Нефтегазовый комплекс Восточной Сибири и Дальнего Востока: состояние и прогноз

Тип работы:
Реферат
Предмет:
Экономические науки


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

УДК 553. 041
И.В. Филимонова
ИЭОПП СО РАН, Новосибирск
НЕФТЕГАЗОВЫЙ КОМПЛЕКС ВОСТОЧНОЙ СИБИРИ И ДАЛЬНЕГО ВОСТОКА: СОСТОЯНИЕ И ПРОГНОЗ
Представлена концепция формирования новых центров нефтяной, газовой, нефте-, газохимической, гелиевой промышленности Восточной Сибири и Дальнего Востока. Рассмотрена сырьевая база углеводородов, приведена динамика добычи нефти и газа с детализацией по компаниям, выполнен прогноз добычи углеводородов, определены параметры формирования перерабатывающей и транспортной инфраструктуры.
I.V. Filimonova
Institute of Economics and Industrial Engineering of the Siberian Branch of the RAS (IEIE SB RAS)
17, Ac. Lavrentieva ave., 630 090, Novosibirsk, Russian Federation
OIL AND GAS COMPLEX OF EASTERN SIBERIA AND THE FAR EAST: CONDITION AND THE FORECAST
The concept of the development of new oil and gas centers in Eastern Siberia and the Far East. Justified the development of capacities of production and processing of oil and gas, power and petrochemical products, the capacity of helium. The analysis of hydrocarbon resources, given the dynamics of oil and gas companies, made the forecast production of hydrocarbons. Transport infrastructure development.
Сырьевая база. В Восточной Сибири и на Дальнем Востоке сосредоточено свыше 15 млрд т начальных суммарных ресурсов (НСР) нефти или более 18% НСР России- разведанные и предварительно оцененные запасы нефти в регионе превышают 3 млрд т. Доля неоткрытых ресурсов составляет около 80%, степень разведанности — 12%, что определяет высокую перспективность проведения ГРР и открытия новых месторождений.
В регионе сосредоточено около 60 трлн куб. м или почти 25% начальных суммарных ресурсов газа в России, запасы — 9,3 трлн куб. м. Доля неоткрытых ресурсов составляет около 84%, степень разведанности — 8%.
Поскольку большинство месторождений углеводородов и состав лицензионных блоков Восточной Сибири и Дальнего Востока носят комплексный характер — содержат нефть, газ, конденсат, а в составе свободного газа, кроме метана, содержатся в значительных концентрациях его гомологи -этан, пропан, бутаны, а также гелий — при формировании новых центров НГК
целесообразно синхронизировать параметры развития нефтяной и газовой промышленности.
Современная добыча. Добыча нефти с конденсатом в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке составила в 2010 году 34,4 млн т, в том числе в Восточной Сибири — 19,7 млн т, на Дальнем Востоке — 14,7 млн т.
Основной рост добычи нефти приходится на Красноярский край, «Роснефть» существенно нарастила объём добычи на Ванкорском месторождении с 3,6 млн. т в 2009 году до 12,7 млн т в 2010 году. Более чем в 2 раза выросла добыча нефти в 2010 году на Верхнечонском, Ярактинском и Марковском месторождениях в Иркутской области, Талаканском месторождении в Республике Саха (Якутия).
Некоторый спад наблюдался на Дальнем Востоке — добыча нефти в 2010 году (14,7 млн. т) составила 95,7% к предыдущему году. Значительное снижение добычи нефти — на 15% - произошло у оператора проекта «Сахалин -1» (в 2009 году — 8,2 млн. т, в 2010 году — 6,9 млн. т), на 18% снизилась добыча ЗАО «Петросах» (в 2009 году — 85,8 тыс. т, в 2010 году — 70,6 тыс. т).
В 2010 году Иркутская нефтяная компания (ИНК), ведущая разработку месторождений на севере Иркутской области, подключила к нефтепроводу ВСТО Ярактинское месторождение.
