ 85 - 90%? імпорт російської та казахстанської нафти, яка надходить у суміші як сорт URALS за існуючою системою нафтопроводів через територію Росії.

Інші сорти нафти (казахстанська та азербайджанська) на НПЗ України не надходять з огляду на високу, порівняно з сортом URALS, ціну.

Виходячи з перспективного попиту на нафту та прогнозних рівнів видобутку нафти і газового конденсату в Україні, імпорт нафти у 2010 - 2015 рр. становитиме 23, 3 та

26, 7 млн.тонн відповідно, у 2020 р. – 29, 1 млн.тонн і у 2030 р. – 30, 4 млн.тонн.

До потенційних експортерів нафти в Україну можна віднести традиційні Росію і Казахстан, а також Азербайджан і Туркменістан.

Нафтоперевальний комплекс у порту Південний та нафтопровід Одеса – Броди створюють технічні можливості для імпорту нафти, як каспійської, так і з країн Перської затоки та Північної і Західної Африки.

6.1.2. Характеристика внутрішніх та зовнішніх джерел

Початкові видобувні запаси нафти родовищ України становлять 421, 9 млн.тонн, газового конденсату – 138, 6 млн.тонн. На 01.01.05 залишкові видобувні запаси нафти становлять

116, 0 млн.тонн, газового конденсату – 69, 8 млн.тонн.

Умови видобутку з родовищ, що на даний час вже введено в розробку, постійно ускладнюються через низку чинників. Переважна частина родовищ нафти мають початкові видобувні запаси менше 1 млн.тонн і лише 6 родовищ (Бугруватівське, Глинсько-Розбишівське, Бориславське, Гнідинцівське, Долинське, Леляківське) мали початкові запаси понад

20 млн.тонн. Саме ці 6 родовищ забезпечують близько 22% від загального видобутку нафти і сьогодні.

Проблеми видобутку нафти в Україні пов’язані також з тим, що понад 70% запасів нафти за критеріями рівня виснаження запасів, обводнення продукції, в’язкості, колекторських характеристик порід належать до категорії важковидобувних. Їх віднесено до низькопроникних колекторів, поклади багатопластові, з високою літологічною неоднорідністю як за площею, так і за товщиною продуктивних розрізів. Дві третини таких запасів зосереджено в покладах, що залягають на глибинах понад 2500 м. Практично всі запаси родовищ Прикарпаття важковидобувні. Розроблення важковидобувних запасів нафти потребує застосування специфічних, наукоємних і високовитратних технологій та обладнання.

Планується до 2010 р. збільшити обсяги пошуково-розвідувального буріння до

185 тис. м на рік, що майже у 6 разів перевищує фактичний обсяг пошуково-розвідувального буріння на нафту у 2005 р. Розрахунки показують, що за таких умов протягом прогнозного періоду (2006 – 2030 рр.) можливо приростити розвідані запаси за базовим сценарієм в обсязі

63 млн.т нафти з газовим конденсатом, за амбітним сценарієм – 150 млн.т нафти з газовим конденсатом.

Протягом усієї перспективи, що розглядається, актуальним може бути завдання до підвищення коефіцієнта вилучення нафти та інтенсифікації видобутку вуглеводневої сировини. За рахунок підвищення нафтовіддачі та інтенсифікації видобутку буде забезпечено до 7% сумарного обсягу видобутку нафти.

Видобуток нафти з газоконденсатом на території України за оптимістичним сценарієм становитиме у 2010 р. 5, 2 млн.т, 2015 – 5, 5 млн.т, 2020 – 5, 5 млн.т та в 2030 р. – 5, 8 млн.т, а за песимістичним – у 2010 р. – 4, 6 млн.т, 2015 р. – 4, 7 млн.т, 2020 р. – 4, 6 млн.т та в 2030 р. –

4, 5 млн.т, за базовим - – у 2010 р. – 5, 1 млн.т, 2015 р. – 5, 3 млн.т, 2020 р. – 5, 3 млн.т та в 2030 р. – 5, 4 млн.т.

Передбачається, що видобуток нафти і газу на прогнозний період здійснюватимуть переважно вітчизняні компанії.

