CC BY
165
УДК 621.331.11 В.Т. Изаров
Администрация Красноярского края, Красноярск А.К. Битнер, А.А. Конторович «Красноярскгеофизика», Красноярск А.Г. Коржубаев, И.В. Филимонова ИНГГ СО РАН, Новосибирск
ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА ОБЪЕДИНЕННОГО КРАСНОЯРСКОГО КРАЯ
Введение
В связи с Распоряжением Правительства Российской Федерации от 31 декабря 2004 г. № 1737-р «О проектировании и строительстве трубопроводной системы «Восточная Сибирь - Тихий океан» и распоряжением Губернатора Красноярского края №120-р от 27 января 2005г., вопрос создания нефтегазового комплекса (НГК) Красноярского края, Таймырского (Долгано-Ненецкого) и Эвенкийского автономных округов переходит в сферу практических действий.
К настоящему времени на территории Красноярского края, несмотря на крайне низкую геологическую изученность, открыто 30 месторождений углеводородов. Тем не менее, существующих запасов углеводородов недостаточно для обеспечения необходимых экспортных поставок. Недостающие запасы планируется подготовить за счет реализации в течение ближайших 7-10 лет программы геологоразведочных работ и программы лицензирования недр. Эти программы в конечном итоге должны оптимизировать финансовые и технологические ресурсы недропользователей и федерального бюджета, обеспечить развитие сети нефтепроводов для подключения их к трубопроводной системе «Восточная Сибирь - Тихий океан»
1. Состояние минерально-сырьевой базы УВ и недропользования
Главной особенностью структуры запасов является резкое преобладание запасов газа и сложных по геологическому строению нефтегазовых залежей. Соотношение запасов газа к запасам нефти составляет примерно 2:1, то есть 65% запасов - газ и лишь 35% - нефть и конденсат [6].
Полученные данные по структуре запасов, подготовленных в пределах месторождений показывают, что большая часть запасов газа локализована на месторождениях Юрубчено-Тохомской зоны (ЮТЗ) (Юрубчено-Тохомское и Куюмбинское) в древних карбонатных толщах рифея, в которых преобладают трещинные коллекторы и лишь на Собинском месторождении древние коллекторы представлены терригенными породами венда с трещинно-поровыми коллекторами. Вторым крупным районом сосредоточения наиболее подготовленных запасов газа и нефти наряду с месторождениями Танамского газодобывающего района являются месторождения Большехетской группы (Сузунское, Лодочное, Тагульское, Ванкорское). На все перечисленные месторождения, кроме Лодочного, выданы совмещенные лицензии на пользование недрами.
В нераспределенном фонде находится лишь 5% извлекаемых запасов нефти, 7% газа и 4,3% конденсата промышленных категорий С1 и С2.
Характерными особенностями нераспределенного фонда недр региона являются: значительное преобладание участков с ресурсами категории Д1, в меньшей степени локализованных ресурсов категории Д1л и небольшое количество объектов с ресурсами категории С3. Извлекаемые запасы категорий С1 + С2 нераспределенного фонда недр невелики: нефти - 43,2 млн. т, газа - 237
-5
млрд. м , конденсата - 3,6 млн. т. При этом 100% этих запасов нефти и 30% запасов газа сосредоточены в Лодочном месторождении, остальные распределены по восьми газовым месторождениям Таймырского (ДолганоНенецкого) автономного округа и в настоящее время не представляют экономического интереса.
Если рассматривать сводный баланс ресурсов нефти, газа и конденсата по каждому из трех регионов в отдельности, то очевидной становится крайне низкая изученность ресурсной базы углеводородов, характерная для всех территорий.
Средняя разведанность ресурсов в целом по Красноярскому краю, исчисляемая как отношение запасов (АВС1 + С2)/(С3 + Д1) составляет: нефть -9,1%, газ - 4,7% [3, 6].
Для обеспечения заданных уровней добычи углеводородов необходима подготовка локализованных ресурсов нефти в пределах Юрубчено-Тохомского НГР, а газа - в пределах Нижнеангарского НГР. При этом крайне важной задачей является повышение достоверности подготовки ресурсов газа. Решение ее потребует применения современных технологий сейсморазведки, в том числе технологии 3С.
В освоении и подготовке запасов нефти и газа распределенного фонда недр в регионе участвует 10 различных по финансовым и техническим возможностям компаний недропользователей. При этом 72% запасов нефти и 79% запасов газа находится на балансе двух компаний: ОАО «Востсибнефтегаз» и ООО «Славнефть-Красноярскнефтегаз». Остальная часть запасов распределена, главным образом, между двумя недропользователями: ЗАО «Ванкорнефть» и ОАО «Красноярскгазпром».
Следует признать, что в настоящее время эффективность управления фондом недр не в полной мере соответствует задачам создания ТЭК объединенного Красноярского края.