Крупнейшие производители нефти на Востоке России по итогам 2010 года: «Ванкорнефть» (контролируется «Роснефтью») — 12,7 млн т, проект «Сахалин-1» (оператор — «Эксон Нефтегаз Лимитед») — 6,98 млн т, проект «Сахалин-2» (оператор — консорциум «Сахалин Энерджи») — 6,0 млн т, «Ленанефтегаз» (контролируется «Сургутнефтегазом») — 3,3 млн т, «Верхнечонскнефтегаз» (контролируется «ТНК-ВР» и «Роснефтью») — 2,6 млн т.
Отсутствие инфраструктуры по транспортировке, переработке и использованию газа — важный фактор, сдерживающий развитие как газовой, так и нефтяной промышленности Востока России. В 2010 году добыча газа в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке составила 33,6 млрд. куб. м, из которых 23,9 млрд куб. м приходилось на Сахалин, а 9,7 млрд. куб. м — на Красноярский край, Республику Саха и Иркутскую область.
Из добытого объема газа свыше 12 млрд. куб. м или более 35% было закачано обратно в пласт либо сожжено в факелах, при этом все 33,66 млрд. куб. м включены в баланс газа по России.
Основной объем коммерчески добываемого на Дальнем Востоке газа приходится на «Сахалин-2» — более 15 млрд. куб. м, в рамках которого действует транссахалинский газопровод, завод и терминал СПГ. В рамках проекта «Сахалин-2» в 2010 году было поставлено 10 млн. т сжиженного природного газа на экспорт в Японию, Южную Корею, Китай, Кувейт, что в два раза больше уровня поставок 2009 года (5,3 млн. т).
Свыше 7,7 млрд куб. м газа, производимого в проекте «Сахалин-1» закачивается в пласт ввиду нерешенности вопроса со сбытом. Именно этот газ, а не проект «Сахалин-3» уже в ближайшей (2012 г.) и среднесрочной перспективе (2014−2015 гг.) может стать основой поставок по газопроводу «Сахалин — Хабаровск — Владивосток» для газификации Приморья и начала
экспорта в Китай. Для реализации успешной реализации проекта необходимы договоренности по условиям поставок между «Газпром», ExxonMobil и CNPC.
В Восточной Сибири основные объемы добываемого газа используются для местных промышленных, энергетических и коммунально-бытовых нужд в Норилько-Талнахском промышленном узле — 3,5 млрд. куб. м в год и Якутском промышленном центре — около 1,7 млрд. куб. м.
Крупнейшие производители — «Норильскгазпром», «Таймыргаз» (контролируются «Норильским никелем») и «Якутгазпром». В условиях отсутствия газотранспортной инфраструктуры, компании, специализирующие преимущественно на добыче нефти, — «Ванкорнефть», «Ленанефтегаз», «Верхнечоннефтегаз», «Иркутская нефтяная компания», «Дулисьма» закачивают обратно в пласт и сжигают в факелах свыше 4 млрд куб. м попутного нефтяного газа (ПНГ) — в ближайшие годы, если уже сейчас не начать строить газопроводы и мощности по переработке ПНГ, либо не ограничить рост добычи нефти, этот показатель возрастет в несколько раз.
Прогноз добычи. Состояние и перспективы расширения сырьевой базы УВ на Востоке России с учетом ожидаемых изменений в маркетинговых и технологических условиях дают основания для обоснования высоких прогнозов добычи нефти и газа, превышающих параметры ряда утвержденных Правительством Р Ф документов, в том числе «Энергетической стратегии России до 2030 года».
Согласно прогнозу СО РАН, общая добыча нефти и конденсата в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке может составить в 2020 году — около 100 млн т, в 2030 году — 120 млн т. При этом добыча жидких углеводородов в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) может достигнуть в 2020 году — 76 млн т, в 2030 году — 87 млн т. На Дальнем Востоке этот показатель составит в 2020 году — 24 млн т, в 2030 году — 32 млн т.
