Разработка комплексного освоения газовых месторождений в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке

Состояние ресурсной базы по добыче газа в Восточносибирском и Дальневосточном регионе. Добывные возможности базовых месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока. Оценка стоимости добычи, транспорта российского газа на внутреннем и внешнем рынках.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 27.06.2013
Размер файла 98,1 K

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Состояние ресурсной базы по добыче газа в Восточносибирском и Дальневосточном регионе и инфраструктура

1.1 Ресурсная база

Россия - одна из немногих стран мира, полностью удовлетворяющая свои потребности в газе за счет собственных ресурсов. Наша страна обладает уникальными запасами природного газа (1-е место в мире): разведанные запасы - 49,2 трлн. м, прогнозные (вероятные) запасы - около 230-240 трлн. м.

На территории рассматриваемых регионов сосредоточены значительные ресурсы природного газа, конденсата и нефти. Начальные суммарные ресурсы газа суши Восточной Сибири и Дальнего Востока (44,9 трлн. м?) составляют около 19,0% НСР России. Помимо суши, весьма значителен газовый потенциал морского шельфа - около 15,0 трлн. м? (таблица 1.1). Не выявленные ресурсы газа категории Сз-Д суши и шельфа Восточной Сибири и Дальнего Востока составляют 51.9 трлн. м? или около 33.0% от общероссийских.

Запасы газа суши Восточной Сибири и Дальнего Востока составляют по категории С1 - 3.8 трлн. м? и по категории С; - 2,8 трлн. м? Максимальная часть запасов газа категории С1 приходится на территории Иркутской области -1,55 трлн. м? и Республики Саха (Якутия) - 1,2 трлн. м?. Значительные запасы выявлены в пределах Эвенкийского АО - 279,1 млрд. м?. Красноярского края - 93.6 млрд. м? и Сахалинской области (суша - 47.8 млрд. м? шельф - 863.8 млрд. м?).

В этих же субъектах Российской Федерации имеются значительные запасы газа категории С1 в Эвенкийском АО - 776,2 млрд. м?, в Красноярском крае -202,8 млрд. м?. в Иркутской области - 707,9 млрд. м? в Республике Саха (Якутия) -1063.7 млрд. м? и на шельфе о. Сахалин - 326.1 млрд. м?.

Низкая степень разведанности газового потенциала Восточной Сибири и Дальнего Востока (8.6% для суши и 5,8% для шельфа), благоприятные геологические предпосылки открытия крупных и гигантских месторождений газа и нефти указывают на высокие перспективы подготовки запасов и добычи газа в этом регионе.

В пределах Восточной Сибири к настоящему времени открыты два уникальных по запасам газа месторождения: Ковыктинское газоконденсатное с суммарными запасами категорий С1-С2 - 2.0 трлн. м? (Иркутская область) и Чаяндинское нефтегазоконденсатное - 1,2 трлн. м? (Республика Саха (Якутия)).

Таблица 1.1. Распределение запасов и ресурсов газа Россия на 01.01.2004 по Сибирскому и Дальневосточному федеральным округам (млрд. м?)

Ф Федеральный округ

НСРесурсы

ДоДобыча

Запасы

Ресурсы

С3 С+Д

А+В+С:

С2

Россия: всего

23 6149.3

1 4066,5

47 811.0

16 908.2

15 7363.3

суша

160312,0

14 057,4

42659.5

12782 2

90 8125

Шельф

75837.3

9.1

51 51.5

41 26.0

66 550,7

Сибирскни: всего

33012.1'

29.2

2501.3

1783.З

25693.2

Томская область

572,2

16.7

235.5

28.8

241,0

Новосибирская область

35.6

.

0.6

.

35.0

Звекюгйсьй АО

9043.0

.

279,11

776,22

7937.7

Красноярский край

3328.6

.

93.6

202,8

3032.2

Иркутская область

8513.0

0,614

1555.4

707,9

6249.1

Усть-Ордынсжнй АО

221.0

.

.

.

221.0

Омская область

16.0

_

0.6

.

15.4

Таймырский АО

11282.6

11.9

285,5

67.6

10917,6

Лальневосточный всего

11876.7

83.78

1284.48

1092.8

9415.6

Республика Саха (Якутия)

101612

38.04

1213.6

1063.7

7345.86

Магаданская область

4,0

.

.

.

4.0

Чукотский АО

350,7

0,006

6.64

3.24

340,8

Камчатская область

481.6

203»

16.С

6.6

459.0

Корякский АО

356.0

_

.

.

356.0

Сахалинская область

362,2

45.7

47.8

17.7

251.0

Амурская область

82,0

.

.

82,0

Хабаровский край

74.0

-

0.44

1.55

72,0

Приморский край

5.0

_

.

.

5.0

Итого: суша Сибирского и Дальневосточного округов

44888,7

113.0

3785.9

2876.1

33113,8

Шельф: всего

14955.0

0.064

863.5

326.15

13765.0

Охотское море

6225.4

0.064

859.99

325.35

5040.4

Японское море

332.6

_

3.8

0.8

328,0

Море Лаптевых

2240,0

_

.

.

2240.0

Восточно-Сибирское море

33 46.0

-

-

-

3346.0

Чукотское море

2020.0

_

.

.

2020.0

Берингово море

715.0

_

.

.

715.0

Тикай океан

76

_

.

.

76. 0

Итого: суша и шельф Сибирского и Дальневосточного округа

59843.7

113.064

4649,7

3202.25

51878.8

Крупными являются Юрубчено-Тохомское - 773.0 млрд. м? Куюмбинское -207,7 млрд. м? и Собинско-Пайгинское - 200.6 млрд. м? НГКМ в Эвенкийской АО Верхнечонское НПСМ - 129.2 млрд. м? в Иркутской области, Среднетюнгское ГКМ - 165,4 млрл. м?. Среднеботуобинское НГКМ - 174,6 млрл. м?, Средневилюйское ГКМ - 129,9 млрл. м? и Талаканское НГКМ с извлекаемыми запасами нефти категории С1 105.0 млн. т и категории С2 18.1 млн. т в Республике Саха (Якутия). Кроме того, на Дальнем Востоке значительные запасы и ресурсы газа сосредоточены на шельфе о. Сахалин, где открыты нефтегазоконденсатные месторождения: Лунское (запасы газа категории (С1 - 452.3 млрд. м?, категории С2 - 78.6 млрд. м?). Чайво-море (С1 - 237,4 млр. м?. С2 - 80,2 млрд. м?), Пильтун-Астохское (С1 - 86.3 млрд. м?. С2 - 32,9 млрд. м») и Аркутун-Дагннское (С; - 22.0 млрд. м?. С2 - 62.2 млрд. м?). Состояние запасов газа и жидких углеводородов по регионам и месторождениям следующее.

Красноярский край вместе с Эвенкийским и Таймырским АО. Запасы газа категории С1 составляют 658.2 млрд. м?. категории С2 - 1046,6 млрд. м?, в том числе по Красноярскому краю соответственно 93.6 и 202.8 млрд. м?. в Эвенкийском АО -279,1 и 776,2 млрд. м?, в Таймырском АО - 285,5 и 67.6 млрд. м?.

В программу освоения газовых ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока вовлекаются расположенные в зоне действия планируемых газо- и нефтепроводов Юрубчено-Тохомское и Собинско-Пайгинское месторождения.

Юрубчено-Тохомское НГКМ. Запасы УВ по категории С1 - 117,0 млрд. м? газа. 9,4 млн. т конденсата, 66.0 млн. т нефти извлекаемых, по кат. С2 соответственно 583,8 млрд. м*, 45,3 млн. т и 321.8 млн. т.

Газ содержат метана 83,0%, гомологов метана 10.0-11,0%, углекислого газа 0.36%, азота 5-6%. гелия 0,18%. Содержание конденсата в газе 133,9 г/м?.

Куюмбинскаё НГКМ. Запасы газа по категории С1 составляют 9,7 млрд. м?\ конденсата - 0.8 млн. т и нефти - 54,4 млн. т извлекаемых; С2 соответственно 168,8 млрд. м?\ 13.1 и 134,9 млн. т. Состав газа: метана 80.0%, гомологов метана -11.43-15,47%, азота 5,58-8,73%, углекислого газа 0.55%, конденсата 10,77 г./м?.

Оморинское ГКМ. Запасы газа категории С1 и С2 составляют 4.9 млрд. м и 4,0 млрд. м? соответственно. Извлекаемые запасы конденсата категории С; оцениваются в 0.5 млн. т. при этом на долю запасов категории С; приходится 0.4 млн. т.

Содержание метана в газе 78.8%, гомологов 11,41%, азота ло 9.8%. конденсата 167,1 г/м?.

Собинско-Пайгинское НГКМ. Запасы свободного газа категории С1 -147,5 млрд. м?. конденсата - 9.0 млн. т и нефти - 4.8 млн. т извлекаемых: С2 соответственно -19.7 млрд. м?\1,8 млн. т и 8.8 млн. т извлекаемых.

Свободный газ содержит метана 62.9-75,0%. гомологов метана до 7,07%, азота 23-28.1% н углекислого газа 0.18%. Отмечается высокое (до 0.58%) содержание гелия. Содержание стабильного конденсата 93,6-109,0 г\м?. Конденсаты имеют низкую плотность (0,678-0,723 г.\см?), вязкость, сернистость и смолистость. Нефть месторождения легкая и средняя по плотности 0,824-0,859 г.\см? малопарафинистая. малосмолистая и смолистая, малосернистая.

Иркутская область - запасы природного газа составляют по категории С1 - 1555.4 млрд. м? и по категории С2 - 707.9 млрд. м?. из них к разработке подготовлено 90,4% по категории С1 (Ковыктинское месторождение).

Ковыктинсков ГКМ. Запасы газа по категориям С1 и С2, принятые на начало 2004 года, составляли 1406,6 млрд. м?. и 572.0 млрд. м? соответственно. Извлекаемые запасы конденсата категории С1 - 68.3 млн. т. категории С2 - 15.5 млн. т.

Состав газа: метана 93,9%. гомологов метана до 6.0%. азота 1,55%. углекислого газа 0,14%. Содержание стабильного конденсата до 67.0 г.\м?. Месторождение характеризуется высоким содержанием гелия - 0.25%, что соответствует 3.4 млрд. м его запасов по категории С1 и 1,6 млрд. м - по категории С2.

Верхнечонское НГКМ. Суммарные извлекаемые запасы нефти категории С1 составляют 159,5 млн. т, на долю запасов категории С2 приходится 42.1 млн. т. Выявленные запасы газа категорий С1 и С2 оцениваются в 11.7 млрд. м? и 83,8 млрд. м? соответственно, конденсата - 0,4 и 3,0 млн. т. Нефть плотностью 0,85 г./см? содержит парафина 1,2%, серы 0,4%, смол 5,7-7,8%. Газ метановый (80,0-82,0%), содержание гомологов метана до 18,0-20.0%. гелия 0,17-0,25%, конденсата до 40,0 г/м?.

В 2004 голу в результате проведенных геологоразведочных работ на лицензионных участках Левобережном. Правобережном и Ангаро-Ленском (недропользователь ООО «Петромир»). расположенных в северо-восточной части Ангаро-Ленского плато (к юго-западу от Ковыктинского газоконденсатного месторождения) открыто Левобережное газоконденсатное месторождение с залежами в отложениях венда и кембрия. Запасы газа (распределенный фонд) по категории С1 составляют 0.8 млрд. м?. по категории С2 - 1643.7 млрд. м?. извлекаемые запасы конденсата по категории С 2 - 19.3 млн. т по нераспределенному фонду запасы газа по категории С2 составляют 115.8 млрд. м?. запасы конденсата по категории С2 - 1,0 млн. т. Ресурсы категории С3 по распределенному фонду недр на 01.06.2004 составляют 84.8 млрд. м?: по нераспределенному фонду - 12.8 млрд. м?.

Республика Саха (Якутия) - суммарные запасы газа категории Ст составляют 1213.6 млрд. м?. на долю запасов категории С; приходится 1063.7 млрд. м.

Чаяндинское НГКМ. В пределах месторождения разведано 379.7 млрд. м? газа категории С1 5,7 млн. т конденсата и 42,5 млн. т нефти извлекаемых, запасы газа категории С2 составляют 861.2 млрд. м?. 12.7 млн. т конденсата и 7.5 млн. т нефти. Содержание метана 84,0%, гомологов метана 7,5-8,0%. азота 5,6-7,8, конденсата 18,5 г/м?.

Содержание гелия в газе Чаяндинского месторождения составляет 0.58%. Суммарные запасы гелия составляют здесь 7.2 млрд. м? из них 1.8 млрд. м? приходится на категорию С1. Плотность нефти 0.884 г.\см?, вязкость 11.81 МПа-с. Нефть малосмолистая, малопарафинистая, малосернистая.

Тапаканское НГКМ. Извлекаемые запасы нефти по категории С1 составляют 105,0 млн. т, кат. С2 - 18,1 млн. т (менее 20% от суммарных запасов кат. С1+ С2). Запасы газа в газовой шапке - 35,5 млрд. м? по категории С1 и 18.6 млрд. м? по категории С2, самостоятельного значения для разработки они не имеют.

Газ содержит метана 87,23%, гомологов метана до 9,97%, азота 3,4-4.0%, углекислого газа 0,1-0.3%. гелия 0.19-0.57%.

Запасы газа категории С1-С2 по близлежащим месторождениям следующие: Средне-Ботуобинское - 169,7 млрд. м?, Тас-Юряхское - 114,0 млрл. м?. Верхневилючанское - 107,5 млрд. м?.

Хабаровский край. В континентальной части Хабаровского края выделены семь нефтегазоносных районов: Юдомо-Майский, приуроченный к впадине восточной окраины древней Сибирской платформы, входящей в состав Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции; материковые мезозойско-кайнозойские осадочные бассейны - Верхне-Буреинский а Средне-Амурский, а также продолжающиеся в Охотское море н Татарский пролив Охото-Котуйский, Удско-Торомский, Шантарскай и Нижне-Амурский мезозойско-кайнозойские осадочные бассейны. Ресурсы углеводородов материковой части оцениваются в размере 990,0/297.0 млн. т у.т. геол.\извлек., в т.ч.: Юдомо-Майский соответственно 420.0 и 126.0 млн. т у.т. Верхне-Буреинский - 250,0 и 75.0, Средне-Амурский - 200.0 и 60.0 и Нижне-Амурский -120,0 н 36.0 млн. т у.т. Остальные пока не имеют количественной опенки. Официальная опенка НСР газа суши Хабаровского края составляет 74.0 млрд. м?. Наиболее газо- и нефтеперспективны - Верхне-Буреинский. Средне-Амурский и Юдомо-Майский осадочные бассейны.

В Верхне-Буреинском открыто Адниканское газовое месторождение с запасами по категориям С1 - 0.4 млрд. м? и С2 - 1,6 млр. м?. Содержание метана 79.2%. гомологов метана до 1.29%, азота до 5,28%. углекислого газа до 14,5%.

Средне-Амурский осадочный бассейн расположен вблизи трассы газопровода Оха-Хабаровск. По данным бурения установлены благоприятные предпосылки нефтегазоносности.

Нижнеамурский нефтеперспективный район выделен от береговой линии моря по долине р. Амур протяженностью 250 км при ширине около 75 км. Бассейн простирается до западного побережья о. Сахалин, где установлены газо- и нефтепроявления. В пределах бассейна проложен действующий нефтегазопровод Оха - Комсомольск-на-Амуре.

Шельфоеая юна Хабаровского края включает следующие перспективные газонефтяные бассейны: Шантарский, Кашеварова, Лисянский и Северо-Сахалинский.

По опенкам ФГУП ДМНГ, ВНИГРИ, СахалинНИПИморнефть, ИТиГ ресурсный потенциал «Хабаровского» сектора шельфа Охотского моря оценивается в 3.5 млрд. т у.т. Для проведения поисково-разведочных работ наиболее благоприятен шельф Татарского пролива, где локализованные ресурсы углеводородов оценены: в объеме: нефти - 276,3 млн. т. газа - 399.7 млрд. м?. Наиболее перспективными из выявленных структур являются Иннокентьевская, Приморская, Тумнинская и Чапчанская.

Сахалинская область - запасы природного газа категории С1 составляют 907,8 млрд. м?. в том числе на суше - 47.8 млрд. м?. на шельфе - 860.0 млрл. м?. запасы по категории С2 - 343.1 мдрд. м?. в том числе на суше -17,7 млрд. м?. на шельфе -325,4 млрд. м?. Прогнозные ресурсы газа - 5291,4 млрд. м. Прогнозные ресурсы УВ категории Сз+Д по данным ФГУП «Дальморнефтегеофизика» оцениваются в размере 7165,0 млн. т у.т.

В основном, запасы газа охватываются проектами «Сахалин-1» и «Сахалии-2». в тоже время есть целый ряд перспективных участков со значительными геологическими ресурсами углеводородов («Сахалин-3-9»), газовый потенциал которых позволит в перспективе увеличить добычу газа. Извлекаемые запасы нефти на шельфе о. Сахалин кат. А+В+С1 составляют 101,1 млн. т, С2 - 33.1 млн. т; конденсата, соответственно. 64.3 и 24.31 млн. т.

Проект «Сахалин-1» включает месторождения: Чайво, Одопту-море и Аркутун-Дагннское с суммарными запасами газа категории С1 - 317,5 млрд. м?, извлекаемыми запасами конденсата 21.0 млн. т, нефти 105,5 млн. т; С2 - 156.9 млрд. м? газа, 8,8 млн. т конденсата и 160,6 млн. т нефти.

Чшйво НГКМ. Запасы газа по кат. А-В+С1 составляют 247,3 млрд. м?, конденсата - 18,0 млн. т и нефти - 59.0 млн. т извлекаемых; по С2, соответственно. 94.7 млрд. м. 4.8 и 49.5 млн. т. Газ содержит метана 93.6-93.8%, гомологов метана - 4,22-7,0%, азота - 0.3-0,6%, углекислого газа - 0.3-0.52%.

Одопту-море НГКМ. Запасы газа Центрального и Южного куполов по категории А+В+С1 - 61,9 млрд. м?, конденсата -1.8 млн. т и нефти - 35,1 млн. т извлекаемых; по категории С2, соответственно. 26.4 млрд. м?, 0,6 и 3,1 млн. т. По Северному куполу с нефтяной залежью запасы растворенного газа по категории А-В-С1 - 2.5 млрд. м?, нефти - 4.4 млн. т: по категории С2, соответственно, растворённого газа - 0.2 млрд м3. нефти - 0.2 млн. т. Газ содержит метана 94.4 - 94.85%, гомологов метана - 3,68-5.39%. углекислого газа - 0.12-0.66%. азота - 0.36-1.10%. Начальные дебиты нефти 10.5 - 90т\сут. Плотность нефти - 0.839-0,871 г. см?, вязкость - 0.74-1.18 МПа-с, содержание серы - 0.2-0.4%. парафина - 0,5-1,3%. смол и асфальтенов - 3,91-8,1%.

Аркутун-Лагинское НГКМ. Запасы газа по категории А+В+С1 - 23.2 млрд. м?, конденсата - 1.2 млн. т. нефти - 9.1 млн. т извлекаемых; по категории С2, соответственно. 62,2 млрд. м?, 3.5 и 104,3 млн. т.

Газ содержит: метана - 94.44-90.85%, гомологов метана - 5.66-9.15%. углекислого газа - 0.23-1.03%. азота - 0.3-0,35%.

Проект «Сахалин-2» включает нефтегазоконденсатные Пильтун-Астохское и Лунское месторождения с суммарными запасами газа категории С1 538.7 млрд. м?. извлекаемыми запасами конденсата - 41.6 млн. т и нефти - 97.7 млн. т; С2 - 113,2 млрд. м? газа. 8,6 млн. т конденсата и 32.2 млн. т нефти.

Пильтун-Астохское НГКМ. Запасы газа по категории А-В+С1 - 86.3 млрд. м?. конденсата - 5.9 млн. т. нефти - 97.4 млн. т. извлекаемых; по категории С1, соответственно. 32.9 млрд. м. 2.4 и 29,4 млн. т. Газ содержит метана 91.75-94.11%. гомологов метана - 5.89-9.25%. углекислого газа - 0.16-0,81%. азота - 0.19-0,84%. Плотность нефти - 0.874-0.876 г./см?, вязкость - 0.11-0.5 МПа-с. содержание серы - 0.12-0,27%, парафина - 0,21-2,56%. смол и асфальтенов - 2.5-4.3%.

Лунское НГКМ. Запасы газа по категории А-В+С1 - 452.4 млрд. м?. конденсата - 35.7 млн. т и нефти - 0.3 млн. т извлекаемых; по категории С1, соответственно. 80.2 млрд. м. 6.1 и 2.8 млн. т. Газ содержит метана 92.06 - 93.0%. гомологов метана -6.98-8.48%. углекислого газа - 0,17-0,28%, азота - 0.62-1,14%.

Проект «Сахалин-З» включает 4 блока с низкой степенью разведанности. По блокам I-II (Восточно-Одоптинскин и Айяшский) совокупные прогнозные ресурсы газа оцениваются в 500 млрд. м?. нефти -114 млн. т.

По блоку III (Венинскнй) совокупные прогнозные ресурсы газа оцениваются более чем в 800 млрд. м?. нефти - почти 700 млн. т.

В пределах блока IV (Киринский) с прогнозными ресурсами газа 873 млрд. м? и нефти 687 млн. т. (извлекаемых) в 1992 году открыто.

Киринское газоконденсатное месторождение площадью 4.9 км?. Запасы свободного газа по категории С1 -14,8 млрд. м?, по кат. С2 - 60.6 млрд. м?. извлекаемые запасы конденсата по категории С1 -1.7 млн. т, по кат. - С2 6,9 млн. т.

Проект аСахаяшн-4» включает Астрахановский и Западно - Шмидтовскин блоки, где планируется подготовить 940 млн. т у. т углеводородов, в том числе газа -780 млрд. м'.

В пределах лицензионного участка выявлено более 20 газонефтеперспективных структур, большинство из которых расположены на северном подводном продолжении п-ова Шмидта и в западной части Сахалинского залива.

Проект «Сахалин-5» направлен на освоение ресурсов северо-западного и северо-восточного шельфа острова. Прогнозные геологические ресурсы участка составляют 2000 млн. т у.т. В рамках проекта выделены Восточно-Шмидтовская и Кайганско-Васюканская плошади.

Прогнозные извлекаемые запасы этих площадей составляют: нефти 600 млн. т. газа 600 млрд. м?. Предполагаемый год начала промышленной добычи углеводородного сырья - 2010 год. Максимальный годовой уровень добычи: 35.5 млн. т нефти и конденсата и 34.2 млрд. м? газа.

Проект «Сахат-6» - прогнозные ресурсы составляют 1369 млн. т у.т. Зоны газонефтенакопления вытянуты вдоль береговой линии, наиболее приближен к береговой зоне блок «Пограничный».

Проект «Сахалин-7» - геологические ресурсы прогнозируются в объеме 563,0 млн. т у.т. с преобладанием газа.

Наиболее перспективными являются Восточно-Анивская структурно-стратиграфическая и Стародубская структурная ловушки, над которыми зафиксированы прямые сейсмические и геохимические признаки газо- и нефтеносности.

Промышленная газо- и нефтеперспектнвность этого лицензионного участка подтверждена открытием газовых месторождений на берегу залива Анива. находящихся в разработке, и нефтепроявлениями на побережье залива Терпения.

Проект «Сахалин-8» и «Сахалин-9» охватывают полосу Западно-Сахалинского шельфа в Татарском проливе.

Прогнозные ресурсы выделенных лицензионных участков оцениваются соответственно в размерах 80 и 120 млн. т у.т. углеводородов. По результатам проведения поисковых работ оценки ресурсов, вероятно, будут увеличены.

Шельф Магаданской области по опенке ФГУП «Дальморнефтегеофизика» содержит суммарные локализованные ресурсы углеводородов в размере 3451.1 млн. т у.т. в том числе нефти - 1126.9 млн. т. Наиболее крупными ловушками с локализованными ресурсами более 100 млн. т у.т. являются Завьяловская, Ойран-Темпозская., Беринга., Зырянская, Умарская, Приэвенская, Моштаковская, Ольховская. На Магаданском шельфе выделено 4 крупных лицензионных участка.

Проект «Магадан-1» (блоки М1-1, М1-2 и М1-3) - извлекаемые ресурсы углеводородов оцениваются соответственно в следующих размерах 1417,0; 261.0 и 283.0 млн. т у.т., в сумме 1961.0 млн. т у.т.

Проект «Магадан-2» (блоки М?-1, М?-2, М?-3) - извлекаемые ресурсы углеводородов составляют соответственно 210.0: 502.0: 215.0 млн. т у.т. в сумме 927,0 млн. т у.т.

Проект «Магадан-3» (блоки МЗ-1'7 и МЗ-2'8) - извлекаемые ресурсы углеводородов оценены соответственно в размерах 600.0 и 338.0 млн. т у.т., в сумме 938,0 млн. т у.т.

Проект «Магадан-4» - суммарные начальные геологические ресурсы по предварительным опенкам составляют до 1000 млн. т у.т.

Западно-Камчатский шельф располагает ресурсами в размере 778.0 млн. т у.т. в том числе на акваторию Шелиховско-Западно-Камчатской части приходится 600,0 млн. т у.т. а на акваторию Голыгинской части - 178.0 млн. т у.т. К наиболее крупным и газонефтеперспективным структурам отнесены: Центральная-3, Кунжикская, Облуковинская и Первоочередная.

Проект «Камчатка-1» включает три блока (участка): Кунжикский, Центральный и Первоочередной, начальные суммарные геологические ресурсы которых составляют соответственно 53.0; 230.0 и 55.0 млн. т у.т. в сумме 338.0 млн. т у.т.

Планируемые показатели геологоразведочных работ (прирост запасов, объемы ГРР, финансирования)

Запасы и ресурсы углеводородов Восточной Сибири и Дальнего Востока позволяют организовать новые крупные центры газо- и нефтедобычи, обеспечивающие на длительный срок внутренние потребности этих регионов и экспортные поставки в страны АТР.

В газонефтеносном бассейне Охотского моря приоритетным должен являться Сахалинский центр газо- и нефтедобычи, где планируется увеличить добычу газа к 2030 г. до 71.2 млрд. м?. что потребует прирастить 1,5 трлн. м? запасов промышленных категорий.

В целом по Дальневосточному ФО прирост запасов к 2030 г. планируется довести до 2.6 трлн. м?. а по Сибирскому ФО до 4.1 трлн. м?. что в сумме составит 6.7 трлн. м?.

Для достижения таких результатов планируется пробурить 3.4 млн. м? глубокого бурения и затратить 267.9 млрд. руб. Эффективность ГРР составит около 40-50 руб. т у.т. или 1900-2500 т у.т./м?.

1.2 Добывные возможности базовых месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока

Значительные запасы и перспективные ресурсы природного газа Восточной Сибири и Дальнего Востока позволяют сформировать в данном регионе новые центры газодобычи. Добывные возможности этих центров основываются на имеющихся подтвержденных запасах уникальных и крупных месторождений, а также на приросте запасов за счет активного проведения геолого-разведочных работ.

Имеющийся опыт развития газовой промышленности России показывает, что основой для надежных поставок газа должны служить базовые месторождения со значительными подтвержденными запасами, освоение которых позволит обеспечить на длительную перспективу планируемые уровни добычи газа. Небольшие и мелкие по запасам месторождения, расположенные в окрестности базовых месторождений или вдоль трассы магистральных газопроводов, необходимо использовать для компенсации на короткий период падения добычи по базовым месторождениям или. в отдельных случаях, в качестве регуляторов.

Опенка добывных возможностей региона по газу показывает, что месторождения Восточной Сибири и Дальнего Востока способны в перспективе обеспечить годовую добычу газа в объеме свыше 200 млрд. м?. что свидетельствует о возрастающей роли восточных регионов в балансе газа страны.

Для создания системы газоснабжения восточных регионов России и возможного обеспечения единого экспортного канала с выходом на рынки стран АТР предлагается организовать промышленные центры газодобычи на основе освоения базовых месторождений со значительными запасами газа промышленных категорий (С1 и С2), что гарантирует надежность поддержания прогнозируемых уровней добычи.

В качестве базовых рассматриваются следующие газоконденсатные (ГКМ) и нефтегазоконденсатные (НПСМ) месторождения:

месторождения углеводородов морского шельфа острова Сахалин (проекты «Сахалин -1-2» и перспективные блоки Сахалин-3-9).

Чаяндинское НПСМ (Республика Саха (Якутия)):

Ковыктинское ГКМ (Иркутская область):

- Собинско-Пайгинское и Юрубчено-Тохомское НГКМ (Красноярский край).

На основе расположения базовых месторождений в восточных регионах России целесообразно создать следующие территориальные промышленные центры газодобычи.

Сахалинский центр газодобычи - на базе месторождений шельфовой зоны острова Сахалин (проекты «Сахалин-1-2») с дальнейшим развитием центра за счет реализации проектов «Сахалин-З-6».

Якутский центр газодобычи - на базе Чаянданского месторождения, развитие центра связывается с освоением соседних месторождений - Среднеботуобинского, Тас-Юряхского, Верхневилючанского и других.

Иркутский центр газодобычи - на основе Ковыктинского месторождения, развитие центра связано с освоением соседних месторождений - Дулисьминского, Марковского и других.

Красноярский центр газодобычи - на базе Собинско-Пайгинского а Юрубчево-Тохомского месторождений, в дальнейшем, для поддержания уровней добычи газа, в разработку могут быть вовлечены месторождения Оморинское, Куюмбнн-ское, Агалеевское и другие.

На основе опенки возможных сроков ввода и максимальных уровней добычи газа аз месторождений и перспективных объектов разработан вариант добывных возможностей по газу восточных регионов России.

Опенка добывных возможностей по газу была выполнена с учетом наличия подготовленных запасов, сроков проведения ГРР. степени подготовленности отдельных объектов к началу организации промышленной добычи. Для формирования очередности освоения месторождений а выбора варианта организации газоснабжения регионов необходимо сопоставление комплексных технико-экономических показателей, учитывающих все аспекты развития газовой отрасли.

Развитие Иркутского центра газодобычи начинается с освоения Ковыктинского ГКМ в Иркутской области, с первоочередной подачей газа в Ангарский промышленный узел (Ангарск, Иркутск) и потребителям юга Красноярского края (Красноярск. Ачинск). Максимально возможный уровень добычи газа - 37,3 млрд. м?. Освоение месторождения позволит обеспечить удовлетворение существующей потребности в газе потребителей индустриального пояса Иркутской области и Красноярского края, расположенных вдоль трассы Транссибирской железной дороги и при необходимости организовать переток газа в Единую систему газоснабжения.

Ковыктинское газоконденсатное месторождение является подготовленным к промышленному освоению. На 01.01.2004 большая часть запасов отнесена к промышленным категориям С1 (1.4 трлн. м?). Суммарные запасы категорий С1+С2 составляют 2.0 трлн. м?. Опытно-промышленная эксплуатация в течение 3 лет позволит подготовить проект разработки и ввести месторождение в промышленную разработку. На месторождении в настоящее время реализуется первая стадия разработки, предусматривающая газоснабжение местных потребителей. Проектный отбор в период постоянной добычи - 37.3 млрд. м? год и будет связан с поставками газа за пределы области. Месторождение характеризуется высоким содержанием гелия (до 0.25%).

Прогнозный прирост запасов по результатам проведения геолого - разведочных работ позволит обеспечить добычу с перспективных объектов в объеме не менее 9 млрд. м? год к 2030 году и удержать добычу по Иркутской области в объеме до 46.3 млрд. м? год после 2030 года на длительный период.

На территории Дальнего Востока возможен ввод в эксплуатацию Чаяндинского НГКМ, рассматриваемого в качестве базового для газификации южных районов Республики Саха (Якутия), Амурской области, а также возможных экспортных поставок газа в страны Северо-Восточной Азии. Максимальный уровень годовой добычи газа составит 30 млрд. м?.

Чияндинское нефтегазоконленсатное месторождение характеризуется высоким содержанием конденсата, нефти и гелия в промышленно-значимых количествах. На 01.01.2004 запасы газа промышленных категорий С] (0,4 трлн. м\куб составляют 30% от общих запасов категорий С1+С2 (1 - трлн. м?). Срок доразведки месторождения, с учетом климатических условий и удаленности, может превысить 3 года. Соответственно бурение, опытно-промышленная эксплуатация, утверждение запасов и проекта разработки могут занять до 3 лет.

Прогнозный прирост запасов по результатам проведения геолого-разведочных работ позволит обеспечить добычу с перспективных объектов в объеме не менее 20 млрд. м? /год к 2030 году и удержать добычу по Республики Саха (Якутия) в объеме 53 млрд. м? год после 2030 года на длительный период.

Базовые месторождения - Ковыктинское и Чляндинское - являются объектами стратегического характера для газоснабжения в Российской Федерации.

За пределами 2010 года возможно освоение газовых залежей нефтегазоконденсатных месторождений Красноярского края, включая Эвенкийский АО (Юрубчено-Тохомское и Собинско-Пайгинское НГКМ). Более поздние сроки освоения газовых залежей указанных месторождений обусловлены их геологическими особенностями, требующими первоначального освоения нефтяных залежей с целью максимального извлечения жидких углеводородов. Максимальный уровень годовой добычи газа по рассматриваемым месторождениям - 17.7 млрд. м?. в том числе по Юрубчено-Тохомскому - 10.3 млрд. м?. Собинско-Пайгинскому - 7.7 млрд. м?.

Юрубчено-Тохомское и Собинско-Пайгинское нефтегазоконденсатные месторождения.

Юрубчено-Тохомское НГКМ недоразведано. по состоянию на 01.01.2004 запасы по категории А+В-С1 (117 млрд. м?) составляют лишь 17% от общих запасов категорий С1-С2 запасов (около 700 млрд. м?). Потенциальное содержание в пластовом газе фракций С1 - составляет 133.9 г./м?. Содержание гелия в газе до 0.18%.

Доразведку месторождения и уточнение проектных документов предполагается завершить в течение 3-4 лет. Разработку месторождения планируется начать с освоения запасов нефтяной оторочки. Максимальная годовая добыча газа составит 10,7 млрд. м?.

Собинско-Пайгинское НГКМ в основном разведано. Запасы газа категории С; составляют 138,7 млрд. м? или более 80% от обшей опенки запасов по месторождению. Отмечается высокое содержание в пластовом газе гелия (до 0.58%).

Ввод Собннско-Пайгинского месторождения в эксплуатацию увязывается со сроками разработки Юрубчено-Тохомского месторождения, исходя из транспорта газа по единой трубопроводной сети. Максимальный уровень постоянной добычи - до 7 млрд. м? тод.

По мере проведения геолого-разведочных работ на территории края в период после 2015 года в разработку могут быть введены дополнительные ресурсы газа, что позволит довести добычу с перспективных объектов в объеме до 25 млрд. м? год к 2030 году.

Отдельно следует сказать о месторождениях шельфа острова Сахалин. В Программе в качестве базовых месторождений для газоснабжения российских потребителей Дальнего Востока рассмотрены месторождения газа в рамках проектов «Саха-лин-1» и «Сахалин-2», по которым имеются значительные подтвержденные запасы газа промышленных категорий.

Указанные объемы достаточны для организации газоснабжения Сахалина. Хабаровского и Приморского краев, а также Еврейской автономной области.

Месторождения шельфа о. Сахалин (Проекты «Сахалин -1,2»)

Проект «Сахалин-1» включает месторождения Чайзо, Одопту, Аркутун-Даги с суммарными запасами газа категории С1 - 318 млрд. м?. Владельцем лицензии на недропользование является консорциум с участием иностранных компаний, в составе: «Эксон Нефтегаз» - 30%. «Содеко» - 30%, «ОМСС». «Роснефть - Сахалнн-морнефтегаз» - 20%. Оператор проекта - компания «Эксон Нефтегаз Лтд.» Согласно планам недропользователей, годовой уровень добычи газа в 2020 голу составит 11 млрд. м?.

Проект «Сахалнн-2» включает месторождения Пилыун-Астохское и Лунское. с суммарными запасами газа 526 млрд. м?. Владельцем лицензии на недропользование является консорциум иностранных компаний, в составе: «Роял Датч Шелл» -55%, «Мипуи» - 25%. «Мипубиси» - 20%. Оператор проекта - компания «Сахалин Энерлжи Инвестмент Лтд.». Максимальный головой уровень добычи - 22 млрд. м?.

Дальнейшее развитие добычи газа в Сахалинской области связано с реализацией проектов «Сахаянн-З-6». Однако, для надежной оценки лобывных возможностей необходимы проведение масштабной доразведки и подготовка запасов промышленных категорий. Наиболее подготовлены и оценены локализованные ресурсы газа в рамках проекта «Сахалин-3». Доразведка уже открытых двух месторождений позволит начать добычу газа уже в 2012 г. и с учетом дальнейшего проведения ГРР добыча газа по проекту «Сахалнн-3» может возрасти до 28.6 млрд. м? год к 2025 году. Прогнозный прирост запасов по проектам «Сахалин-4-6» по результатам проведения геолого-развелочных работ позволит обеспечить добычу с перспективных объектов в объеме не менее 17 млрд. м? /год к 2030 году и удержать добычу в целом по Сахалинской области в объеме 72,2 млрд. м? /год после 2030 года на период 5-10 лет. В дальнейшем разработка ресурсов по проектам «Сахалин-7-9» обеспечит поддержание достигнутого уровня добычи по Сахалинской области на длительную перспективу.

Таким образом, наличие в регионах Восточной Сибири и Дальнего Востока подготовленных к промышленному освоению запасов позволяет начать добычу газа для поставок отечественным и зарубежным потребителям.

В дальнейшем развитие промышленных центров газодобычи Восточной Сибири и Дальнего Востока будет в значительной мере определяться выполнением программы ГРР и прироста запасов.

1.3 Инфраструктура

Задача строительства в регионе необходимой инфраструктуры по транспортировке углеводородного сырья разбивается на 3 самостоятельных блока проблем. Во-первых, это вопросы транспортировки нефтегазовых ресурсов о. Сахалин. Здесь, в отличие от континентальных месторождений, в целом не требуется значительных вложений в строительство инфраструктурных систем: разрабатываемые нефтегазовые месторождения расположены вблизи потенциальных пунктов перевалки нефти в танкеры для ее последующей транспортировки в любых возможных направлениях, а масштабы строительства нефтепроводов, связывающих береговые пункты подготовки нефти с нефтеналивными терминалами, по масштабам Восточной Сибири и Дальнего Востока относительно невелики (по проекту «Сахалин-1» длина такого нефтепровода составит около 220 км). Строительство газопроводов предполагается в более значительных масштабах, однако эти масштабы, тем не менее, не сравнимы с задачами строительства крупных газопроводов высокого давления для транспортировки газа континентальных месторождений. Речь идет о строительстве газопровода, соединяющего о. Сахалин и японский остров Хоккайдо по дну моря (возможно, с отводом до г. Южно-Сахалинск) в рамках проекта «Сахалин-1», а также магистрального газопровода протяженностью 625 км от береговых сооружений на северо-восточном побережье о. Сахалин до пос. Пригородное на юге острова в рамках проекта «Сахалин-2» в комплексе с сооружением завода по сжижению газа и экспортного терминала СПГ. Затраты на реализацию этих проектов входят в общую стоимость проектов по разработке месторождений шельфа Охотского моря в рамках проектов «Сахалин-1» и «Сахалин-2» и первоначально планировались инвесторами. Экономические параметры этих проектов позволяют говорить об их достаточной рентабельности, реализация проектов уже началась (в частности в рамках проекта «Сахалин-2» решены вопросы землеотвода по трассе магистрального трубопровода, готовятся проектные работы и программы финансирования), либо является вопросом ближайшего будущего.

Вторая группа проблем связана со строительством магистральных нефтепроводов для транспортировки нефти, добываемой на крупных континентальных месторождениях (Юрубчено-Тахомском, Верхнечонском, Среднеботуобинском, Талаканском). В настоящее время существует 2 альтернативных предполагаемых маршрута транспортировки восточносибирской нефти: нефтепровод Ангарск-Дацин протяженностью более 2400 км, обеспечивающий поставки российской нефти в северо-восточные районы Китайской Народной Республики, а также нефтепровод Ангарск-Находка протяженностью более 3750 км, обеспечивающий транспортировку нефти исключительно по территории России вдоль трасс БАМа и Транссиба к морскому перевалочному терминалу, позволяющему обслуживать крупнотоннажные танкеры дедвейтом 300 тыс. т.

Оба проекта находятся в стадии разработки технико-экономического обоснования. ТЭО проекта «Ангарск-Дацин» разрабатывается в соответствие с российско-китайским межправительственном соглашением, при этом предполагаемая стоимость строительства оценивалась в 1,7 млрд. долл. (по оценкам ноября 2002 г. - 2,7 млрд. долл.), начало строительства предполагается в 2003 г., при этом в 2005 г. нефтепровод должен позволить экспортировать 20 млн. т нефти в год, к 2010 г. - 30 млн. т. ТЭО строительства нефтепровода Ангарск-Находка разрабатывается ОАО «АК «Транснефть» и должно быть подготовлено в 2004 году. Ориентировочная стоимость проекта (включая строительство морского перевалочного терминала) составляет, по разным оценкам, от 3,8 до 5,2 млрд. долл., пропускная способность составит до 50 млн. тонн нефти в год. Предполагаемый срок начала строительства - 2004 год, окончание-2007 год.

Обсуждается и несколько возможных вариантов третьего, т.н. «комбинированного маршрута» (строительство в рамках одного проекта сначала ответвления в Китай через Забайкальск, а впоследствии нефтепровода до побережья Японского моря).

Третья группа проблем - строительство магистральных газопроводов высокого давления для транспортировки природного газа, добываемого из восточносибирских месторождений (в первую очередь, Ковыктинского месторождения, а также месторождений республики Саха (Якутия) - Чаяндинского, Среднеботуобинского, Средневилюйского, Среднетюнгского, - и Красноярского края - Собинского и Юрубчено-Тахомского). В отличие от нефтетранспортной инфраструктуры, маршруты строительства магистральных газопроводов в восточных регионах страны значительно менее проработаны. Отчасти это является следствием менее успешного маркетинга основного товара - природного газа, тем не менее только в отношении проекта Ковыктинского месторождения можно говорить о реальной проработке вопросов транспортировки добываемого газа.

Инфраструктура по транспорту газа месторождений Восточной Сибири

Существует 3 основных возможных маршрута строительства магистральной газопроводной инфраструктуры, при этом 2 из них полностью нацелены на снабжение природным газом северо-восточных регионов Китая и, возможно, республики Корея - т.н. «восточный» маршрут в обход территории Монголии (примерно совпадающий с маршрутом нефтепровода Ангарск-Дацин) и более короткий и дешевый «западный» маршрут, пересекающий Монголию. Третий, т.н. «широтный» маршрут предполагает строительство магистрального газопровода по территории России вдоль трасс БАМа и Транссиба с выходом к побережью Японского моря (по аналогии с маршрутом строительства нефтепровода Ангарск-Находка) и предполагающий строительство завода по сжижению природного газа и морского терминала по перевалке СПГ. Существуют и более «амбициозные» газотранспортные проекты, в частности, проект строительства газопровода Ямал-Китай, соединяющего месторождение п-ова Ямал в Западной Сибири с рынками сбыта газа на территории КНР, который при благоприятных обстоятельствах мог бы быть пущен в эксплуатацию уже в 2005 г. и обеспечил бы транспортировку 25-35 млрд. куб. м газа ежегодно в течение 30 лет. В настоящее время подписано генеральное соглашение о возможных поставках газа в КНР по этому газопроводу из ямальских Ново-Уренгойского и Восточно-Уренгойского месторождений. Ориентировочная протяженность газопровода - 5 тыс. км, точный маршрут пока не определен.

Однако экономические параметры данного проекта не позволяют говорить о реалистичности его реализации. Так, ориентировочная стоимость строительства оценивается в 16 млрд. долл., а обеспеченность проекта ресурсами неочевидна в связи с нарастающим спросом на газ ямальского происхождения в европейской части России и странах Европы (для снабжения газом которых в течение ряда лет сооружается целевой инфраструктурный проект «Ямал-Европа») и истощением базовых западносибирских месторождений газа. Стоимость проекта строительства газопровода с Ковыктинского месторождения, включая добычной комплекс и транспортную инфраструктуру, оценивается приблизительно в 10 млрд. долл. США. Примерно определен первый участок газопровода - он пройдет от Ковыкты через Ангарск, обходя Байкал с юга. Далее возможны 3 варианта:

· вдоль трассы Транссибирской магистрали через Улан-Удэ и Читу в северо-восточный Китай (Дацин и Харбин), далее в Далянь и в Корею. Протяженность маршрута до побережья Китая - около 3720 км (в т.ч. по китайской территории - 1770 км). Самый сложный участок газопровода - морская часть трассы (530 км) по дну Желтого моря;

· через Монголию (вдоль железной дороги Улан-Удэ-Улан-Батор-Пекин) и далее к портовому городу Циндао. Протяженность трассы 3910 км (в том числе по территории Монголии - 845 км, по территории Китая - 1175 км) Морская часть трассы - 580 км. Против этого варианта возражает китайская сторона;

· вариант газопровода из Китая через Северную Корею в Южную Корею. В этом случае длина маршрута составит 3810 км, из которых 2010 км проходит по Российской территории.

Наиболее «дешевым» из числа предполагаемых маршрутов транспортировки восточносибирского газа является т.н. «западный» маршрут, проходящий через территорию Монголии, протяженность линейной части которого составляет около 3,4 тыс. км, а ориентировочная стоимость строительства (с учетом подводной части, проходящей по дну Желтого моря к южнокорейскому порту Сампхо, где предполагается строительство терминала по сжижению газа) - около 3 млрд. долл. Все остальные маршруты, очевидно, являются более дорогостоящими, однако, ни в отношении одного из них ТЭО строительства еще не разработано.

Перспективы проектов строительства газопроводов для транспортировки газовых ресурсов месторождений Восточной Сибири во многом зависят от достижения определенности в отношении сбыта газа, добываемого в рамках основного месторождения региона - Ковыктинского. Проект его разработки находится в наиболее продвинутой стадии, и с учетом того, что это наиболее крупное месторождение региона, расположенное ближе других к перспективным рынкам сбыта газа, можно утверждать, что выбор маршрута строительства газопроводной инфраструктуры будет основан именно на экономических перспективах реализации ковыктинского газа, при этом строительство эксклюзивной инфраструктуры для обеспечения транспорта газа отдельно для любого другого из месторождений региона (Чаяндинского, Собинского, Юрубчено-Тахомского и др.) будет нерентабельным, и операторы этих месторождений будут вынуждены осуществлять поиск интегрированных решений в области инфраструктурного строительства с операторами ковыктинского проекта. В этом отношении перспективы реализации проектов по строительству газопроводов, не связанных с ковыктинским проектом (в частности, проект газопровода от Чаяндинского месторождения до Благовещенска, далее на Харбин и порт Далянь, ТЭО которого разрабатывает компания «Саханефтегаз»), представляются мало реалистичными. Проект первоочередного строительства автономного газопровода в КНР от Чаяндинского месторождения в последнее время активно лоббируется ОАО «Газпром», при этом в качестве аргумента приводятся ссылки на якобы имеющееся согласие китайской стороны закупать природный газ на границе России и КНР по ценам выше предлагаемых КНР цен закупки ковыктинского газа. Однако это скорее следует считать элементом политики, направленной на «понижение» стоимости активов Ковыктинского проекта, поскольку стоимость чаяндинского газа на границе с КНР исходя из реальных затрат на его добычу и транспортировку составит не менее 70-80 долл. за 1000 куб. м, тогда как до сих пор официальных подтверждений китайской стороны о готовности покупать газ по ценам выше 40 долл. за 1000 куб. м не существовало.

С учетом потенциальной оценки китайского рынка сбыта природного газа, добываемого в России (см. раздел «Рынки сбыта»), с точки зрения российских интересов представляется оптимальным, чтобы газопроводный маршрут позволял избежать рисков чрезмерной зависимости от неблагоприятной конъюнктуры китайского рынка, в первую очередь ценовой, и позволял в максимально возможной степени диверсифицировать направления сбыта газа. Из возможных на сегодня маршрутов транспортировки газа такому критерию отвечает только один - т.н. «широтный» газопровод, проходящий вдоль трасс БАМа и Транссиба с выходом к побережью Японского моря. Пропускная способность такого трубопровода могла бы составить до 50 млрд. куб. м газа, при этом часть объемов газа (до 30 млрд. куб. м) могла бы экспортироваться в виде СПГ* /*Требуемая мощность завода по сжижению газа составит в этом случае 22 млн. т в год./, остальная - поставляться российским потребителям или экспортироваться в Китай и Корею по отводам.

С одной стороны, строительство такого маршрута обойдется существенно дороже сооружения трасс газопроводов в Китай (оценка возможной стоимости строительства с учетом сооружения на тихоокеанском побережье завода по сжижению природного газа и морского терминала по перевалке СПГ - не менее 6-7 млрд. долл., окончательная цифра может быть названа после разработки ТЭО проекта). Неясны и экономические перспективы бизнеса по сжижению природного газа на тихоокеанском побережье: расстояние транспортировки газа до его сжижения слишком велико (себестоимость 1 тыс. куб. м сжиженного газа на условиях ФОБ оценивается в 126-130 долл.). Однако во всех прочих отношениях проект требует изучения, поскольку:

· открывает перспективу доступа российского газа на рынок сжиженного природного газа во всех странах Азиатско-Тихоокеанского региона, включая Японию, Корею, Тайвань;

· диверсифицирует рынки сбыта, не допуская замыкания конечного пункта газопровода на одного покупателя и позволяя избежать проблем, связанных с «рынком одного покупателя» и складывающихся в отношении проекта «Голубой поток»;

· может обеспечить в определенных объемах сбыт сетевого газа в российских регионах прокладки маршрута - Иркутская область, Забайкалье, Хабаровский край, Приморский край (общий объем требует уточнения после проведения более качественного маркетинга внутреннего рынка, чем проведен ОАО «Газпром»), а также в Корею в объеме до 10 млрд. куб. м к 2010-2015 гг.

Однако следует отдавать себе отчет в том, что реальная реализация такого проекта, во-первых, требует достаточно точной оценки рынка СПГ и стоимости транспортировки и сжижения газа на побережье Японского моря, а во-вторых, сдерживается динамикой спроса на газ в регионе, которая приводит к выводу о слабых перспективах сбыта газа в регионе до 2010-2015 гг. и о том, что синхронизации инфраструктурных решений в сфере транспортировки нефти и газа на Востоке России (строительства «единого энергетического коридора»), скорее всего, ожидать не следует ввиду слишком больших различий в потенциальных сроках реализации проектов и относительно небольшой экономии издержек на совмещении маршрутов (в пределах 10% сметной стоимости строительства, в основном на проектно-изыскательских работах и подводе инфраструктуры).

1.4 Формирование балансов добычи и потребления газа Восточной Сибири и Дальнего Востока

Разведанные запасы и потенциальные ресурсы газа в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке обеспечат внутренний и внешний спрос, для удовлетворения которого необходимо построить единую систему газоснабжения в этом регионе.

В настоящее время в регионе существуют локальные системы газоснабжения. В Программе предусматривается сохранение газоснабжения потребителей Норильского промузла (Красноярский край), отдельных районов Республики Саха (Якутия) и Камчатской области.

Газификация новь: х районов Восточной Сибири и Дальнего Востока рассмотрена на основе оценки добывных возможностей месторождений и прогноза спроса на газ.

Балансы газа в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке сформированы исходя из возможного потребления газа по «целевому» и «интенсивному» вариантам внутреннего спроса на газ и «консервативному» сценарию внешнего спроса (разделы 8 и 9 Программы), так как без переработки попутных продуктов и использования газа в качестве сырья для газохимии эффективность освоения месторождений снижается.

Рассматриваемые варианты отличаются маршрутами транспортировки и подачи газа:

внутренним потребителям:

на экспорт;

на газохимические комплексы:

в действующую ЕСГ России.

Разработаны 12 возможных сценариев развития газовой промышленности Восточной Сибири и Дальнего Востока (таблица 10.1) и соответственно им балансы добычи и потребления газа по административным округам

сценарии

Направления трасс

Поставки на экспорт

Поставки в ЕСГ

Вариант внутреннего спроса

в Китай

в Республику Корея

1

От Ковыктинского ГКМ в двух направлениях:

- Ковыктннское ГКМ - Балаганск - Н. Пойма (поступление в систему газа месторождений Красноярского края) - Красноярск - Проскоково.

- Ковыктннское ГКМ-Кунерма (поступление в систему газа Чаяндннского НГКМ) - Чнта-Забайкальск.

Месторождения шельфа о. Сахалин - Хабаровск-Владивосток.

Пункт передачи в районе г. Забайкальск

Через территорию Китая, далее через Желтое море в Республику Корея

35 млрд. м?

целевой

интенсивный

-

пелевой

интенсивный

2

Ковыктннское ГКМ - Балаганск - Н. Пойма (поступление в систему газа месторождений Красноярского края) - Красноярск-Проскоково.

Чаяндинское НГКМ - Алдан - Благовещенск.

Месторождения шельфа о. Сахалин - Хабаровск - Владивосток.

Пункт передачи в районе г. Благовещенск

В районе г. Владивосток, далее через Японское море в Республику Корея

35 млрд. м?

целевой

интенсивный

-

целевой

интенсивный

3

Ковыктннское ГКМ - Балаганск - Н. Пойма (поступление в систему газа месторождений Красноярского края) - Красноярск - Проскоково.

Месторождения шельфа о. Сахалин - Хабаровск - Дальнеречинск - Владивосток.

Пункт передачи в районе г. Дальнеречинск

В районе г. Владнвосток, далее через Японское море в Республику Корея

3 5 млрд. м?

целевой

интенсивный

-

пелевой

интенсивный

В соответствии с балансом по сценарию «Запал» с ЕСТ (целевой) товарный газ Ковыктнаского ГКМ транспортируется в двух направлениях:


Подобные документы

  • Методы поиска и разведки нефтяных и газовых месторождений. Этапы поисково-разведочных работ. Классификация залежей нефти и газа. Проблемы при поисках и разведке нефти и газа, бурение скважин. Обоснование заложения оконтуривающих разведочных скважин.

    курсовая работа [53,5 K], добавлен 19.06.2011

  • Геологические основы поисков, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений. Нефть: химический состав, физические свойства, давление насыщения, газосодержание, промысловый газовый фактор. Технологический процесс добычи нефти и природного газа.

    контрольная работа [367,2 K], добавлен 22.01.2012

  • Способы добычи нефти и газа. Страны-лидеры по добыче газа. Состав сланцев. Полимерные органические материалы, которые расположены в породах. Газ из сланцев. Схема добычи газа. Примерные запасы сланцевого газа в мире. Проблемы добычи сланцевого газа.

    презентация [2,4 M], добавлен 19.01.2015

  • Общая характеристика, история и основные этапы освоения исследуемого месторождения. Используемое оборудование и инструментарий при эксплуатации нефтяных и газовых месторождений. Профессиональные права и обязанности оператора по добычи нефти и газа.

    отчет по практике [612,2 K], добавлен 01.12.2014

  • Понятие и основные характеристики сланцевого (природного) газа, некоторые параметры для определения его месторождений. Методы добычи газа из сланцевых пород, описание технологий и схемы бурения. Ресурсы газа и их распределение по географическим регионам.

    реферат [7,1 M], добавлен 14.12.2011

  • Теоретические основы проектирования и разработки газовых месторождений. Характеристика геологического строения месторождения "Шхунное", свойства и состав пластовых газа и воды. Применение численных методов в теории разработки газовых месторождений.

    дипломная работа [4,8 M], добавлен 25.01.2014

  • Изучение методов системы разработки месторождений нефти и газа. Определение рациональной системы извлечения нефти из недр. Выбор оборудования для хранения нефти после добычи из залежей, а также для транспортировки. Описание основных видов резервуаров.

    курсовая работа [970,7 K], добавлен 11.11.2015

  • Критерии выделения эксплуатационных объектов. Системы разработки нефтяных месторождений. Размещение скважин по площади залежи. Обзор методов увеличения производительности скважин. Текущий и капитальный ремонт скважин. Сбор и подготовка нефти, газа, воды.

    отчет по практике [2,1 M], добавлен 30.05.2013

  • Выявление роли и место техногенных месторождений в современной экономике. Определение направления использования ресурсов техногенных месторождений на примере низконапорного газа. Анализ роли локальных рынков в формировании спроса на данную продукцию.

    дипломная работа [1,5 M], добавлен 29.11.2015

  • Изучение состояния минерально-сырьевой базы и добычи золота на месторождениях Казахстана. Расположение и особенности геолого-промышленных типов месторождений золота. Перспективы освоения малых месторождений и анализ состояния золотодобычи в Казахстане.

    реферат [19,8 K], добавлен 29.09.2010

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.