Топливно-энергетический комплекс мира
высоким содержанием сероводорода и углекислоты.
Чтобы обеспечить расширенное воспроизводство сырьевой базы отрасли,
необходимо развивать опережающими темпами поисковые работы в перспективных
нефтегазоносных районах с высокой результативностью работ с целью
подготовки фонда структур для глубокого разведочного бурения. Это потребует
широкого внедрения аппаратуры и программного обеспечения трехмерной
сейсморазведки.
Для обеспечения надежной сырьевой базы при намеченных темпах отбора
разведанных запасов в перспективе до 2020 г. необходимо обеспечить приросты
не менее 3,0 трлн.м3 разведанных запасов эффективных для разработки в
каждое пятилетие. Качество работ и затраты в разведку зависят от степени
технического перевооружения разведки, совершенствования процессов вскрытия
и комплексного изучения параметров пластов, особенно с низкими емкостно-
фильтрационными свойствами.
Около 65% прироста запасов прогнозируется в Западной Сибири. Доля
Европейских районов (с шельфами) не превысит 13%, а Восточной Сибири и
Дальнего Востока достигнет 21%. Ориентировочные цены производства (добычи и
транспортировки) газа по мере освоения новых газодобывающих баз
(определенные с учетом инвестиционной составляющей), по мере вовлечения
ресурсов п-ва Ямал, Гыдан, шельфов Северных морей цены газа районах
потребления могут увеличиться от 50-95$/1000 м3 (рис. 2.2). [pic]
Добыча газа в России, исходя из вариантного спроса на газ на внутреннем и
внешних рынках прогнозируется в период 2000-2020 г. в следующих диапазонах
(рис. 4.3.1). [pic]
Основным районом добычи газа в России остается Западная Сибирь, хотя ее
доля снижается с 91,3% до 75%. Разрабатываются ресурсы Надым-Пуртазовского
района. Освоение п-ва Ямал ожидается после 2015 г. Удельный вес Европейских
районов растет до 17% с вводом Штокмановского месторождения (рис. 4.3.2).
[pic]
Развитие добычи газа в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке будет
определяться в значительной степени эффективностью экспорта газа в страны
АТР. При высоком спросе на российский газ в странах АТР и льготных налогово-
кредитных условиях, добыча в этих районах может увеличиться до 50-55
млрд.м3.
На действующих месторождениях Надым-Пуртазовсокго района, разрабатываемые
сеноманские залежи вступают в период "падающей" и "затухающей" добычи.
Отборы газа на этой группе месторождений Западной Сибири в 2020 г. не
превысят 150 млрд.м3.
В целом по отрасли добыча газа на действующих месторождениях составит к
2020 г. около 170 млрд.м3. Свыше 76% добычи свободного газа должны быть
освоены на новых месторождениях Надым-Пуртазовского района, шельфа
Баренцева моря, п-ва Ямал, Непско-Ботуобинского района республики Саха,
Иркутской области, шельфов Сахалинской области. Региональное значение имеет
программа освоения мелких, низкодебитных месторождений и зележей, особенно
в экономически развитых европейских районах.
Газодобывающие компании не должны ограничивать свою деятельность
территорией России. Эффективное сотрудничество в разведке и добыче газа с
Туркменией, Казахстаном, Узбекистаном будет способствовать загрузке
действующих газотранспортных систем России, мощностей Оренбургского и
Астраханского ГПЗ. Кроме того, развитие геолого-разведочных работ и добычи
газа российскими компаниями на месторождении Южный Парс (Иран), на шельфе
Вьетнама, создают предпосылки для активного участия ОАО "Газпром" на рынках
в странах Азии и АТР.
Освоение месторождений потребует новых технических решений при
строительстве скважин и газопромысловых объектов на мерзлых грунтах, с
широким применением горизонтально - разветвленных скважин, новых
технологических решений при подготовке и переработке ценных компонентов
газовых ресурсов. Повышение дебитов скважин, особенно на поздних стадиях
разработки залежей будет осуществляться за счет гидроразрыва пласта,
воздействия химических реагентов и др.