2. Перспективы развития топливно-энергетического комплекса
Перспективы развития ТЭК Красноярского края неоднократно рассматривались в крупных работах ИГН и Г СО РАН, СНИИГГиМС и территориальных органов МПР России, Администрации края, которые до сих пор являются основополагающими документами формирования концепции ТЭК. К ним прежде всего относятся работы, выполненные под руководством академиков А.А. Трофимука, А.Э. Конторовича, В.С. Суркова (1989, 1995, 1999, 2004 гг.). Сформированы и начинают действовать «Основные положения государственной программы комплексного изучения и освоения запасов и ресурсов нефти и газа Восточной Сибири, Дальнего Востока и республики Саха (Якутия) на 2004-2020 гг.» (2004 г.). Инициатором данной программы
выступило МПР России, сформировав рабочую группу из специалистов профильных производственных организаций, учреждений и институтов (СНИИГГиМС, ВНИГНИ, ВНИГРИ, ВНИИ «Океангеология», ИГНГ СО РАН, Правительство Республики Саха (Якутия), ДГК по Сибирскому ФО, УПР и ООС по Сибирскому ФО, ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО НК «Роснефть», РАО «Газпром», ОАО «НК» ЮКОС», ОАО «ТНК-БП», ОАО «Саханефтегаз»).
На основании официальных данных компаний с учетом сложившихся реалий в экономике и недропользовании на территории приведены возможные объемы добычи нефти и газа в потенциальных добывающих районах. Сценарии развития добычи включают базовые месторождения с утвержденными запасами категорий С1 + С2, а также перспективными ресурсами С3, если таковые учтены в Государственном балансе.
Приводимые ниже данные показывают, что при надлежащей реализации программы формирования НГК имеются весьма благоприятные предпосылки для надежного и эффективного обеспечения нефтью и газом не только внутренних потребителей края и соседних республик Тува и Хакасия, но и других районов Восточной Сибири и увеличения экспортного энергетического потенциала региона.
В то же время реальное развитие процессов будет определяться успешностью реализации проекта по созданию трубопроводной системы «Восточная Сибирь - Находка», ценами на нефть, газ и продукты их переработки.
Учитывая состояние подготовленности запасов к разработке или опытнопромышленной эксплуатации первыми крупными центрами нефтяной промышленности должны стать Юрубчено-Тохомский и Большехетский НГР.
Освоение Юрубчено-Тохомского НГР предлагается в несколько этапов. В начальный период эксплуатации залежи с 2008 по 2011 годы уровень добычи нефти будет составлять 2,3-2,4 млн. тонн в год, что определяется пропускной способностью ж/д ветки от с. Кучеткан и окончанием строительства первой очереди нефтепровода.
Второй этап эксплуатации юрубченской залежи - начинается с 2012 года и связан с окончанием строительства второго участка ветки нефтепровода и его соединением с транссибирским магистральным нефтепроводом.
За 25 лет на базовых месторождениях: Куюмбинском и Юрубчено-Тохомском будет отобрано 90,6 и 69,0% запасов промышленных категорий. Такие темпы отбора требуют наращивания запасов категории С1 и С2 из перспективных локализованных ресурсов категории С3.
Предполагая, что добыча нефти на основе запасов категории С1, может начаться через 3 года, и подтвердятся полученные модельным путем прогнозы относительно динамики извлечения нефти, можно ожидать, что максимальная добыча на базе уже подготовленных по категории С1 + С2 запасов может составить к 2010 г. около 3,0 млн. т нефти в год.
К 2015 г. на базе запасов категорий С1 и С2 добыча может достичь 19,6 млн. т /год за счет перевода ресурсов категории С3 на новых перспективных площадях Терско-Камовского участка.
Максимальный отбор нефти 26-27 млн. т ожидается в 2020 г.
В соответствии со спецификой состава флюидов и Куюмбинского и Юрубчено-Тохомского месторождений добыча нефти без газа невозможна в силу высокой насыщенности нефти растворенным в ней газом.
Для организации добычи газа на соседнем Оморинском газоконденсатном (ГК) месторождении и утилизации попутного газа и планируемых ограниченных объемов добычи свободного газа ЮТМ требуется строительство газопровода
-5
с пропускной способностью не менее 6-8 млрд. м год. При этом основной объем свободного газа будет добываться на Оморинском ГК месторождении [4].
Для стабильного обеспечения южных районов Красноярского края газом в ближайшей перспективе необходимы альтернативные источники. В качестве таковых в настоящей программе предлагаются Собинско-Тэтэринский и Нижнеангарский перспективные районы. Перспективы последнего на газ оцениваются очень высоко [1, 5].
Собинско-Тэтэринский перспективный нефтегазодобывающий район расположен на востоке Эвенкийского АО. В районе базовыми месторождениями для организации добычи нефти и газа могут быть Собинское и Пайгинское месторождения. Добыча может быть организована в относительно небольших объемах. Годовая добыча нефти к 2015 г. может достигнуть 530 тыс. т в год, суммарная добыча нефти к 2025 г. на базе запасов категорий С1+С2 ожидается в количестве 5,9 млн. т. Это составит 49,2% от числящихся на Государственном балансе запасов нефти категории С1 + С2.
Для начала промышленной добычи газа необходимо строительство газопровода. Ориентировочный срок завершения строительства его 2015 г. Возможные объемы добычи газа и конденсата могут достичь 5,6 - 5,9
-5
млрд.м /год.
Нижнеангарский перспективный газодобывающий район преимущественно на ресурсах С3 к 2008 г. может иметь 400-500 млрд. м газа по категории С1+С2, что позволит начать добычу газа в 2010 г. К 2015 г. добыча
-5
может быть доведена до 6,9 млрд. м . За счет продолжения геологоразведочных работ и дополнительной подготовки запасов газа этот уровень добычи газа в районе может быть удержан и далее. Составы нижнеангарского и собинского газа могут быть близки, что позволяет перерабатывать их в одном месте и строить при необходимости единое хранилище гелия. Естественно, необходимо проектировать для поставки нижнеангарского и собинско-тэтэринского газа единую систему трубопроводного транспорта.
Планируемые уровни добычи газа на Агалеевском газовом месторождении и Берямбинском перспективном участке оцениваются к 2015 - 2020 годам в
-5
количестве 6,0-9,2 млрд. м /год [6].
Большехетский перспективный нефтегазодобывающий район находится на территории собственно Красноярского края и на юго-западе Таймырского (Долгано-Ненецкого) АО. В его пределах открыто четыре месторождения (Ванкорское, Лодочное, Тагульское, Сузунское). Газовые, газонефтяные и нефтяные залежи на этих месторождениях приурочены к меловым отложениям.
Предполагается, что первым в разработку будет введено самое крупное Ванкорское месторождение, а затем последовательно, с интервалом в три года Лодочное, Тагульское и Сузунское.
Максимальный уровень добычи нефти на Ванкорском месторождении прогнозируется по данным ЗАО «Ванкорнефть» на уровне 14 млн. т/год начиная с 2013 г. Он должен удерживаться до 2018 г. После ввода Лодочного, Тагульского и Сузунского месторождений максимальный уровень добычи может составить 25 млн. т/год. Добыча нефти на месторождениях Большехетской зоны на базе разведанных запасов категории С1+С2, может достичь к 2015 г. до 17,0 млн. т нефти в год. Согласно выполненным расчетам этот уровень в 2020 гг. за счет ввода в разработку новых неоткрытых в настоящее время месторождений может быть увеличен до 30-32 млн. т нефти в год [6]. Состояние прогнозных ресурсов позволяет подготовить запасы для осуществления таких уровней добычи.
Для обеспечения приведенных в настоящих предложениях развития НГК уровней добычи углеводородов необходимо:
1. В Юрубчено-Тохомском НГР за расчетный период 20 лет прирастить не
-5
менее 570 млн. т нефти и 320 млрд. м газа, то есть ежегодно необходимо
-5
приращивать около 28 млн. т нефти и 16 млрд. м газа. Такой объем прироста в данном районе потребует ежегодно бурить 47-48 тыс. м или 18-20 скважин в год. Резерв локализованных ресурсов нефти категории С3 и Д1л здесь
-5
составляет 455,0 млн. т нефти и 574 млрд. м газа при минимальной
потребности в локализованных ресурсах 900-910 млн. т нефти и 508-5
510 млрд. м газа. То есть требуется, как минимум, подготовить здесь еще локализованные ресурсы нефти в количестве 400-450 млн. т. Это означает, что в данном районе необходимо развивать программу лицензирования недр с целью их геологического изучения.
2. Собинско-Тэтэринский НГР практически обеспечен локализованными
-5
ресурсами, а прирост запасов нефти в 16 млн. т и газа 21,3 млрд. м может быть обеспечен в процессе доразведки базовых месторождений и проведения геологоразведочных работ на участках распределенного фонда недр (Чулаканском, Джелиндуконском, Оскобинском и др.). Проблема ввода в лицензирование новых участков здесь не столь актуальна как Нижнеангарском НГР.
3. В Нижнеангарском НГР для организации стабильной
запланированной добычи газа необходимо локализовать ресурсы в объеме 950-5
960 млрд. м газа по категории С3 и Д1л. Для перевода такого объема ресурсов в запасы потребуется пробурить не менее 900 - 945 тыс. м или 15-16
-5
скважин в год. В резерве здесь числится 960 млрд. м газа и 23млн. т нефти. Достоверность подготовки ресурсов газа в данном регионе не выше 60%, а нефти вообще проблематична, поэтому требуется их тщательная ревизия и ввод в лицензирование новых площадей, подготавливаемых с помощью высокоразрешающей сейсморазведки.
4. В Большехетском НГР уровни планируемой добычи нефти и дефицит в 55 млн. т могут быть обеспечены за счет проведения ГРР на новых
перспективных площадях: Горчинской, Северо-Ванкорской, Тайкинской и других, извлекаемые ресурсы нефти на которых в сумме составляют 92,7 млн. т, газа - 247 млрд. м .
Программы компаний на этап геологического доизучения базовых месторождений и перспективных площадей в разрезе недропользователей по данным их проектной документации или их экспертным оценкам приведены в табл. 1 и 2.
Подобная ситуация диктует в качестве безотлагательных мер необходимость значительного (в разы) увеличения геологоразведочных работ с целью расширенного воспроизводства минерально-сырьевой базы, а поскольку ключевая роль в этом процессе будет принадлежать недропользователям, то принятие обоснованной программы лицензирования нераспределенного фонда недр крайне актуально.
Всего программа лицензирования на период 2005-2011 гг. включает 83 площади. В первоочередном порядке лицензирование будет проведено в 2005-2008 годах. На этот период предусмотрено проведение аукционов по 54 объектам в том числе: по Эвенкийскому автономному округу - 22 объекта, по Красноярскому краю - 16 объектов, по Таймырскому автономному округу- 16 объектов [6].
Таблица 1. Показатели Программы освоения запасов и ресурсов газа
компаниями
Наименование показателей Ед. изм. ОАО «Красн оярск- газпром » ООО «Славнефть- Красноярск- нефтегаз» ОАО «Востс иб- нефтег аз» ОАО НК «ЮКОС» ЗАО «Ванкор- нефть» Всего
Прирост извлекаемых запасов газа Сі млрд. м3 640 0 93,51 1014,7 48 1 796
в т.ч. 0
- из запасов С2 млрд. м3 130 0 73,48 26,6 20 250
- из ресурсов С3 млрд. м3 510 0 10,08 156,2 18
- из ресурсов Д1 млрд. м3 0 0 9,95 831,9 0 842
Затраты на подготовку запасов газа: млн.долл. 225,4 0 42,55 34,01 34,3 336
- на стадии подготовки и выявления структур млн.долл. 30,4 0 12,5 2,91 2 48
- на стадии опоискования структур млн.долл. 80 0 10,05 24,6 0 115
- на стадии разведки млн.долл. 115 0 20 6,5 32,3 174
Объемы ГРР по видам: 0
- в натуральных ед. 0
- сейсморазведка 2D км 4200 0 520 2300 400 7 420
- сейсморазведка 3D 0 500 0 500
поисково-разведочное бурение тыс. м 110 0 14 31,45 21,5 177
- в денежном выражении 225,4 0 42,55 34,01 34,3 336
сейсморазведочные работы млн.долл. 29,4 0 5,85 9,84 2 47
поисково-разведочное бурение млн.долл. 196 0 36,7 24,17 32,3 289
Объекты нераспределенного фонда недр, входящие в программу лицензирования, включают лишь одно месторождение Лодочное, 5 объектов с ресурсами категории С3 (Эвенкийский автономный округ и Красноярский край) и 6 объектов с ресурсами С3+Д1 (Таймырский автономный округ). Остальные объекты содержат ресурсы категории Д1.
Следует отметить, что большинство подлежащих лицензированию объектов, расположенных в 200-километровой зоне от планируемой сети трубопроводов находится в зоне высоких вероятностей открытия месторождений (от 0,5 до 0,8) [1].
На 2005 г. для лицензирования предусмотрено 17 площадей.
Для реализации предлагаемой программы потребуется ежегодное финансирование ГРР из федерального бюджета 88,3 млн. дол. (2648,8 млн. руб.) и инвестиции недропользователей - 163,4 млн. дол. (4903,2 млн. руб.) ежегодно.
Суммарные извлекаемые ресурсы нефти категории Д1, вводимые в лицензирование составят 1277,7 млн. т, газа - 2850,8 млрд. м , по категории С3 -
-5
нефти 189,3 млн. т, газа 88,5 млрд. м [6].
Таблица 2. Показатели Программы освоения запасов и ресурсов нефти
компаниями
Наименование показателей Ед. изм. ОАО «Красн оярск- газпром » ООО «Слав- нефть- Краснояр ск- нефтегаз» ОАО «Вост- сиб- нефтегаз» ОАО НК «ЮКОС» ЗАО «Ванко рнефть » Всего
Прирост извлекаемых запасов газа С1 млрд. м3 40000 251400 16012 60310 80000 447 722
в т.ч. 0
-из запасов С2 млрд. м3 10000 196100 13050 4978 9000 233 128
-из ресурсов С3 млрд. м3 0 55500 2982 38532 72000 169 014
-из ресурсов Д1 млрд. м3 0 0 0 16800 0 16 800
Затраты на подготовку запасов нефти млн.долл. 90 159 113,5 38,75 34,3 436
- на стадии подготовки и выявления структур млн.долл. 10 0 22,8 0 2 35
Наименование показателей Ед. изм. ОАО «Красн оярск- газпром » ООО «Слав- нефть- Краснояр ск- нефтегаз» ОАО «Вост- сиб- нефтегаз» ОАО НК «ЮКОС» ЗАО «Ванко рнефть » Всего
- на стадии опоискования структур млн.долл. 20 50 23,8 6,4 0 100
- на стадии разведки млн.долл. 60 109 66,9 32,35 32,3 301
Объемы ГРР по видам: 0
- в натуральных единицах 0
сейсморазведочные работы 2D км 2600 5874 1260 700 400 10 834
3Б 2 км 1750 100 0 1 850
поисковоразведочное бурение тыс. м 50 36 79,7 28,9 21,5 216
- в денежном выражении 90 159 113,5 38,75 34,3 436
сейсморазведочные работы млн.долл. 18 31 35,6 5,5 2 92
поисковоразведочное бурение млн.долл. 72 128 77,9 33,25 32,3 343
Существует несколько вариантов трасс нефте- и газопроводов. В качестве одного из вариантов трассы магистральных трубопроводов ОАО «Транснефть» и другими рассматривается направление от Тайшета до ст. Таксимо вдоль железной дороги БАМ. Уже проектируются трубопроводы от Юрубчено-Тохомского и Куюмбинского месторождений до ст. Нижняя Пойма через площадку «Кучеткан» (рис. 1). Этот вариант трасс одновременно в наибольшей степени благоприятен для социально-экономического развития наиболее населенных районов Красноярского края и Эвенкийского АО. Поэтому указанные трассы целесообразно поддержать на уровне региональных программ администрации Эвенкийского автономного округа и Красноярского края.
Рис. 1. Схема развития сети нефте- и газопроводов на территории Красноярского края, Таймырского (ДолганоНенецкого) и Эвенкийского автономных округов [6]
Центральная часть рассматриваемой территории вдоль широтного течения р. Нижняя Тунгуска может быть обеспечена энергоресурсами за счет открытия нового месторождения на ее берегах вблизи п. Тутончаны (Старосельцев, 2005). Тем более, что геологоразведочные работы за счет федерального бюджета на нефтегазоперспективной Тутончанской площади предусмотрены планами работ на 2006-2010 гг. В случае обнаружения такого месторождения представляется целесообразной установка около него на берегу р. Нижняя Тунгуска модуля по переработке нефти и снабжения нефтепродуктами всех поселков на ее берегах от Большого порога до устья р. Илимпеи, а в большую воду и до с. Туруханска.
В целях экономии капитальных затрат на дорожном строительстве, строительстве сопутствующих объектов социальной и технологической инфраструктуры, рационального размещения трудовых ресурсов и
электроэнергетики предусматривается строительство нефте-, газопроводов в едином коридоре, первоочередное обеспечение газом внутренних потребностей населения и промышленности Красноярского края.
Наиболее подготовленным к началу строительства является отрезок перспективной трассы на участке Юрубченский опытный участок (скв. Юр-5)
- площадка «Кучеткан», которая находится в районе ж/д станции Карабула (Семенов, 2003).
В соответствии с потребностью светлых нефтепродуктов в период строительства трубопроводов, а также начала пробной эксплуатации месторождений, с учетом уже имеющихся мощностей в качестве
первоочередной меры предлагается строительство модульного НПЗ 100 тыс.т на Юрубчено-Тохомском месторождении. На Пайгинском месторождении уже начато строительство МНПЗ на 30 тыс. тонн по сырой нефти в год.
Переработку всего добываемого природного и нефтяного газа предлагается проводить на одном гелиевом заводе с получением сухого газа, гелия, этана и ШФЛУ [5, 6].
ГХК на базе индивидуальных углеводородов - этана и ШФЛУ -рекомендуется разместить в одном районе с гелиевым заводом.
В настоящее время все виды полиэтиленов являются крайне дефицитными материалами на внутреннем рынке страны. Объем
производства ПП определялся с учетом реконструкции действующих, строящихся новых и настоящего газохимического комплекса мощностью 320 тыс.т ПП в год.
Производство продуктов газохимического синтеза предназначено для квалифицированной переработки индивидуальных углеводородов:
- Пропана - для производства полипропилена,
- Метана и этана - для производства полиэтилена и получения сжиженого газа для удовлетворения населения в бытовом газе, а также для нужд атотранспорта;
- Полиэтилен и полипропилен, используемы как материалы для изготовления труб, пленки, ковровых изделий, геотекстиля, изделий медицинского назначения, разнообразных изделий бытового назначения.
В последние годы среднегодовой прирост потребления различных изделий из пластических масс составляет около 7% и в ближайшие годы на них сохранится устойчивый спрос. При этом, к наиболее массовым полимерам относятся кроме полиэтиленов, полипропиленов, также полистирол, фенопласты и карбидные полимеры. Важным направлением является организация производства этана для получения этанола.
Основным потребителем полиэтиленовой продукции станет, в первую очередь, сама газовая отрасль, поскольку в последние годы для газопроводов среднего и низкого давления все более широко используются полиэтиленовые трубы.
В условиях агрессивной грунтовой среды полиэтиленовые трубы будут наиболее рентабельны. Проект газификации города Красноярска также может быть выполнен с применением полиэтиленовых труб.
Все это ставит вопрос о необходимости организации местного производства сырья, а именно: полиэтилена в гранулах и созданию комплекса по выпуску полиэтилентерефталата, основного сырья для производства преформ.
Развитие собственных мощностей по производству полиэтиленовых труб и изделий на основе полимеров с целью первоочередного покрытия внутренних потребностей Красноярского края в рамках программы экспортозамещения, является актуальной и экономически обоснованной задачей, тем более, что вся эта продукция имеет повышенный спрос на мировом рынке.
Актуальнейшей задачей представляется организация производства в Красноярском крае метанола (метилового спирта), который технологически производится на основе природного газа. Тем более, что основным потребителем этого химического продукта являются предприятия нефтегазовой промышленности.
В качестве альтернативы ГПЗ может рассматриваться вариант синтеза жидких УВ из газа [2]. Основная функция GTL-технологии - подготовить природный или попутный газ к смешению в единой трубе с натуральной нефтью. При этом достигаются следующие преимущества:
- Не требуется строительства газовой трубы на далекие расстояния;
- Осуществляется утилизация попутного нефтяного газа или природного газа из газовой шапки «на месте» (в условиях ограниченных возможностей по сбыта газа, технология GTL открывает широкие возможности);
- Увеличиваются объемы продажи нефти за счет добавления синтетической нефти к объемам добытой и перекачиваемой нефти.
- Улучшается качество добытой нефти за счет уменьшения тяжелых фракций и серы, за счет чего продавцы и экспортеры могут рассчитывать на получение премии к стандартной цене за нефть (до 5 $/ЬЫ).
Мировой опыт применения GTL-технологии показывает, что технология GTL еще не готова для широкомасштабного внедрения, но уже построены коммерческие заводы - ЮАР (Sasol/Chevron), Малайзия (Shell), Катар (Sasol/Chevron). В мире есть пилотные установки полупромышленного типа -Коноко, ВР.
3. Ожидаемые технико-экономические показатели развития ТЭК
Прогноз показателей разработки нефтяных месторождений был осуществлен А.А. Гертом (2005 г.). Накопленная добыча к 2025 году достигает 461 млн. т, в том числе 87% приходится на базовые месторождения (398 млн. т) и 13% на выделенные территории с ресурсами категорий С3 и Д1. Наибольший объем добычи достигается на Юрубчено-Тохомском месторождении - 208 млн. т, немного меньше на Куюмбинском - 176 млн. т.
Инвестиции в разработку и обустройство нефтяных промыслов прогнозируются в объеме 14,7 млрд. долл., в том числе по Собинскому и Пайгинскому месторождениям - 0,9 млрд. долл., Куюмбинскому - 5,2 млрд. долл., Юрубчено-Тохомскому - 6,7 млрд. долл. К этому сроку Юрубчено-Тохомское месторождение осваивается не полностью.
Результаты оценки эффективности развития нефтедобычи в Эвенкийском АО свидетельствуют о следующем. Дисконтированные поступления в бюджеты всех уровней к 2015 году достигнут 4,9 млрд. долл. В течение следующих 10 лет он увеличится более, чем на 6,6 млрд. долл., и к 2025 году достигнет 11,5 млн. долл. Окупаются затраты в нефтедобычу по региону уже через 13,5 лет, внутренняя норма рентабельности - 20,5%.
По месторождениям Большехетского НГР накопленный объем добычи по выявленным и новым месторождениям до 2025 г. может составить около 380 млн. т нефти. При этом показатели эффективности следующие:
- Чистый дисконтированный доход инвестора (NPV) -5956,2 млн. долл.;
- Внутренняя норма рентабельности (IRR) - 38,6%;
- Коэффициент доходности инвестиций (PI) 3,03;
- Срок окупаемости с учетом дисконтирования - 7 лет.
По Красноярскому краю в целом к 2015 году может быть достигнут годовой уровень добычи 58,6 млн. т, в том числе по выделенным территориям Эвенкийского АО - 27,7 млн. т и по Большехетской зоне - 36,6 млн. т.
Суммарный объем инвестиций на разработку и обустройство нефтяных промыслов Красноярского края в целом составит 20,3 млрд. долл. в том числе в систему транспорта нефти 2,2 млрд. долл. Удельные издержки на освоение по Красноярскому краю в целом составляют около 44 долл./т.
В результате освоения нефтяных запасов Красноярского края к 2025 г. может быть получен доход 103 млрд. долл. Внутренняя норма рентабельности по Эвенкийскому АО составит 20,6%, по Большехетской зоне - 38,6%. Затраты по Эвенкийскому АО окупятся через 12 лет, по Большехетской зоне - через 6,5 лет.
Поступления в бюджеты всех уровней от освоения нефтяных запасов и ресурсов Красноярского края в целом составят 61 млрд. долл. В расчете на 1 т добытой нефти удельные поступления в бюджет - 72 долл./т. В среднем в год в бюджет может поступать по 2,3 млрд. долл.
При ставке дисконтирования 10% чистый дисконтированный доход от освоения запасов и ресурсов нефти Красноярского края составит 27,1 млрд. долл., в том числе доход недропользователя - 9,3 млрд. долл., поступления в бюджеты всех уровней - 17,8 млрд. долл. Освоение запасов и ресурсов нефти и газа Эвенкийского АО зоны может принести доход недропользователю в размере 3,33 млрд. долл. и обеспечить поступление в бюджет 11,5 млрд. долл. ЧДД недропользователя при освоении запасов и ресурсов Большехетской зоны достигнет 5,96 млрд. долл., бюджета - 6,27 млрд. долл. В среднем по Красноярскому краю к 2025 году удельная стоимость запасов (удельный дисконтированный доход недропользователя) составит 11,0 долл./т, удельные поступления в бюджет - 21,1 долл./т. По Эвенкийскому АО удельная стоимость запасов немного выше - 7,2 долл./т, а удельные поступления в бюджет ниже - 25,0 долл./т. По Большехетской зоне: удельный ЧДД недропользователя - 15,5 долл./т, удельный ЧДД бюджета - 16,3 долл./т. Коэффициент доходности инвестиций по Эвенкийскому АО составит 1,55 долл./долл., по Большехетской зоне - 3,03 долл./долл. Срок окупаемости затрат по Эвенкийскому АО увеличится до 13,5 лет, по Большехетской зоне -до 7 лет.
Таким образом, вложение средств в освоение запасов и ресурсов нефти Красноярского края не уступает по эффективности альтернативным вариантам освоения новых лицензионных участках Западной Сибири.
Эффективность освоения запасов и ресурсов газа уступает проектам освоения нефтяных запасов. В результате освоения запасов природного газа и конденсата Красноярского края, включая их переработку на ГПЗ, к 2030 г. может быть получен доход 33,6 млрд. долл. Срок окупаемости затрат без учета дисконтирования составит 16 лет от начала расчетного периода и 9 лет от начала добычи газа в Нижнеангарской НГО. Внутренняя норма рентабельности проекта может достигнуть 16% [6].
4. Прогноз социально-экономических последствий создания ТЭК
Укрупненная оценка социально-экономических последствий выполнена КНИИГиМС исходя из организации на территории региона двух центров нефтегазодобывающего комплекса: первого, включающего месторождения и перспективные участки Большехетского НГР, второго - перспективные участки и месторождения Юрубчено-Тохомского, Собинско-Тэтэринского и Нижнеангарского НГР.
Интегральный бюджетный эффект от реализации всего комплекса проектов на территории края составляет величину порядка 1,7 млрд. дол. к 2017 г.
В структуре накопленных бюджетных доходов, обнаруживаются существенные диспропорции меж бюджетных отношений Федерации и края. Чисто налоговые поступления в краевую казну в три раза меньше налоговых
доходов РФ от реализации нефтегазовых проектов. Особенно нелогичным представляется раздел НДПИ - налог, в большинстве сырьевых экономик составляющий основные территориальные доходы, в нашем случае составляет менее 7% от консолидированных налоговых доходов региона.
Укрупненные оценки показывают, что при развитии ТЭК объединенного Красноярского края к 2018-2025 гг. для жителей края может быть создано 17,5 -18,5 тыс. новых рабочих мест с заработной платой порядка 25-30 тыс. руб. Учитывая это, а также мультипликативные эффекты в других отраслях, среднедушевые денежные доходы населения объединенного Красноярского края возрастут при прочих равных условиях к 2015г. до 7,0-7,1 тыс. руб. (в ценах 2004 года) [6].
Таким образом, развитие нефтегазового комплекса объединенного Красноярского края будет способствовать увеличению среднедушевых денежных доходов населения и создаст условия для улучшения обеспеченности качественными услугами образования, здравоохранения, культуры. Помимо социально-экономической эффективности развитие нефтегазового комплекса он должен отвечать критериям экологической безопасности. Именно эти критерии должны являться приоритетными в процессе разработки и реализации стратегии развития ТЭК.
Заключение
Очевидно, что на региональном и, главное, на федеральном уровнях необходима выработка и принятие комплекса эффективных мер, стимулирующих инвестиции частного бизнеса в проект развития ТЭК. Некоторые первоочередные мероприятия необходимо обсуждать уже сегодня. К их числу относится необходимость дифференциации налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ).
С учетом того, что формирование ТЭК Красноярского края начинается практически с нулевой отметки, проект требует огромных инвестиций, речь идет о введении особого экономического режима на период развития ТЭК.
Создание и развитие ТЭК Красноярского края позволит получить:
А) Для Российской Федерации:
1. Два новых крупных центра нефтегазодобычи в Красноярском крае с необходимой транспортной инфраструктурой.
2. Экспортные поставки нефти в объеме 27-52 млн. т., в том числе: нефтепровод «Восточная Сибирь - Тихий океан» - от 11 до 25 млн. т., Западная Европа из порта «Диксон» Северным морским путем (СМП) - от 10 до 28 млн. т.
3
3. Поставки газа в ЕГС от 30 до 50 млрд. м .
4. Создание газоперерабатывающего производства с извлечением концентрата гелия для его последующего хранения в подземном гелиевом хранилище, выпуск дефицитной продукции полиэтилена, полипропилена и др.
5. Поступления в федеральный бюджет составят: 20,7 млрд. долл. от добычи нефти и газа; 2,0 млрд. долл. от реализации продукции ГПЗ; 3,3 млрд. долл. от лицензирования нераспределенного фонда недр.
Б) Для объединенного Красноярского края:
1. Значительный социально-экономический рост: Поступления в
бюджет объединенного Красноярского края возрастут на 75-85% к уровню 2004 года.
2. Полное удовлетворение внутренних потребностей в нефти и нефтепродуктах, существенное снижение затрат на северный завоз.
3. Существенное повышение инвестиционной привлекательности края.
4. Снижение диспропорций между экономикой края и автономных округов за счет резкого роста промышленного производства в нефтегазовой и сопутствующих отраслях.
Создание ТЭК неизбежно связано со значительной техногенной нагрузкой на природную экосистему. Необходимо на начальном этапе реализации проекта принятие региональных законодательных актов, жестко регламентирующих уровни экологической безопасности и допустимого воздействия на окружающую природную среду.
В связи с тем, что ТЭК неизбежно увеличивает техногенную нагрузку на природную экосистему, краеугольным камнем должна стать экологическая составляющая: экологизация всех технологических проектов, минимизация и возможно полный запрет на выбросы и загрязнение водной среды, запрет технологий без очистных сооружений и т.д.
В качестве первоочередной меры необходимо разработать и принять краевой закон «Об экологической безопасности и допустимом воздействии на окружающую среду при создании Красноярского нефтегазового комплекса». Предварительно на уровне МПР России необходимо утвердить региональные нормативы допустимой антропогенной нагрузки. Во всех нефтегазовых проектах предусмотреть проведение систематического мониторинга окружающей среды с передачей информации всем заинтересованным органам.
Для сокращения сроков и стоимости строительства, повышения надежности объектов обустройства и транспортной инфраструктуры в природно-климатических условиях севера Красноярского края рекомендовать нефтегазовым компаниям широкое использование передовых научных разработок институтов и академических ВУЗов, Красноярского отделения СО РАН, новых технологических и конструкторских разработок стройиндустрии Красноярского края, а также ее производственного потенциала.
Для надежного и качественного обеспечения ТЭК кадрами местных специалистов организовать в г. Красноярске опережающую подготовку специалистов нефтегазовой отрасли.
Необходимо обращение в Правительство РФ о введении особого экономического режима, связанного, прежде всего, с увеличением региональной ставки НДПИ на период формирования и развития ТЭК.
В связи с формированием ТЭК следует начать разработку программы социально-экономического развития единого Красноярского края на период 2007-2025 годы. Для обеспечения прав коренных и малочисленных народов Севера необходима разработка краевого закона с учетом имеющегося
мирового опыта, в котором предусмотреть меры по сохранению и защите традиционного уклада жизни, современное технологическое обеспечение связью, здравохранением, образованием, транспортом и решающего права голоса при экологической экспертизе нефтегазовых проектов.
© В.Т. Изаров, А.К. Битнер, А.А. Конторович, А.Г. Коржубаев, И.В. Филимонова, 2006