При благоприятных маркетинговых и инвестиционных условиях суммарная добыча газа (сухого энергетического газа и жирного газа, содержащего УВ С2-С4) в процессе разработки как газовых, так и нефтяных месторождений в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке может составить в 2020 году — до 128 млрд куб. м, в 2030 году — превысить 200 млрд куб. м.
По сумме предполагаемых проектов прогнозы не являются завышенными. Например, в части добычи газа в Иркутской области только на Ковыктинском месторождении можно стабильно добывать не менее 40 млрд куб. в год, а по планам добычи компании — владельца лицензии на Ангаро-Ленском месторождении добыча может быть доведена до 18 млрд куб. м.
Первоочередность разработки недоразведанных Чаяндинского и Чиканского месторождений в «Восточной газовой программе», утвержденной Минэнерго России, обусловлена исключительно их принадлежностью оператору программы — «Газпрому». С учетом ресурсных, технологических и экономических факторов в первую очередь необходим ввод в эксплуатацию Ковыктинского месторождения, а его освоение целесообразно передать консорциуму с участием «Газпрома», российских и заинтересованных иностранных ВИНК — «Роснефти», «ТНК-ВР», «Сургутнефтегаза», CNPC,
KOGAS, а также привлечением независимых производителей газа и финансовых структур — НОВАТЭК, «Сбербанк» и др. Несомненно, следует учитывать опыт «РУСИА Петролеум», полученный в период разведки и подготовки месторождения к эксплуатации.
Представляется оптимальным разработка Ковыктинского, Чиканского и Ангаро-Ленского месторождений в Иркутской области в рамках единого проекта либо по согласованной системе проектов.
Перспективы развития транспортной инфраструктуры. Нефтепровод «Восточная Сибирь — Тихий океан». Планируемая пропускная способность ВСТО — 80 млн тонн нефти в год. Протяженность трассы — свыше 4770 километров, конечный пункт — новый специализированный морской нефтяной порт в бухте Козьмино в Приморском крае.
Первая очередь строительства Тайшет — Сковородино (2757 км) начата в апреле 2006 года, завершена в декабре 2009 года. Инвестиции в строительство первой очереди трубопровода (ВСТО-1) с учетом индексации оцениваются в 390 млрд руб. (свыше 13 млрд долл), на строительство терминала в Козьмино затрачено 60 млрд руб. (более 2 млрд долл.).
С октября 2008 по октябрь 2009 года участок нефтепровода ВСТО Талаканское — Тайшет работал в реверсном режиме. В ноябре 2009 года АК «Транснефть» завершила заполнение технологической нефтью объектов порта в Козьмино и первой очереди нефтепровода Восточная Сибирь — Тихий океан, с декабря 2009 года — ведется отгрузка нефти в танкеры.
Ведется строительство второй очереди ВСТО протяженностью 1963 км по маршруту Сковородино — Козьмино, ввод в эксплуатацию ВСТО-2 запланирован на 2014 год. Инвестиции, включая затраты на приобретение технологической нефти — 354 млрд руб. (свыше 12 млрд долл.).
Вывод всей системы ВСТО на проектную мощность в 80 млн. т будет происходить последовательно — в 2010 году — 15 млн. т, в 2011 году — до 30 млн. т, к 2016 году — до 50 млн. т, к 2025 году — до 80 млн. т нефти.
Начиная с декабря 2010 года, организованы поставки нефти по нефтепроводу «Россия — Китай» по маршруту Сковородино — Дацин. Общая протяженность трубопровода составляет 960 км, проектная мощность 15 млн. т в год.
Для поставок нефти в ВСТО с Ванкорскоро-Сузунской зоны и месторождений ЯНАО и Северо-Востока ХМАО к 2012 году должны быть построены нефтепроводы Пурпе — Самотлор и Заполярное — Пурпе.
В 2012—2015 гг. целесообразно строительство вблизи терминала в Козьмино в районе мыса Елизарова современного Приморского НПЗ мощностью по сырью не менее 20 млн т в год с блоком нефтехимии. Пока замедление в вопросе строительства прослеживается влияние жесткой китайской позиции, заключающейся в желании покупать сырье и перерабатывать его на своей территории. Китайцы указывают на отсутствие спроса и жесткую конкуренцию, при этом Россия уже сейчас поставляет в последние годы в Китай с внутриконтинентальных НПЗ почти 10 млн т нефтепродуктов, а китайский нефтяной рынок растет в среднем на 20 млн т в год.