Ввод месторождений газа на шельфах Северных морей, удаленных от суши на
сотни километров в уникальных по сложности условиях, потребует привлечения
новых разработок по конструкциям платформ и палубного оборудования,
прокладки газопроводов высокого давления по дну морей, создания береговой
инфраструктуры, включающей объекты по переработке и сжижению газа.
Газотранспортные системы в пределах ЕСГ, в районах Восточной Сибири и
Дальнего Востока требуют существенных объемов реконструкции и модернизации
для повышения надежности, экологической и экономической эффективности. За
2001-2020 гг. потребуется замена 23 тыс.км линейной части магистральных
газопроводов и отводов, модернизация и замена 25 тыс. МВт ГПА
Таблица 20
| |Ед. |2001-2010 |2011-2020 |2001-2020 г.г. |
| |измерения |г.г. |г.г. | |
|Замена линейной части |тыс. км |10 |13 |23 |
|газопровода | | | | |
|Замена и модернизация |тыс. мВт |12 |13 |25 |
|ГПА | | | | |
Комплексная системная реконструкция ГТС базируется на современном состоянии
объектов, их загрузке и использовании в перспективе. В связи с этим
внедрение методов внутритрубной дефектоскопии, диагностики позволят выявить
первоочередные объекты реконструкции, обеспечить надежность газоснабжения,
эффективность работы ГТС.
Программа расширения газоснабжения потребителей России и экспортных
поставок, строительства подводящих газопроводов и перемычек включает
строительство до 2020 г. около 27 тыс.км магистральных газопроводов
преимущественно диаметром 1420 мм на давлении 7,5-10 МПА.
Обе программы реконструкции и нового строительства разрабатываются в
комплексе, что позволяет повысить эффективность функционирования и развития
ЕСГ.
В единой системе ЕСГ прогнозируется развитие газораспределительных сетей до
25 тыс.км за пятилетку, из них 84% в сельской местности. Достижение таких
темпов строительства зависит от применения полиэтиленовых труб, что
позволяет снизить стоимость в 1,5-2 раза и сроки строительства в 3 раза.
Объемы реконструкции сетей увеличатся с 11 в ближайшей пятилетке до 15-18
тыс.км в год к последнему пятилетию периода. Это позволит газифицировать до
800 тыс. квартир в год, из них 50% в сельской местности. Важное место в
структуре топливоснабжения села отводится сжиженному газу, потребление
которого прогнозируется повысить в 1,2-1,3 раза, что связано с
дополнительными затратами в развитие систем газоснабжения сжиженным газом.
Одним из основных элементов повышения надежности газоснабжения является
строительство новых и реконструкция действующих ПХГ. В 2000-2020 гг.
намечено развитие ПХГ, в т.ч. в соляных пластах с увеличением годового
отбора в 1,7-2,5 раза (ПХГ в Пермской, Волгоградской, Калининградской
обл.). Соотношение мощности ПХГ по отбору к внутреннему потреблению газа
должно возрасти до 12-13%, а с учетом обеспечения экспортных поставок до 17-
19%. При этом ОАО "Газпром" в перспективе будет участвовать в строительстве
ПХГ в Европе, использовать мощности ПХГ в странах СНГ, в результате закачку
российского газа за рубежом прогнозируется увеличить на 13-15%,
преимущественно в ПХГ Германии.
Первоочередной проблемой газоперерабатывающей промышленности ОАО "Газпром"
является технические перевооружения и реконструкция действующих заводов,
направления на повышение извлечения ценных компонентов из газа, рост
экономической эффективности и экологической безопасности предприятий
(Сосногорский, Оренбургский, Астраханский ГПЗ, Сургутский ЗСК, Уренгойский
ЗПК).
При благоприятной конъюнктуре внешнего рынка намечается строительство
Архангельского завода по производству метанола, предприятий по переработке
этана в гг. Новом Уренгое, Череповце.
В результате проводимой политики углубления переработки углеводородных
ресурсов намечается рост производства моторного топлива до 3-4,5 тыс.т,
серы - вдвое, получение полиэтилена и метанола.
Утилизация и переработка попутного газа в последние годы снижается,
мощности ГПЗ загружены менее чем на 30%. Такое положение является
следствием убыточности добычи и продажи попутного газа ГПЗ (стоимость газа
вдвое выше цены), около 80% мощностей ГПЗ находится вне сферы влияния
нефтяных компаний и реализации конечной продукции не снижает убытков
добывающих предприятий. Проблемы утилизации и переработки попутного газа в
условиях рынка требуют законодательных решений, которые приняты и
реализуются в США и других странах.
Намеченная стратегия развития ресурсной базы, добычи газа, реконструкции и
развития газотранспортных и газораспределительных систем, переработки газа,
строительства ПХГ требует крупных инвестиций. В первую пятилетку
потребность в инвестициях оценивают в 16-17 млрд.долл, в последнюю - 32-35
млрд.долл. (рис. 4.3.3). За весь период инвестиции на функционирование и
развитие отрасли составят порядка 90-100 млрд.долл. В то же время в 1999 г.
ОАО "Газпром" освоил лишь 3,1 млрд.долл. капитальных вложений, в 2000 г.
планируется 2,7 млрд.долл. [pic]
Высокая инерционность производственных процессов в отрасли требует
опережения инвестирования как минимум на 5-7 лет сроков ввода
месторождений. Потеря темпов освоения производственных программ, вследствие
дефицита финансовых ресурсов, привели к снижению добычи газа и негативно
скажутся на добыче газа в ближайшую пятилетку. При сохранении сложившихся
тенденций финансирования производственных программ дефицит поставок газа
над спросом будет увеличиваться, что приведет, в конечном счете, к подрыву
энергетической безопасности страны.
Отказ от реализации крупных производственных программ ОАО "Газпром"
приводит к снижению объемов строительно-монтажных работ (СМР), сокращению
запуска оборудования, средств автоматизации, контроля и другой техники
нового поколения разработанной отечественными производителями.
Следовательно негативно сказывается на развитии отечественного
машиностроения, использовании квалифицированных кадров.
Намеченная программа развития газотранспортных систем потребует увеличения
объемов СМР более, чем в 4 раза к 2020 г., ориентирует отечественные
металлургические заводы на производство качественных труб большого диаметра
(ввод стана-5000), газоперекачивающих агрегатов нового поколения. ОАО
"Газпром" в последние годы проводил программу поддержки отечественных
производителей, импортозаменяющую стратегию, работая с более чем 15
конверсионными предприятиями. На Пермском моторном заводе (ПМЗ) Газпром
планируется создать компанию по лизингу газоперекачивающих установок для
ГПА-16. Однако из-за дефицита финансовых ресурсов программу придется
сокращать.
Выход из создавшегося финансового положения в отрасли - в совершенствовании
хозяйственных отношений, имеющих целью создание условий для финансовой
устойчивости и инвестиционной привлекательности газовых компаний для
надежного и эффективного удовлетворения спроса на газ.
Трансформация институциональной структуры отрасли и существующих
хозяйственных отношений направлены на:
. повышение эффективности и хозяйственной самостоятельности всех
субъектов рынка при расширении сфер их деятельности, исходя из
коммерческих интересов компаний, в том числе акционерных обществ,
входящих в ОАО "Газпром", при сохранении целостности ОАО "Газпром";
. расширение деятельности независимых производителей и поставщиков газа
до 25-30% при условии свободного доступа к ГТС и цивилизованной
конкуренции между участниками рынка;
. совершенствование налоговой и ценовой политики, способствующей
восстановлению внутренних источников финансирования и привлечению
внешних при сохранении экономической независимости и финансовой
устойчивости компаний, повышению привлекательности для компании
внутреннего рынка газа. В частности, фискальная нагрузка на отрасль на
внутреннем рынке должна снизиться с 57 % от объема реализации
продукции в 1999 г. до примерно 50 % в 2010 г. и 42-45 % в 2020 г. при
росте абсолютных размеров налоговых поступлений в бюджет
соответственно на 12-15 и 18-20 %.
Предпосылки для реализации этих целей должны быть созданы комплексом
институционально-хозяйственных мер по совершенствованию структуры отрасли,
функций всех субъектов рынка для организации конкурентной среды (вне
естественно-монопольных сфер деятельности). Это будет сопряжено в первую
очередь с введением отчетности по видам деятельности, с государственным
контролем (в частности лицензированием сфер деятельности, соблюдением
установленных правил и т.д.).
Реформирование хозяйственных отношений в отрасли потребует опережающей
подготовки и введения нормативно-правовой базы, разработки новых
законодательных актов, контрактных отношений субъектов рынка, правил
доступа к сетям, методов регулирования естественно-монопольных сфер
деятельности и т.д.
3. Развитие сырьевой базы природного газа
Под сырьевой базой понимается совокупность открытых, в том числе и
введенных в разработку, а также неоткрытых, но предполагаемых по
геологическим критериям и оценкам месторождений, доступных для разведки и
освоения при существующих технических средствах.
Газовая промышленность базируется в основном на использовании газов,
которые в природе распространены в свободном состоянии и образуют газовые
месторождения и залежи, или “газовые шапки” над нефтяными месторождениями.
Кроме того, широко используются попутные газы нефтяных месторождений.
Естественным резервом развития сырьевой базы этого “традиционного” газа
являются залежи газа, приуроченные к плотным низкопроницаемым коллекторам,
газ угольных месторождений, газогидраты, воднорастворимые газы и т.д.
Ресурсы газа в таких формах распространения изучены слабее и
рассматриваются главным образом как база использования на XXI в.
Хотя теоретически возможно открытие газовых скоплений вплоть до глубин
15 - 20 км, реальный глубинный интервал геологоразведочных работ
значительно более узок и контролируется состоянием техники и экономики. В
большинстве стран, включая Россию, рентабельными являются поиски
месторождений на глубинах не ниже 7 км, в США 8 - 9 км. За все годы ведения
геологоразведочных работ в мире пробурено не более 200 скважин, превысивших
глубину 7 км, и только 4 из них прошли рубеж 9 км. Глубочайшей (9583 м)
скважиной нефтяного профиля является скважина Берта-Роджерс, пробуренная в
1974 г. во впадине Анадарко (США) (Кольская скважина глубиной 12,4 км,
пробуренная в районе, бесперспек-тивна по нефти и газу).
Вследствие ряда факторов запасы газа на уровне мирового и межгосударст-
венного сопоставления нужно рассматривать как приблизительные, определяющие
лишь порядок реальных величин. Это обусловлено:
значительными различиями экономических критериев, категорий и систем
учета запасов газа в разных странах;
постоянным присутствием фактора “коммерческой тайны” и связанным с этим
искажением реальных запасов;
неполнотой учета запасов и недоразведанностью даже открытых
месторождений во многих странах Азии, Африки и Латинской Америки, не
имеющих собственной развитой газовой промышленности и внешних рынков сбыта
газового сырья.
Разведанные запасы классификации СНГ и доказанные запасы классифи-кации
США не являются идентичными, их прямое сопоставление при подсчете мировых
запасов условно. Наконец, нужно отметить, что в СНГ ведется раздельный учет
природного, т.е. не связанного с нефтью, и попутного нефтяного газа, а в
составе природного газа учитываются свободный газ чисто газовых
месторождений и залежей и газ “газовых шапок” нефтяных месторождений. За
рубежом, как правило, такого детального учета запасов газа не ведется, и
статистика обычно отражает общие запасы природного и попутного газа.
С учетом изложенного нужно критически оценивать данные о мировых
запасах газа, приведенные в табл. 2 [23]. На начало 1992 г. их величина
составила 140 трлн. м3, т.е. за последние 30 лет запасы возросли в 7 раз.
Наибольший прирост запасов за 1960 - 1991 гг. произошел в СНГ (на 55 трлн.
м3) и Иране (на 18 трлн. м3). В настоящее время СНГ (главным образом
Россия) и Иран контролируют 53% мировых запасов газа.
Запасы газа отдельных месторождений варьируют от незначительных
(непромышленных, полупромышленных) величин до 10,2 трлн. м3 в крупнейшем
Уренгойском месторождении в Западной Сибири. За всю историю развития
геологоразведочных работ в мире открыто 20 гигантских месторождений с
запасами, превышающими 1 трлн м3 в каждом (табл. 21) [23].
Таблица 21
| |Мировые запасы газа |
|Регионы, |1960 |1980 |1993 |
|страны | | | |
| |млрд м3 |% |млрд м3 |% |млрд м3 |% |
| | | | | | | |
|Северная |8287 |43,5 |10322 |12,3 |9284 |6,4 |
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14
|