До робіт з геологорозвідки та видобутку природного газу і нафти в глибоководній частині шельфу Чорного моря залучатимуться іноземні інвестиції та сучасні технології міжнародних нафтогазових компаній.

Першочергові шляхи розв’язання проблем нафтовидобувної галузі:

· припинення шкідливої для розвитку вітчизняної нафтогазовидобувної промисловості практики призупинення законами України про державний бюджет положень спеціальних законів, зокрема Кодексу України “Про надра”, Законів України “Про нафту і газу” та “Про рентні платежі за нафту, природний газ і газовий конденсат”;

· спрощення порядку надання земельних ділянок для будівництва нафтових і газових свердловин і виробничих споруд, пов'язаних з експлуатацією;

· завершення делімітації кордонів з Росією та Румунією на Чорному та Азовському морях;

· уточнення програми освоєння шельфів Азовського та Чорного морів;

· розроблення законодавчої та нормативної бази щодо стимулювання широкого впровадження накуоємних та високовитратних технологій інтенсифікації видобутку та підвищення вуглеводневилучення.

6.1.3. Розвиток нафтопереробної промисловості

Нафта та газовий конденсат постачаються на нафтопереробні заводи, де виробляється понад 100 найменувань товарних нафтопродуктів: автомобільні бензини різних марок; дизельне, пічне та котельне пальне (мазут); нафтобітуми; скраплений газ; оливи і такі продукти як бензол, толуол, парафін, які використовуються в хімічній та нафтохімічній промисловості.

Переробка нафти і газового конденсату та виробництво нафтопродуктів в Україні здійснюється на шести нафтопереробних підприємствах: ЗАТ „Укртатнафта” (м. Кременчук), ТОВ „ЛиНОС” (м. Лисичанськ), ВАТ „Херсоннафтопереробка” (м. Херсон), ВАТ „Лукойл – Одеський НПЗ” (м. Одеса), ВАТ „НПК Галичина” (м. Дрогобич), ВАТ „Нафтохімік Прикарпаття” (м. Надвірна) і Шебелинському газопереробному заводі, що входить до структури ДК „Укргазвидобування”. Загальна потужність шести вітчизняних нафтопереробних підприємств з первинної перегонки нафти на даний час становить понад

51 млн.тонн нафти на рік.

У 2003 та 2004 роках на НПЗ України перероблено рекордно високий упродовж останніх 11 років обсяг нафти – по 21, 2 млн.тонн Збільшення обсягів переробки нафти і виробництва товарної продукції дозволило майже повністю забезпечити власною продукцією потреби українського ринку нафтопродуктів. При цьому значно зросли обсяги їх експорту. Перехід Україною від імпорту до експорту нафтопродуктів є позитивною зміною її енергетичного статусу і відповідає стратегії Уряду України щодо формування експортної політики держави.

Переробка нафти на НПЗ України в 1991-2005 рр. (тис. тонн)

У 2005 році в Україні спожито 18, 0 млн.тонн нафти, 4, 8 млн.тонн бензину, 5, 2 млн.тонн дизельного пального та 1, 0 млн.тонн мазуту. У 2005 р. витрати нафти під час видобутку склали 20, 7 тис.тонн і зменшились на 3%.

Для забезпечення потреб держави у нафтопродуктах високої якості необхідною є перебудова підприємств нафтопереробної промисловості України, спрямована на поглиблення переробки нафти, зниження енерговитрат на її переробку з одночасним підвищенням конкурентоспроможності вітчизняних підприємств. Такого прогресу можна досягнути тільки шляхом докорінної реконструкції діючих і будівництва нових потужностей нафтопереробних заводів із застосуванням сучасних технологій і обладнання.

Модернізацію нафтопереробної промисловості варто поділити на два етапи. На першому етапі (до 2015 р.) необхідно завершити цикл глибокої переробки нафти переважно шляхом будівництва установок каталітичного крекінгу, гідрокрекінгу і вісбрекінгу, а також коксування і виробництва бітуму. При цьому глибина переробки нафти може бути доведена до 73 – 75%. На цьому етапі необхідно модернізувати установки гідроочищення і каталітичного риформінгу, а також побудувати установки ізомеризації й алкілування з метою випуску високоякісних моторних палив.

На другому етапі (2015 – 2025 рр.) глибину переробки нафти має бути доведено

до 85% шляхом будівництва установок деасфальтизації, деметалізації і коксування гудрону, гідрокрекінгу вакуумного газойлю і деасфальтизатів. На цьому етапі має бути побудовано нові установки риформінгу, алкілування й полімеризації, а також нові атмосферно-вакумні трубчатки замість застарілих.

Після 2025 р. потребуватимуть здебільшого заміни морально і фізично зношені установки на нові того ж призначення, що забезпечить виробництво усіх основних видів нафтопродуктів з глибиною переробки нафти не нижче 90%, а на новітніх технологічних лініях – не нижче 95%.

Видобуток нафти за межами України

Оскільки запаси нафти в Україні, які зосереджені в крупних родовищах, значно виснажені (більше 70%), а прогнозні ресурси нафти приурочені до покладів, що мають складну геологічну будову, незначні запаси, низьку продуктивність свердловин та залягають на значних глибинах, освоєння таких запасів нафти пов’язано з використанням спеціального обладнання і витратних технологій, що зумовлює високу вартість видобутку нафти.

Разом з розвитком власної нафтовидобувної промисловості Україна, маючи кадровий потенціал відповідного рівня та фінансові можливості, вигідне територіальне розташування порівняно з країнами, які володіють значними запасами нафти на транспортно досяжній відстані, повинна проводити активну роботу щодо освоєння таких запасів на засадах міжнародної співпраці з укладанням угод про розподіл видобутої продукції.

На підставі підписаних контрактів (а також таких, що знаходяться на різних стадіях підготовки), базуючись на оцінках ресурсних можливостей країн, з якими НАК „Нафтогаз України” має наміри співпрацювати, проведено розрахунки прогнозних обсягів видобутку нафти. Результати розрахунків показують, що вже з 2010 року можна забезпечити видобуток нафти за межами України на рівні 3, 6 млн.тонн з подальшим нарощуванням до 9, 2 млн.тонн. Це суттєво перевищує обсяги нафтовидобутку (з газовим конденсатом), які плануються до освоєння власних запасів на той же період часу.

Видобуток нафти з газоконденсатом за межами України прогнозується за оптимістичним сценарієм у 2010 р. 3, 7 млн.т, 2015 – 4, 2 млн.т, 2020 – 5, 8 млн.т та в 2030 р. – 9, 9 млн.т, за песимістичним – зросте з 3, 3 млн.т у 2010 р. до 7, 7 млн.т у 2030 році, а за базовим сценарієм - у 2010 р. 3, 6 млн.т, 2015 – 4, 0 млн.т, 2020 – 5, 6 млн.т та в 2030 р. – 9, 2 млн.т.

Прогноз видобутку нафти українськими компаніями за межами України

У таблиці подано основні техніко-економічні показники конкретних проектів, опрацьованих НАК „Нафтогаз України”.

Техніко-економічні показники проектів видобутку нафти

НАК „Нафтогаз України” за межами України

Таким чином, активне освоєння закордонних ресурсів нафти та переробка їх на НПЗ України з виходом світлих нафтопродуктів не нижче 90%, дозволить забезпечувати ринок їх споживання, починаючи з 2010 року на рівні 16 і до 18% у 2030 році. Разом з використанням власних запасів сировини цей показник становитиме 42 та 36% відповідно.

Важливим фактором забезпечення ефективності робіт з видобутку нафти за кордоном буде створення на базі НАК " Нафтогаз України" національної вертикально-інтегрованої нафтової компанії, яка матиме модернізовані і нові потужності, достатні для переробки обсягів нафти власного видобутку і видобутку за кордоном.

6.1.4. Характеристика сучасного стану та розвиток нафтотранспортної системи України

Нафтотранспортна система України, експлуатацію якої здійснює ВАТ " Укртранснафта", складається з 19 магістральних нафтопроводів (МН) загальною довжиною 4766, 1 км. Річна пропускна спроможність системи для транзиту нафти з території РФ становить: на вході

114 млн. тонн, на виході – 56, 3 млн. тонн. За необхідності система нафтопроводів спроможна в повному обсязі забезпечити потреби нафтопереробних підприємств, виходячи з їх максимальної проектної потужності понад 50 млн. тонн на рік. Роботу нафтопровідної системи забезпечує 51 нафтоперекачувальна станція, на яких працює 176 насосних агрегатів загальною потужністю 356, 5 тис.кВт. Загальна ємність резервуарного парку становить 1085 тис.м3.

На нафтоперекачувальних станціях і МНТ " Південний" розміщено 11 резервуарних парків для товарної нафти. Загальна кількість резервуарів 81, номінальна їх ємність становить 1085 тис. куб. м, товарна ємність – 745 тис. куб. м.

Термін експлуатації нафтопроводів складає від 20 до 44 років і 90% з них відпрацювали свій амортизаційний період. Обладнання нафтотранспортної системи утримується в надійному стані, хоча є морально застарілим, потребує заміни або модернізації, додаткових експлуатаційних витрат.

Забезпечення надійності функціонування нафтотранспортної системи на найближчу перспективу (до 2010 року) потребуватиме фінансових витрат на суму близько 4 млрд.грн., з них для реалізації першочергових заходів – 2, 3 млрд.грн.

Необхідно довести існуючу систему нафтопроводів до стану, який відповідає міжнародним стандартам, що передбачає впровадження нових технологій та устаткування: енергоефективних електродвигунів та частотно-регульованого електроприводу, насосів з високим ККД, сучасного обладнання резервуарного парку, впровадження сучасних систем автоматики і телемеханіки, антитурбулентних присадок, ефективних антикорозійних покриттів і систем електрохімічного захисту трубопроводів, ефективних технологій очищення трубопроводів та резервуарів від підтоварної води і парафінистих відкладень, систем обліку обсягів та якості нафти, нових технологій діагностики та ремонту нафтопроводів, інформаційно-аналітичних систем оптимізації режимів нафтотранспортної системи.

У 2005 році обсяг транспортування нафти склав 46, 6 млн.т, в тому числі

31, 3 млн.т? транзитом, 15, 2 млн.т? на нафтопереробні заводи, розташовані в Україні,

1, 5 млн.т? нафтопроводом Одеса-Броди. Обсяги транспортування української нафти нафтопроводами на НПЗ – біля 0, 7 млн.тонн.

Суттєвим недоліком в постачанні нафти в Україну є те, що зовнішніми надходженнями сировини українська нафтопровідна система пов'язана тільки з російською нафтопровідною системою, що призводить до монопольного положення Росії у постачанні нафти в Україну та її транзиту. У таких умовах заходи з диверсифікації джерел надходження нафти мають розглядатися як ключовий елемент забезпечення національної безпеки держави і створення умов для стабільної роботи та розвитку економіки країни.

Географічне розташування України дозволяє задіяти різноманітні джерела постачання нафти незалежними шляхами з Азербайджану, Казахстану, Туркменістану, країн Ближнього і Середнього Сходу та ін., при цьому суттєво посиливши роль держави-транзитера між нафтодобувними регіонами країн каспійського регіону та важливими ринками збуту в Європі.

Передбачається збільшення завантаженості системи нафтопроводів до 2010 року – до

65 млн.т, до 2015 року – до 70 млн.т на рік, на подальші роки – збереження обсягів транспортування нафти або поступове їх зменшення. Збільшення обсягів транспортування нафти планується здійснити за рахунок поетапної реалізації проекту інтеграції нафтопроводів “Дружба” та “Адрія” (транспортування нафтопроводами “Дружба” додатково 5 – 15 млн.тонн), а також будівництва нафтопроводу Броди (Україна) – Плоцьк (Польща) та поетапної реалізації проекту ЄАНТК для забезпечення транспортування нафти з країн каспійського регіону (Казахстан, Азербайджан) та країн Перської затоки (Іран, Ірак та інші) до 2010 року – до

10 млн.т, до 2015 року – 20 млн.т.

Схема нафтотранспортної системи України

Характеристики пропускної спроможності та завантаженості нафтотранспортної

системи України за 2002 - 2005 роки

Після 2010 року існує ризик поступової втрати обсягів транзиту російської нафти, тому реалізація проекту ЄАНТК є основним стратегічним напрямком розвитку транзитного потенціалу України.

На подальші роки можливе збільшення до проектної потужності 40 млн.т на рік обсягів транспортування нафти системою Одеса – Броди. Перехід нафтопроводу Одеса – Броди на роботу в аверсному режимі дозволить здійснювати поставки нафти в Україну з інших країн Каспійського регіону, а також з Іраку, Ірану, країн Північної Африки.

Розширення проекту ЄАНТК передбачається у варіанті Тенгіз-Броди-Плоцьк-Гданськ-Вільгельмсхафен. Перспектива прив’язки проектів експорту нафти з Іраку до проекту ЄАНТК розглядається в контексті домовленостей України і Польщі щодо співробітництва підприємств нафтогазових комплексів двох країн у зоні польської відповідальності.

Забруднення навколишнього середовища

За даними державної статистичної звітності (2ТП-повітря) основну частку викидів (» 95%) стаціонарними джерелами (газоперекачувальні агрегати, резервуарні парки, котельні тощо) в навколишнє середовище складають газоподібні та рідкі речовини, а саме: неметанові леткі органічні сполуки, метан, сполуки азоту, вуглецю, сірки.

Обсяг викидів забруднюючих речовин під час видобутку нафти, газу і конденсату у

2005 році становив 46, 8 тис.тонн. За результатами проведеного аналізу, у разі невжиття конкретних заходів щодо модернізації та ремонту обладнання, за незначного зростання обсягів видобутку нафти, газу і конденсату обсяги викидів щороку зростатимуть на 3 тис.тонн і у

2010 році показник обсягів викидів може зрости до 68 тис.тонн.

Обсяг викидів під час транспортування нафти у 2005 р. склав 1, 9 тис.тонн. За оцінками, завдяки комплексу інноваційних заходів збільшення обсягів транспортування нафти у

2010 - 2030 рр. не призведе до зростання викидів забруднюючих речовин.

6.1.6. Ціни та ціноутворення

Ціни на нафтопродукти, вироблені на вітчизняних нафтопереробних підприємствах визначаються, головним чином, ціною нафти, яка надходить на переробку та майже 90% якої імпортного походження. Слід зазначити, що ціна імпортної російської нафти, що постачалась в 2005 р. на нафтопереробні заводи, мало відрізняється від її ціни в Європі.

Оптимізації цін на нафту і нафтопродукти має сприяти розвиток конкуренції на ринку нафти, диверсифікація джерел їх надходження, застосування гнучких механізмів поповнення ринку світлих нафтопродуктів, які поєднували у собі раціональне співвідношення відкритості ринку для імпортерів нафтопродуктів і наявність вітчизняного конкурентоспроможного виробника. Суттєвим важелем впливу на формування цін на пальне може стати створення стратегічного резерву пального.

6.1.7. Створення стратегічного запасу нафти та нафтопродуктів

З метою зміцнення енергетичної безпеки, забезпечення економіки країни енергоносіями, запобігання виникненню кризових ситуацій на ринку нафтопродуктів необхідно створити стратегічний резерв нафти і нафтопродуктів. З огляду на перспективу вступу України до Європейського Союзу формування резерву нафти і нафтопродуктів здійснюватиметься відповідно до вимог ЄС – в еквіваленті 90 днів споживання. На основі аналізу структури та ефективності роботи діючих систем формування резерву нафти та нафтопродуктів країн Євросоюзу необхідно розробити програму формування стратегічних запасів нафти та нафтопродуктів, що базується на специфічних потребах України, для забезпечення економіки держави нафтопродуктами в умовах екстремальних обставин.

Програма передбачатиме реалізацію заходів щодо створення інфраструктури, правового та фінансового забезпечення, утримання та поповнення такого резерву. Ґрунтуючись на досвіді країн Євросоюзу, створення резерву нафти та нафтопродуктів повинно здійснитися впродовж 8-10 років.