Газопроводы. Первоочередной проект по транспортировке газа на Востоке России — строительство газопровода «Хабаровск-Владивосток». Газопровод должен обеспечить газоснабжение Владивостока и газификацию Приморского края к саммиту АТЭС в 2012 году. На первом этапе (2011−2015 годы) мощность газопровода составит от 12 до 27,5 млрд куб. м в год с возможным последующим расширением до 100−120 млрд куб. м (2016−2025 годы).
В 2011—2015 годах должен быть реализован проект строительства газопровода «Чиканское месторождение-Саянск-Ангарск-Иркутск». В систему целесообразно подключение Ковыктинского, Ангаро-Ленского и Левобережного месторождений. Ковыктинское газоконденсатное месторождение — наиболее подготовленное к промышленному освоению в Восточной Сибири и, несомненно, после решения организационных вопросов (переход имущественного комплекса компании «РУСИА Петролеум» новому собственнику) должно быть введено в эксплуатацию в первую очередь. На месторождении пробурены и законсервированы газовые скважины, проложен газопровод «Ковыктинское -Жигалово».
В дальнейшем (в 2013—2016 годы) для расширения диверсификации поставок газа в Восточной Сибири, оптимизации работы Единой системы газоснабжения (ЕСГ) России и соединения ее с Восточно-Сибирским и Дальневосточном центрами газодобычи целесообразно строительство магистрального газопровода «Саянск-Проскоково».
В 2013—2016 годах необходимо строительство газопровода «Чаяндинское-Хабаровск» и расширение системы «Хабаровск-Владивосток». С 2016 года газ с Чаяндинского месторождения может поступать в газотранспортную систему Дальнего Востока и далее на экспорт. Первоначальная мощность газопровода должна составить около 36 млрд куб. м с возможным последующим расширением до 64 млрд куб. м. Поставки газа из Якутии на Дальний Восток должны быть синхронизированы со строительством ГПЗ и НХК в Хабаровске.
После того, как с газотранспортной инфраструктурой Дальнего Востока будет присоединен Якутский центр газодобычи необходимо подключение месторождений Иркутской области. Целесообразно строительство магистрального газопровода «Ковыктинское — Чаяндинское». Сроки реализации — 2016−2018 годы. Мощность газопровода составит около 30 млрд куб. м.
Газ с Ковыктинского месторождения будет поступать ЕСГ и на экспорт, прежде всего, в Китай и Корею. Предполагается, что ответвление в Китай от системы «Восточная Сибирь — Дальний Восток» может быть создано в районе Сковородино, Благовещенска, Дальнереченска- в Корею — по подводному газопроводу Владивосток — Каннын — Сеул. Целесообразно рассмотреть возмож-ность строительства завода по сжижению газа и терминала СПГ во Владивостоке.
После окончания строительства газопровода, который соединит Иркутский центр газодобычи и ЕСГ, появится возможность развития газового потенциала Красноярского края. В первую очередь за счет подключения к газопроводной сети Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления (ЮТЗ). Здесь предполагается строительство газопровода «Юрубчено — Тохомское — Богучаны
— Нижняя Пойма» и подключение к газопроводу «Саянск-Проскоково». Сроки реализации — 2014−2016 годы. Мощность трубопровода на отрезке «ЮТЗ -Богучаны» составит около 10 млрд куб. м.
В 2015—2017 году к газопроводу «ЮТЗ — Нижняя пойма» может быть подклюючен газопровод «Собинское-Богучаны», который будет соединен с месторождениями Собинско-Пайгинской и Агалеевско-Имбинской зоны.
