Топливно-энергетическая отрасль находится в глубоком кризисе, который, видимо, при такой обстановке продлится долго. Уровень производства первичных топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) с 1875 млн. т условного топлива в 1990 г. снизится до 1585–1695 млн. т условного топлива в 1995 г. Значительная доля спада производства ТЭР обусловлена снижением добычи нефти. При общем снижении промышленного производства, естественно, снижается и уровень потребления ТЭР, чем пока определяется сбалансированность производства и их потребления.

С началом нового этапа развития народного хозяйства в связи с недостаточностью источников увеличения производства ТЭР особую остроту приобретают проблемы повышения эффективности использования и экономии топливно-сырьевых ресурсов. При существенных темпах и объемах снижения добычи нефти продолжается ежегодное сжигание в факелах 12–15 млрд м³ попутного нефтяного газа (ПНГ), который можно было бы успешно использовать при определенных условиях, на энергетические нужды нефтедобычи. Потребление такого количества газа на тепловых электростанциях эквивалентно выработке 50–60 млрд. кВт-ч электроэнергии, которой почти хватило бы для всего Тюменского нефтегазового комплекса.

Вообще нефтегазодобывающая отрасль относится к достаточно энергоемкому производству. При огромных объемах добычи нефти и газа собственное потребление ТЭР достигает десятков миллионов тонн условного топлива. В этой связи важное значение приобретает проблема рационального использования сырьевых ресурсов нефтегазовых регионов. С одной стороны, это вызвано возрастающими потребностями в нефти и газе, с другой – резким ухудшением горно-геологических и экономико-географических условий из-за развития нефтяной и газовой промышленности, приводящих к существенному росту энергоемкости и затрат на собственные энергетические нужды.

В сложившейся структуре энергопотребления нефтяной отрасли доля электроэнергии стран СНГ составляет около 25 %, а по Тюменскому нефтегазовому комплексу достигает 50–60 %. В нефтегазодобыче развитых капиталистических стран (США, Канада и др.) доля электропотребления оценивается в 3–6 % от общего энергопотребления отрасли.

Очевидно, что концепция высокого уровня электрификации нефтегазодобычи (в основном силовых технологических процессов) нуждается в серьезных корректировках, связанных с существенным различием структур отечественного и зарубежного энергопотребления нефтегазодобычи и последними изменениями экономической и энергетической ситуации в стране, в частности, в связи с появлением рынка. При этом следует учитывать, что электроэнергия продолжает оставаться хотя и самым совершенным, но и самым дорогим энергоносителем. Ее стоимость в расчете на единицу энергии в 2–5 раз выше стоимости других энергоносителей (теплота, топливо прямого использования), которые в целом существенно дорожают. Целесообразность или эффективность использования электроэнергии в качестве конечного энергоносителя силовых установок по энергетическим показателям во многих случаях оказывается ниже по сравнению с другими конечными энергоносителями (газ или жидкое топливо прямого использования).

Один из путей повышения эффективности функционирования нефтегазодобывающей отрасли – энергетическая утилизация сжигаемого ПНГ в энергетических установках промыслов: автономных газотурбинных электростанциях для электроснабжения электроприемников мелких и средних силовых агрегатов и социально-бытовых потребителей и газотурбинных двигателях крупных силовых агрегатов (кустовых, дожимных, водозаборных насосных станций).

Для регионов, добывающих органическое углеводородное топливо и расположенных на значительных расстояниях от источников альтернативных видов топлива и энергии, к которым относятся нефтяные и газовые месторождения, особенно Тюменский нефтегазоносный комплекс, проблемы эффективности использования конечных энергоносителей в силовых технологических процессах и надежности функционирования предприятий еще более усиливаются. Они возникают не только на стадии разработки и проектирования обустройства нефтяных и газовых месторождений, но и актуальны в условиях модернизации действующих систем, особенно нефтяных месторождений. При ограниченных возможностях резервирования основных источников электроэнергетической системы Тюменьэнерго проблема взаимозаменяемости конечных энергоносителей в сочетании с использованием резервных или базовых автономных электростанций, работающих на газе, еще более усиливается из-за обеспечения надежности функционирования отрасли.

Расчеты, проведенные для конкретного нефтяного месторождения, показывают, что варианты систем энергообеспечения на базе местного промыслового использования ресурсов ПНГ имеют коэффициенты полезного использования первичного энергоносителя на 2–6 % выше, а сравнительные приведенные затраты на 25–40 % ниже, чем в традиционной системе энергообеспечения от централизованной электроэнергетической системы с использованием только электропривода исполнительных механизмов.

Энергетические нагрузки существующей технологии добычи нефти обеспечиваются энергией ПНГ при газовом факторе более 45 м3/т и обводненности до 80–90 %.

На ранних стадиях освоения месторождений могут быть излишки ПНГ при его использовании на нужды местной энергетики в альтернативных системах энергообеспечения, а на поздних – нехватка. В последнем случае дефицит энергии может покрываться транспортом ПНГ с ближайших месторождений, подключением части энергопотребителей к государственной электроэнергетической системе, либо использованием закаченных в продуктивные пласты излишков ПНГ на ранних стадиях освоения месторождений. Конкретное решение должно приниматься на стадиях технико-экономического обоснования вариантов энергообеспечения с учетом стоимости и сроков строительства объектов освоения месторождения и принимаемой энергетической системы.

Problems of effectivness increasing of fuel-mineral resources use and economy and rational use of petroliferous regions mineral resources are regarded.