CC BY
218
ПРОГНОЗ РАЗВИТИЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА РОССИИ
Иван Андреевич Проворный
Институт экономики и организации промышленного производстваCO PAH, аспирант, г. Новосибирск, проспект Академика Лаврентьева 17, 630090, рабочий телефон: (383)330-11-72, факс: (383)330-25-80, e mail: iprovornayy@gmail.com
В статье дан прогноз добычи нефти, газа на основе разработанной методики.
Ключевые слова: добыча нефти, добыча газа, прогноз, нефтегазовый комплекс.
FORECAST OF RUSSIAN OIL AND GAS COMPLEX
Ivan A. Provornyy
Institute of economics and industrial engineering of the Siberian branch of the RAS, graduate student, (ieiesbras)17, Ac. Lavrentievaave., 630090, Novosibirsk, Russian Federation,tel: (383)330-11-72, e mail: iprovornayy@gmail.com
The article presents forecast of oil and gas production on the basis of the developed technique
Key words: production oil, production gas, forecast, oil and gas complex.
Перспективные уровни добычи нефти в России будут определяться внутренним и внешним спросом на жидкое топливо и уровнем цен на него, развитостью транспортной инфраструктуры, географией, запасами и качеством разведанной сырьевой базы и темпами ее воспроизводства, налоговыми и лицензионными условиями и научно-техническими достижениями в разведке и разработке месторождений. Согласно прогнозам Института экономики и организации промышленного производства СО РАН (ИЭОПП СО РАН) на основе разработанного программного обеспечения, при сочетании благоприятных внутренних и внешних условий и проведении эффективной политики в области воспроизводства минерально-сырьевой базы добыча нефти и конденсата в России может составить 580-585 млн. т к 2025-2030 гг. (табл. 1).
Таблица 1. Прогноз добычи нефти и конденсата в России до 2030 г. по центрам
добычи, млн. т/г. (ИЭОПП СО РАН)
Центр добычи/район 2011 2015 2020 2025 2030
Европейская часть 150 148 145 140 136
Западная Сибирь 316 315 320 328 330
Восточная Сибирь, включая Республику Саха (Якутия) 28 61 76 82 87
Дальний Восток 17 18 24 30 32
Всего 511 542 565 580 585
Добыча нефти в России будет осуществляться как в традиционных нефтедобывающих районах, таких как Западная Сибирь, Волго-Урал, Северный Кавказ, так и в относительно новых районах: Восточная Сибирь и Дальний
Восток (Лено-Тунгусская и Охотоморская нефтегазоносные провинции), а также юг России (российский сектор Каспийского моря - Северо-Каспийская провинция).
Несмотря на истощение ресурсно-сырьевой базы, переход многих базовых месторождений в падающую стадию добычи, главным нефтедобывающим регионом страны на весь рассматриваемый период останется Западная Сибирь. Добыча нефти здесь может составить 330 млн. т в 2030 г. В структуре добычи нефти в регионе основное падение будет происходить в ключевом нефтедобывающем районе России - ХМАО. В то же время ресурсный потенциал позволяет нарастить добычу нефти в ЯНАО. В перспективе начнется освоение шельфа Карского моря. Постепенно будет снижаться добыча нефти в Новосибирской и Томской областях, в то время как ввод в разработку неосвоенных запасов и ресурсов юга Тюменской области позволит несколько увеличить добычу нефти.
В перспективе новым крупным нефтедобывающим регионом России станет Восточная Сибирь и Республика Саха (Якутия). В период после 2011 г. здесь будут сформированы Южно-Эвенкийский, Ванкорско-Сузунский (Красноярский край) и Непско-Ботуобинской (север Иркутской области и запад Республики Саха (Якутия)) центры добычи нефти. Добыча нефти в Восточной Сибири и Якутии к 2020 г. достигнет 76 млн. т, к 2030 г. этот показатель будет доведен до 87 млн. т. На Дальнем Востоке, главным образом на Сахалине, добыча нефти к 2020 г. прогнозируется в размере 24 млн. т, к 2030 г. - 32 млн. т.
В европейской части России, Волжско-Уральском бассейне и на Северном Кавказе, добыча нефти будет падать, что обусловлено исчерпанием сырьевой базы. В Тимано-Печорской и Северо-Каспийской НГП добыча нефти до 2020 г. будет возрастать, а затем стабилизируется. Это связано с вводом в разработку месторождений в Ненецком автономном округе, который в настоящее время еще относительно мало освоен, и на шельфе Каспийского моря.
Основным источником капитальных вложений в течение всего рассматриваемого периода будут собственные средства компаний, в том числе компаний, контрольные пакеты акций которых принадлежат государству. Кроме того, при освоении новых районов добычи предполагается использование значительных государственных инвестиций при проведении геологоразведочных работ и формировании транспортной и перерабатывающей инфраструктуры, а также привлечение кредитных средств на условиях проектного финансирования.
Перспективные уровни добычи газа до 2030 г. будут определяться в основном внутренним спросом, международной конъюнктурой и уровнем цен на энергоносители, развитием газотранспортной инфраструктуры, воспроизводством ресурсно-сырьевой базы, научно-техническими инновациями в разведку и добычу газа, уровнем инвестиций в традиционных и новых газодобывающих регионах. При сочетании благоприятных внутренних и внешних условий добыча газа в России может возрасти до 1075 млрд. куб. м к 2030 г. (табл. 2).
Таблица 2. Прогноз добычи газа в России до 2030 г. по центрам добычи
(ИЭОПП СО РАН), млрд. куб. м/год
Центр добычи/район 2011 2015 2020 2025 2030
Европейская часть 39 56 104 123 141
Западная Сибирь 589 632 662 685 731
Восточная Сибирь, включая Республику Саха (Якутия) 6 22 82 114 119
Дальний Восток 25 34 47 60 84
Всего 660 744 895 982 1075
Прогноз уровней добычи газа, рассчитанный ИЭОПП СО РАН, в основном соответствует оценкам «Генеральной схемы развития газовой отрасли на период до 2030 г.», разработанной «Газпромом», и несколько превосходит прогнозы, представленные в «Энергетической стратегии России до 2030 г.». Это связано в основном с более высокими оценками Сибирского отделения РАН и «Газпрома» перспектив развития газового потенциала Восточной Сибири и Дальнего Востока с учетом экспорта газа на рынки Китая и других стран АТР. Эти уровни добычи могут быть обеспечены за счет разработки Ковыктинского газоконденсатного месторождения в Иркутской области, Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения в Республике Саха (Якутия), месторождений углеводородов в Красноярском крае.
Главной базой добычи газа в стране на весь рассматриваемый период останется Западная Сибирь. Уровень добычи газа в Западной Сибири в 2030 г. может составить 731 млрд. куб. м. Главным районом добычи Западной Сибири является Надым-Пур-Тазовский район в Ямало-Ненецком автономном округе, где сосредоточены основные месторождения, разрабатываемые и планируемые к вводу в промышленную эксплуатацию в ближайшие годы. В перспективе прогнозируется снижение добычи газа в связи с высоким уровнем выработанности уникальных месторождений (Медвежьего, Уренгойского и Ямбургского), снижением пластового давления на них, подъемом уровня газоводяного контакта, а также длительным сроком работы оборудования.
Для поддержания проектных уровней отборов и обеспечения стабильной добычи газа на действующих месторождениях ЯНАО необходимо обеспечить проведение реконструкции и технического перевооружения объектов добычи газа. Основной проблемой, связанной с добычей газа в традиционных районах газодобычи, является извлечение остаточных запасов газа на завершающей стадии разработки действующих месторождений с достижением высоких коэффициентов газоотдачи. Необходимо создание новых экономически-эффективных технологий добычи и использования «низконапорного» газа. Добыча газа в Надым-Пур-Тазовском регионе связана с разработкой глубоко залегающих пластов, содержащих в значительном количестве пропан-бутановую смесь и конденсат («жирный газ»), кроме того, эти залежи характеризуются сложными горно-геологическими условиями. В связи с этим дальнейшие перспективы добычи газа в традиционном газодобывающем районе ЯНАО связано с необходимостью создания мощностей по переработке и транспорту
ценных углеводородных компонентов, содержащихся в газе. Для стабилизации и наращивания добычи газа в Ямало-Ненецком автономном округе в перспективе будут сформированы новые центры газодобычи на п-ове Ямал, включая шельф, в Обской и Тазовской губах. Месторождения новых районов характеризуются значительной удаленностью от существующей производственной инфраструктуры, действующей системы магистральных газопроводов, а также многокомпонентными составами пластовой смеси и сложными горно-геологическими условиями залегания. Это потребует привлечения значительных объемов инвестиций.
Объем добычи газа в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) в 2020 г. может составить 82 млрд. куб. м, в 2030 г. - 119 млрд. куб. м. Добыча газа в районах Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) будет развиваться на базе Ковыктинского газоконденсатного месторождения в Иркутской области, Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения в Республике Саха (Якутия), месторождений углеводородов в Красноярском крае. При освоении газовых месторождений Восточной Сибири, характеризующихся высоким содержанием гелия, потребуется развитие гелиевой промышленности, в том числе строительство ряда крупных газоперерабатывающих заводов и подземных хранилищ гелиевого концентрата. В рассматриваемом периоде здесь будут сформированы следующие крупные центры добычи газа: Якутский, Иркутский и Красноярский.
Якутский центр газодобычи будет создан на базе Чаяндинского месторождения с перспективой освоения соседних месторождений -Среднеботуобинского, Таас-Юряхского, Верхневилючанского и других.
Иркутский центр газодобычи будет сформирован на базе Ковыктинского месторождения, Чиканского месторождения и месторождений севера Иркутской области.
Красноярский центр газодобычи будет создан на базе Собинско-Пайгинского и Юрубчено-Тохомского месторождений с перспективой освоения Оморинского, Куюмбинского, Агалеевского и других месторождений.
На Дальнем Востоке добыча газа будет развиваться на базе шельфовых месторождений о-ва Сахалин (проекты «Сахалин-1-2») и в дальнейшем -«Сахалин-3-9» и проектов Западно-Камчатского сектора Тихого океана. Добыча газа на Дальнем Востоке в 2020 г. составит 47 млрд. куб. м, в 2030 г. - 84 млрд. куб. м.
В европейской части России, наряду с действующими центрами газодобычи в Оренбургской области, где добыча последние годы стабилизировалась, либо имеет понижательную тенденцию, и Астраханской области, где расширение добычи газа связано с экологическими ограничениями (содержание серы), будут созданы новые центры газодобычи за счет освоения Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции и шельфовых месторождений (прежде всего Штокмановского), а также шельфа Каспийского моря в СевероКавказской провинции. Добыча газа в европейской части России в 2020 г. составит 104 млрд. куб. м, в 2030 г. - 141 млрд. куб. м.
1. Филимонова И.В. Нефтегазовый комплекс Восточной Сибири и Дальнего Востока: состояние и прогноз // ГЕО-Сибирь-2011. Т. 3: Экономическое развитие Сибири и Дальнего Востока. Экономика природопользования, землеустройство, лесоустройство, управление недвижимостью. Ч. 1.: сб. материалов VII Междунар. науч. конгресса, 19-29 апр. 2011 г., г. Новосибирск. - Новосибирск :Сиб. гос. геодезич. акад., 2011. - С. 212-218.
2. Коржубаев А.Г., Эдер Л.В. Анализ тенденций развития нефтяного комплекса России: количественные оценки, организационная структура // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. - 2009. - № 3. - С. 57-68.
3. Коржубаев А.Г. Прогноз развития нефтяной и газовой промышленности России и перспективы формирования новых направлений экспорта энергоносителей // Проблемы Дальнего Востока. - 2006. - № 5. - С. 49-58.
© И.А. Проворный, 2012