Перспективы создания перерабатывающей инфраструктуры. Природный газ Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции содержит в значительных количествах гомологи метана, которые могут выступать сырьем для нефтегазохимии. При формировании новых центров нефтяной и газовой промышленности в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке и организации экспортных поставок нефти и газа из России целесообразно обеспечение максимального технологически обоснованного и экономически эффективного извлечения всех ценных и потенциально ценных компонентов, включая этановую и пропан-бутановую фракции, гелия и других элементов в соответствии с их концентрацией.
Для переработки газа в Восточной Сибири и на Дальнем востоке необходимо строительство трех газоперерабатывающих заводов (ГПЗ) и нефтегазохимических комплексов (НХК), а также хранилищ гелиевого концентрата.
Газ с месторождений Красноярского края может перерабатываться на ГПЗ
и НХК в Нижней Пойме.
*
* *
В современных условиях усиления экономической и геополитической роли АТР в мире именно экономическое развитие восточных регионов России, в том числе за счет реализации крупных нефтегазовых проектов, позволит нашей стране сохранить территориальную целостность и занять достойное место в новом международном порядке. Важнейшая задача государства — поддержка российских компаний, обеспечивающих социально-экономическое развитие Восточной Сибири и Дальнего Востока, реализацию экономических и геополитических интересов России в мире.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Изаров В. Т. Тормоза для «восточного экспресса». На пути освоения нефтегазовых ресурсов Восточной Сибири по-прежнему останется много препятствий / В. Т. Изаров, А. Г. Коржубаев // Нефть России. — 2007. — № 9. -С. 37−45, 51−57.
2. Конторович А. Э. Гелий: состояние и перспективы / А. Э. Конторович, А. Г Коржубаев, В. А. Пак // Нефтегазовая вертикаль. — 2005. — № 7. — С. 55−67.
3. Конторович А. Э. Генплан для Востока России / А. Э. Конторович, А. Г. Коржубаев, Б. Г. Санеев // Нефтегазовая вертикаль. — 2004. — № 17. — С. 14−21.
4. Коржубаев А. Г. Нефтегазовый комплекс России в условиях трансформации международной системы энергообеспечения / А. Г. Коржубаев-
науч. ред. А. Э. Конторович. — Новосибирск: ИНГГ СО РАН- Академическое изд-во «Гео», 2007. — 270 с.
5. Коржубаев А. Г. О стратегии взаимодействия России со странами АТР в нефтегазовой сфере / А. Г. Коржубаев // Проблемы Дальнего Востока. — 2010. -№ 2. С. 64−78.
6. Коржубаев А. Г. Проблемы и перспективы освоения крупнейшего в Восточной Сибири Ковыктинского газоконденсатного месторождения / А. Г. Коржубаев, И. В. Филимонова // Oil& amp-Gas Journal Russia. — 2007. — № 3.
7. Коржубаев А. Г. Стратегия развития нефтегазового комплекса Сибири / А. Г. Коржубаев, И. В. Филимонова, Л. В. Эдер // Нефтяное хозяйство. — 2009. — № 3.
— С. 88−93.
8. Коржубаев А. Г. О концепции развития нефтегазового комплекса востока России / А. Г. Коржубаев, И. В. Филимонова, Л. В. Эдер // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. — 2010. — № 1.- С. 1723.
9. Коржубаев А. Г. Движение на Восток продолжается / А. Г. Коржубаев, И. В. Филимонова, Л. В. Эдер // Нефть России. — 2010. — № 2. — С. 21−30.
10. Суслов В. И. Транспорт Сибири: проблемы и перспективы / В. И. Суслов, А. Г. Коржубаев, Ю. В. Малов // Регион: экономика и социология. — 2004.
— № 3. — С. 119−137.
11. Трофимук А. А. Концепция создания крупных баз газонефтедобычи в Восточной Сибири / Новосибирск: ОИГГМ СО РАН, 1994. — 56 с.
12. Энергетическая стратегия России на период до 2030 г.: Утв. Распоряжением Правительства Р Ф от 13. 11. 2009 № 1715-р // Собрание законодательства РФ. — 2009. — № 48. — Ст. 5836.
© И. В. Филимонова, 2011

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой