Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Состояние минерально-сырьевой базы восточной сибири и дальнего востока.и стратегические направления её развития 16
1.1 Анализ сырьевой базы углеводородов восточной сибири и дальнего востока 16
1.2 Долгосрочные тенденции и современное состояние нефтегазового комплекса восточной Сибири и дальнего востока 26
1.3 Факторы, сдерживающие развитие регионов восточной сибири и дальнего востока 41
1.4 Приоритетные направления развития и ключевые проекты восточной сибири и дальнего востока 46
Выводы к главе 1 49
Глава 2. Методические подходы к экономической оценке минеральных ресурсов 53
2.1 Принципиальные подходы к экономической оценке природных ресурсов в условиях плановой экономики 53
2.2 Экономическая оценка ресурсов углеводородов в современной экономике 59
2.3 Экономическая составляющая в классификации ресурсов углеводородов 65
2.4 Учёт неопределённости и рисков в экономической оценке нефтегазовых проектов 68
Выводы к главе 2 72
Глава 3. Методика геолого-экономической оценки ресурсов углеводородов 76
3.1 Необходимость совершенствования геолого-экономической оценки 76
3.2 Принципиальная схема геолого-экономической оценки 79
3.3 Алгоритм выполнения геолого-экономической оценки и обоснование выбора ключевых геологических, технологических и стоимостных показателей 84
3.4 Программное обеспечение для проведения геолого-экономической оценки 100
Выводы к главе 3 104
Глава 4. Прогнозирование воспроизводства ресурсов углеводородов восточной сибири и дальнего востока 108
4.1 Стратегические направления недропользования в россии 108
4.2 Этапы освоения и открытия месторождений востока россии 113
4.3 Воспроизводство минерально-сырьевой базы углеводородов восточной сибири и
Республики саха (якутия) 125
Выводы к главе 4 145
Глава 5. Прогнозирование освоения ресурсов углеводородов восточной сибири и дальнего востока 151
5.1 Роль добычи нефти и газа восточной сибири и дальнего востока в стратегических документах развития нтк россии 151
5.2 Прогноз добычи нефти и газа восточной сибири и дальнего востока 153
5.3 Баланс потребления и экспорта нефти и газа из восточной Сибири и Дальнего Востока 188
Выводы к главе 5 195
Глава 6. Геолого-экономическая оценка эффективности освоения ресурсов углеводородов как сырья для нефтегазохимических производств 198
6.1 Концепция формирования нефтегазохимического производства на базе сырья месторождений углеводородов восточной сибири и республики саха (якутия) 198
6.2 Оценка эффективности и обоснование выбора технико-экономических параметров модели 226
6.3 Сводные характеристики рекомендованного варианта 240
6.4 Меры государственной поддержки (механизмы и направления государственной поддержки, участие государства и компаний в финансировании проектов на
Востоке россии, предложения по стимулированию развития) 243
Выводы к главе 6 264
Заключение 268
Список литературы
- Факторы, сдерживающие развитие регионов восточной сибири и дальнего востока
- Экономическая составляющая в классификации ресурсов углеводородов
- Алгоритм выполнения геолого-экономической оценки и обоснование выбора ключевых геологических, технологических и стоимостных показателей
- Баланс потребления и экспорта нефти и газа из восточной Сибири и Дальнего Востока
Факторы, сдерживающие развитие регионов восточной сибири и дальнего востока
Иркутская область и Республика Саха (Якутия) располагают примерно равными НСР нефти, объём разведанных запасов (ABCі) нефти и накопленная добыча в Республике Якутия больше, чем в Иркутской области, что обуславливает более высокую степень разведанности 10 % и 7 % соответственно.
Крупнейшими месторождениями Иркутской области являются Верхнечонское на севере области на границе с Якутией и месторождение им. Савостьянова, открытое в 2009 г. Однако запасы ABC і только Верхнечонского месторождения составляют более 75 % всех запасов области, что показывает высокую концентрацию подготовленных к добыче запасов нефти в рамках одного месторождения. По категории С 2 80 % запасов нефти распределены между пятью месторождениями - им. Савостьянова, им. Лисовского, Санарское, Верхнечонское и Северо-Даниловское, поэтому при необходимом объёме инвестиций в обустройство этих месторождений и строительство транспортной инфраструктуры в Иркутской области существует потенциал запасов, подготовленных к добыче.
В Республике Саха (Якутия) наиболее крупными по запасам являются Среднеботуобинское и Талаканское нефтегазоконденсатные месторождения [150, 254]. Однако также значительные запасы нефти содержат Северо-Талаканское, Чаяндинское, Тымпучиканское и Верхневилючанское месторождения, что свидетельствует о довольно равномерном распределении запасов по объектам добычи и сокращает риски, связанные с концентрацией запасов в рамках малого числа объектов разработки.
Также значительной ресурсной базой располагает шельф Охотского моря, где расположены крупнейшие месторождения Аркутун-Дагинское, Одопту-море (Центральный и Южный купол) и Чайво - недропользователь Exxon Neftegas Ltd в рамках проекта «Сахалин-1», а также Пильтун-Астохское месторождение, принадлежащее Sakhalin Energy Investment Company Ltd. (проект «Сахалин-2). Месторождения введены в эксплуатацию, ведётся добыча, что обуславливает более высокую степень разведанности (18,6 %). Разведанные запасы нефти этих месторождений превышают 85 % запасов Охотского моря, а по категории ABC і - 90 % [93, 257].
Наиболее освоенная область Дальнего Востока - Сахалинская область, где степень разведанности составляет почти 60 % . Три крупнейших континентальных месторождения Сахалинской области (Центральная Оха, Монги - ОАО «Роснефть» и Окружное - ЗАО «Петросах») по суммарным извлекаемым запасам нефти составляют 33 % от общего объема Сахалинской области [255].
Низкая степень геологической изученности территорий Восточной Сибири и Дальнего Востока, с одной стороны, позволяют прогнозировать открытие новых месторождений, а с другой стороны, свидетельствует о высоких геологических рисках и об особом внимании к уровню научного и технологического обеспечения ГРР, необходимости крупномасштабных инвестиций как со стороны недропользователей, так и государства.
Качественных характеристики нефти Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) достаточно высоки и превосходят характеристики российского экспортного стандарта Urals (Таблица 1.1). С конца 2009 г. осуществляются экспортные поставки нового российского сорта нефти VSTO по нефтепроводной системе «Восточная Сибирь - Тихий океан» до порта Козьмино и далее танкерами на экспорт в страны Тихоокеанского региона (Японию, Китай, США, Южную Корею и др.). Более 50 % в смеси сорта составляет нефть месторождений Республики Саха (Якутия), Красноярского края и Иркутской области. Нефть сорта VSTO классифицируется как «малосернистая» и «лёгкая» и по содержанию серы существенно превосходит нефти, экспортируемые с российских терминалов в Приморске (1,45 %), Новороссийске (0,6-1,5 %), Усть-Луга (1,7 %) и нефтепровода «Дружба» (1,7 %) [28].
Источник: составлено автором по данным Сафонова Т.Ю. Классификации и характеристики маркерных сортов нефти // Российская Академия народного хозяйства и государственной службы при Президенте РФ - Москва. -2013 (использованы текст и данные таблиц указанных регионов).
Значительная доля запасов нефти Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) (79 %) обладает плотностью менее 0,87 г/куб. см (Таблица 1.2), нефть большей плотности считается «тяжёлой». При этом в Иркутской области и Республике Саха (Якутия) вся нефть по качеству «лёгкая» и «средняя». В Красноярском крае «тяжёлая» нефть встречается только на Тагульском и некоторых залежах Ванкорского и Лодочного месторождений. Таблица 1.2 - Распределение запасов нефти Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) по плотности, %
Плотность нефти, г/куб. см Иркутская область Красноярский край Республика Саха (Якутия) Всего Источник: составлено автором по данным Белонин М.Д., Маргулис Л.С. Нефтегазовый потенциал и перспективы освоения углеводородных ресурсов Востока России // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2006. - № 1. С. 12-18.
Наряду с низкой плотностью (средневзвешенное значение 0,851 г/куб. см) нефти месторождения Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) характеризуются очень низким содержанием серы при средневзвешенном значение 0,296% (Таблица 1.3), максимальное содержание серы не превышает 1,28 %, в то время как в сорте Dubai Crude, по отношению к которому формируется цена сорта нефти VSTO, этот показатель составляет 2,0 %. По содержанию серы VSTO лучше большинства сортов нефти стран АТР и Персидского залива -Arabian extra light (1,25 %), Iran Heavy (1,75 %), Kirkuk (Iran) (2,0 %), Kuwait (2,4 %), Arabian heavy (2,9 %).
Рост добычи нефти на месторождениях Иркутской области, Красноярского края и Республики Саха (Якутия), а также ввод в разработку уже подготовленных месторождений и месторождений, прогнозируемых к открытию, позволит увеличить их долю в структуре смеси и существенно улучшить качественные характеристики нового российского экспортного сорта VSTO, увеличив долю «лёгкой» и «малосернистой» нефти.
С увеличением доли нефти восточносибирских месторождений среднее содержание серы сократится с текущих 0,62 до 0,5 % к 2015 г. и в долгосрочной перспективе при условии организации масштабной добычи нефти на всей территории Лено-Тунгусской провинции, возможно снижение серы до порогового значения 0,3 %. Это повысит конкурентоспособность сорта VSTO на мировом рынке, повысит ценовую премию [86], а в дальнейшем, при гарантированных объемах поставок и стабильных характеристиках качества, позволит придать ему статус маркерного сорта.
Особенности сырьевой базы природного газа. Месторождения Восточной Сибири и на Дальнем Востоке содержат около 60 трлн куб. м, или около 23 % начальных суммарных ресурсов газа в стране. Запасы природного газа (разведанные и предварительно оцененные) превышают 9,6 трлн куб. м, или 13,8% от уровня России. Степень разведанности - 9% (Рисунок 1.3), в то время как аналогичный показатель по России в целом составляет 25 %, для Западно-Сибирского бассейна - 37 %, а для Волго-Уральского бассейна - 58 %.
Экономическая составляющая в классификации ресурсов углеводородов
Как и в модели, предложенной во ВСЕГЕИ, критерием выбора оптимального месторождения является товарная стоимость, однако в данном случае учитывается фактор времени.
Итогом многолетних исследований ведущих учёных стал изданный в 2000 г. труд «Методическое руководство по количественной и экономической оценке ресурсов нефти, газа и конденсата России» [370]. В создании руководства принимали участие ВНИИГаз, ИГНГСОРАН, ВНИГНИ, ВНИГРИ, СНИИГГиМС и другие научно-исследовательские институты. В качестве председателя редакционной коллегии выступил К.А. Клещев, заместители председателя - А.Э. Конторович, Н.А. Крылов, Ю.П. Миронычев. В данном руководстве представлен порядок проведения работ по экономической оценке ресурсов углеводородов в современных экономических условиях, с учётом изменений условий финансирования геологоразведочных работ. В новом подходе широко применялись вероятностные методы оценок ресурсов, компьютерные технологии.
Главным достоинством «Методического руководства...» является системный подход, что позволило строить прогнозы различных инфраструктурных, геологических, технологических и параметров.
К основным недостаткам «Методического руководства» можно отнести следующие: 1. Слабая связь с нормативными документами, широко применяющимися в современной практике экономической оценки ресурсов углеводородов. 2. В «Методическом руководстве...» отсутствуют традиционные показатели экономической оценки, такие как NPV, IRR, IP, период окупаемости вложенных средств. 3. В «Методическом руководстве...» при проведении экономической оценки ресурсов не учитываются особенности новых территорий, для которых затруднительно использование метода аналогий. 4. В «Методическом руководстве...» не в полной мере учитывается фактор времени. Так все месторождения оцениваются единовременно, без учёта прогноза динамики начальных данных, не учитываются особенности формирования инфраструктуры для различных месторождений. 5. В «Методическом руководстве...» не в полной мере проработана модель прогнозирования технико-экономических показателей. Так в качестве показателя капитальных затрат предлагается используются удельные стоимости строительства объектов, однако не приводится источник исходных данных. 6. При расчёте экономических оценок в недостаточной степени учитывается факторы технологических, экологических, экономических рисков. 7. В «Методическом руководстве...» не достаточно чётко проработаны описания критериев, согласно которым выбираются оптимальные варианты разработки. Таким образом, не смотря на проведённое масштабное исследование и глубокую проработку задачи экономической оценки ресурсов углеводородов, остаётся ряд нерешённых вопросов.
По мере расширения использования математических методов при геолого-экономической оценке запасов и ресурсов углеводородов, стало широко применяться программное обеспечение. Были созданы комплексы, позволяющие упростить расчёт оценки ресурсов и эффективности их освоения, однако остаётся проблема выбора начальных данных, получения информации о сырьевой базе, начальных объективных стоимостных характеристик.
Среди зарубежных комплексов по экономической оценке ресурсов стоит отметить программные комплексы Schlumberger, USC (Ukrainian Software Consortium), EPA (Environmental Protection Agency), Landmark Graphics, SCA (Subsurface Consultants & Associates), и другие [319, 328, 338]. В России под руководством А.А. Герта специалистами СНИИГГиМСа был разработан программный комплекс «Стратегия», который позволяет проводить стоимостную оценку прогнозных структур, ловушек, лицензионных участков, отдельных месторождений, залежей [47-51]. Подход ориентирован на оценку эффективности инвестиций в геологоразведочные работы, помогает подсчитать запасы и ресурсы, позволяет расчитывать прогноз показателей сырьевой базы, технологических показателей, кроме того учитывает вероятностные характеристики результирующих показателей и риска (1999, 2003, 2005).
Геолого-экономическая оценка часто входит как составляющая часть в комплекс услуг, оказываемых сервисными компаниями, к примеру, ЗАО «Пангея» проводит комплексную оценку инвестиционной привлекательности поисковых блоков, с использованием разработанных компанией программных пакетов «Недра» и «Пангея».
В ИГНГ СО РАН вопросами геолого-экономической оценки полезных ископаемых в занимались А.Э. Конторович, А.Г. Коржубаев, Л.В. Эдер (1999-2012) [97, 100].
В ИЭОПП СО РАН К.К. Вальтухом на основе информационной теории стоимости разработан подход к оценке природных ресурсов [39]. Проблеме эффективной разработки месторождений и построения математических моделей освоения месторождений посвящены работы Г.М. Мктрчяна [168, 169]. В работах Н.И. Пляскиной особо отмечается необходимость комплексного освоения нефтегазоносных территорий, не только проработаны вопросы прогноза добычи углеводородов, но и ставится и решается задача оптимального набора и размещения перерабатывающих и транспортных мощностей [201, 202]. Т.С. Новиковой активно разрабатывается вопрос оценки эффективности инвестиционных проектов на базе межотраслевой модели взаимодействия [192, 193].
С развитием экономики и истощением запасов углеводородов, возрастает необходимость комплексного подхода к оценке полезных ископаемых. Так, помимо ценовых характеристик, необходимо учитывать также и качественные характеристики углеводородов. Особую важность в современном мире приобретают вопросы логистики, оптимизации налогового бремени и другие.
В последнее время критерии экономической оценки запасов и ресурсов углеводородов в России значительно сблизились с критериями, применяемыми в общей практике оценки инвестиционных проектов, которые, в свою очередь, заимствованы из-за рубежа.
Официально принятой методикой оценки инвестиционных проектов на сегодняшний день является методика Министерства экономического развития РФ и Министерства финансов РФ «Об утверждении Методики расчета показателей и применения критериев эффективности инвестиционных проектов, претендующих на получение государственной поддержки за счет средств Инвестиционного фонда Российской Федерации» (Приказ №139/82н от 23 мая 2006 г). Первая редакция этой методики утверждена в 1997 г.
Основными критериями методики являются финансовая эффективность (NPV, IRR, период окупаемости проекта), бюджетная эффективность (объём налоговых платежей, прибыль от пользования государственного имущества) и экономическая эффективность. Оценка инвестиционных проектов регионального значения проводится согласно «Методики расчета показателей и применения критериев эффективности региональных инвестиционных проектов» Министерства регионального развития, одобренной правительством.
Методика Министерства регионального развития имеет значительное сходство с методикой Минэкономразвития. Дополнительно данная методика включает механизмы расчёта минимального и максимального уровня инвестиций, также указаны источники о прогнозных уровнях инфляции.
Кроме официальных методик оценки инвестиционных проектов, принятых правительством, также существует множество частных методик. Так, наиболее известной из них можно назвать методику институтов РАН (Центральный экономико-математический институт, Институт системного анализа, и др.). Помимо практических вопросов оценки, методика содержит теоретический материал, в ней проводится анализ различных аспектов эффективности проектов (финансовая, общественная, региональная, отраслевая, бюджетная эффективности).
Также стоит отметить разработанное Комитетом Торгово-промышленной палаты Российской Федерации по инвестиционной политике «Методическое пособие по разработке бизнес-планов Рекомендации для торгово-промышленных палат». В методическом пособии кроме прочего, анализируются риски, а также критерии финансовой эффективности.
Основная часть методики посвящена оценке эффективности проекта и финансовому анализу, базирующемуся на трёх основных показателях: IRR, NPV и дисконтированный срок окупаемости.
Основными тенденциями в эволюции методов и методологии геолого-экономической оценки является усиление детализации на геологическую и экономическую части, что связано с расширением методов количественной оценки перспектив нефтегазоносности и применением широкого округа инструментов математического аппарата в расчёте критериев экономической эффективности освоения запасов и ресурсов, а также обосновании значений отдельных параметров. В настоящее время критерии экономической оценки запасов и ресурсов углеводородов в России сблизились с критериями, применяемыми в общей практике оценки инвестиционных проектов, которые в свою очередь заимствованы из-за рубежа.
Зарубежный опыт. В мире весьма широко используется экономическая оценка ресурсов углеводородов, где учитываются формы собственности на полезные ископаемые, землю, уровнь развития экономики.
Алгоритм выполнения геолого-экономической оценки и обоснование выбора ключевых геологических, технологических и стоимостных показателей
В основе прогноза добычи лежит анализ комплекса природно-климатических и горногеологических факторов - объём геологических и извлекаемых запасов и ресурсов, физико-химические свойства флюидов, глубина и условия залегания продуктивного пласта, фильтрационно-емкостные параметры пластов и др. Комплекс этих данных составляет проект технологической схемы разработки месторождения. При обосновании долгосрочных государственных программ развития перспективных территорий вопрос прогнозирования добычи возникает на начальном этапе, когда территория еще слабо изучена и исследователь обладает ограниченной информацией, характеризующейся высокой долей неопределённости. Поэтому, располагая в качестве исходной информации структурой начальных суммарных ресурсов объекта, можно оценить добывные возможности на основе расчёта потенциально возможных извлекаемых запасов месторождения (залежи), прогнозируемого к открытию.
Потенциально возможные запасы промышленных категорий ( АВ Сі ) на месторождении определяются исходя из величины извлекаемых начальных суммарных ресурсов, детализированных по категориям, и коэффициентов перевода соответствующих категорий запасов и ресурсов из категории в категорию: АВ Сі = А + В + Сі + /3С2 С2 + РСз С3 + PDlji Пгл + /3Di2 (/ + Lh), (3 л) где /З , Р , /? , Р - коэффициенты перевода запасов и ресурсов соответствующих категорий в добычу, А,В,С\,Сг - извлекаемые категории запасов, C3,Du,Dl,D2 извлекаемые категории ресурсов.
Коэффициенты перевода более низких категорий запасов и ресурсов в более высокие приняты с учётом выявленных устойчивых закономерностей и тенденций, установленных на основе статистического анализа реальной практики поиска, оценки и разведки месторождений [258]. Территориально коэффициенты существенно разнятся, что связано с дифференциацией регионов по степени изученности - хорошо геологически изученные районы Западной Сибири имеют более высокие коэффициенты перевода по сравнению с нефтегазоносными областями Восточной Сибири, Дальнего Востока и шельфовых месторождений, имеющими низкую степень разведанности, часто отсутствие опыта разработки и объектов-аналогов или эталонов для сравнительного анализа.
Обобщенный опыт применения коэффициентов перевода запасов и ресурсов для прогноза использован в государственной методике подсчёта разового платежа за пользование недрами на участках недр, которые предоставляются в пользование для геологического изучения, разведки и добычи полезных ископаемых.
Геолого-экономическая оценка ресурсов предполагает использование методики имитационного моделирования, которая в максимальной степени отражает реальную систему освоения месторождения от этапа поиска и разведки месторождения до ввода его в эксплуатацию и полной выработки запасов. Опираясь на прогнозируемую схему разработки, первоначально осуществляется программа геологоразведочных работ, стадия опытно-промышленной эксплуатации возможна после достижения уровня прироста запасов не менее 70% от начальных извлекаемых запасов. Период нарастающей добычи осуществляется после введения месторождения в разработку и характеризуется интенсивным разбуриванием участка и обустройством промысла [223]. Разработка многокомпонентных месторождений предполагает первоочередную разработку нефтяной оторочки и ввод в эксплуатацию газовой залежи, если наличествует соответствующая конъюнктура и инфраструктура по реализации газа.
Месторождения, предполагаемые разработку по «газовой» схеме, предусматривают добычу нефти с более высокими темпами отбора на первоначальной стадии разработки [165]. Добыча газа в промышленных масштабах осуществляется условно с 11-13-го годов, проектную мощность планируется достигнуть к 17-20-му году. Максимальный период разработки преимущественно газового месторождения составляет 3 5 лет.
Для преимущественно нефтных месторождений, характерна проблеа утилизации попутного нефтяного газа. Предполагается, что он будет отбираться совместно с нефтью и направляться для производства электроэнергии на промысле и для удовлетворения потребностей соседних населённых пунктов.
При прогнозировании добычи нефти и газа используется оптимизационная математическая модель, в основе которой лежат предположения, что (1) она характеризуется стадийностью и можно выделить стадию растущей добычи, стадию постоянной добычи и стадию падающей добычи, в то же время динамика добычи описывается л-образной формой; (2) проектный уровень добычи составляет 4-7% от начальных извлекаемых запасов, что соответствует принципам рационального недропользования, (3) стадия растающей добычи продолжается 3-5 лет, а уровень стабильной добычи («полка») держится около 4-6 лет и зависит от размера месторождения, вовлечённого в разработку, средний срок разработки участка в елом -23-25 лет. потенциально возможные извлекаемые запасы промышленных категорий (АВС\)-Гипотетически величина этих запасов соответствует ожидаемой накопленной добыче на месторождении за весь срок его разработки. Решается оптимизационная задача, где в качестве целевой функции принимается уравнение, описывающее профиль добычи; переменными, по которым происходит максимизация, являются начальный дебит скважины (qo) и плотность сетки скважин (р), заданные в интервале допустимых значений \_Ц\,Ц2\ и ІРі Р2\ соответственно, а добыча за все годы разработки месторождения не может превышать потенциально возможные извлекаемые запасы промышленных категорий:
Дополнительными уравнениями для целевой функции также служит система уравнений для определения начального дебита жидкости добывающей скважины и динамики его падения в течение эксплуатации (3.5-3.6), динамики ежегодно вводимых добывающих скважин (3.7) и суммарного фонда скважин (3.8).
Начальные дебиты прогнозируются по геолого-физическим и фильтрационно-ёмкостным параметрам продуктивного пласта [226, 247, 289]. Расчёт основан на формуле Дюпюи, которая учитывает физико-химические свойства нефтей и позволяет рассчитать объемный дебит одиночной скважины в пластовых условиях С[0 (куб. м/сут.). При извлечении нефти на поверхность в скважине происходит ее разгазирование и, вследствие этого, уменьшение объёма. Это уменьшение учитывается введением объёмного коэффициента нефти
Баланс потребления и экспорта нефти и газа из восточной Сибири и Дальнего Востока
Планируется, что к 2015 г. «Иркутская нефтяная компания» достигнет уровня добычи в 3.4 млн. т (совокупно на всех месторождениях). Сырьевая база открытых месторождений «ИНК» позволит обеспечить уровень добычи нефти 3,7 млн т к 2020 г.
Самым крупным месторождением в данном регионе является Верхнечонское. На него приходится примерно 70% всей добычи нефти в Иркутской области. Увеличение объемов добычи связано в первую очередь с окончанием строительства ВСТО и началом поставок нефти. В геологическом плане повышение уровня добычи и прирост запасов связаны с Верхнечонским нефтяным горизонтом [121], в котором сосредоточено 83% разведанных и оцененных запасов нефти (по категориям АВС1С2).
Ближе к 2014 году месторождение выйдет на максимальный уровень добычи нефти 7,8 млн т в год и будет поддерживать его до 2020 г. [122], за пределами которого начнётся планомерное сокращение, и к 2030 г. уменьшится до 5,0 млн. т, к 2050 г. до 1,5 млн т.
Для обеспечения обязательств компании «Роснефть» по международным контрактам и поставкам на внутренний рынок планируется наращивание добычи за счёт месторождений, открытых в 2001-2012 гг., - им.Савостъянова, им.Лисовского, и Самарского, совокупные запасы нефти по категории Сі+Сг составляют около 370 млн т [123]. Однако в связи с низкой изученностью объектов и преобладанием в структуре запасов категории Сг, вероятность их подтверждения достаточно низкая. Начало добычи запланировано на 2017 г., максимальный уровень добычи нефти будет достигнут к 2025 г. и составит 8,3 млн т [244].
В 2018 г. согласно планам компании состоится начало добычи нефти на месторождениях Северо-Даниловском, им. Мазура и Южно-Даниловском с выходом на максимальный уровень добычи к 2026 г. и удержанием его до 2031 г. на уровне 2,0 млн т.
«Иркутской нефтяной компанией» разрабатывается Ярактинское месторождение («ИНК»), которое обеспечивает больше 80% добывемых холдингом ресурсов. На месторождениях Ярактинское, Даниловское, Марковское, им.Б.Синявского, Западно-Аянское, «ИНК» добывает более 80% баланса Иркутской области. Подключение месторождений «ИНК» к ВСТО способствовало расширению компании и увеличению уровня добычи нефти и конденсата. Максимальный уровень добычи на Ярактинском месторождении будет поддерживаться в период 2015-2020 гг. на уровне 3 млн. т.
Между компаниями «Дулисьма» и «ИНК» был заключен договор о поставке нефти с Дулиминского месторождения, для обеспечения необходимого уровня транспортировки ресурсов в ВСТО [309]. Добыча нефти на данном месторождении в течение 2013 г. возросла вдвое до 756 тыс. т, а в 2015 г. составит 760 тыс. т, выйдя на максимальный уровень добычи, что соответствует 5,5% от суммарных запасов (категории АВСіСг).
Компания «Газпром нефть в 2019 г. планирует ввод в эксплаутацию трех месторождений Иркутской области - Игнялинское, Вакунайское и Северо-Вакунайское, с выходом на «полку» к 2027 г. на уровень 1,58 млн т в год.
На Ковыктинском, Ангаро-Ленского, Чиканского и некоторых других участках будет осуществляться добыча не только газа, но и газовый конденсат и нефть. Таким образом, к 2020 году добыча жидких углеводородов может увеличиться до 2 млн. т.
Ввод в разработку Ербогаченского, Пилюдинского, Дулисъминского, Тымпучиканского, Северо-Марковского, Криволукского, Атовского месторождений могут увеличить уровень добычи нефти к 2015 г. на 200 тыс. т, к 2020 г. на 3 млн т, к 2030 г. на 9 млн т.
Добыча нефти в целом по Иркутской области в 2015 г. может составить 11,9 млн т, в 2020 г . - 18,0 млн. т, пик добычи нефти на существующих месторождениях придется на 2025 г. и составит 21,7 млн. т с последующим сокращением к 2030 г. - 19,5 млн т. Накопленная добыча нефти с начала разработки до 2030 г. составит 509 млн т.
Красноярский край. Лицензия на самое крупное за последние 25 лет открытое месторождение принадлежит компании «Роснефть». Этот участок, Ванкорское месторождение, находится на севере Красноярского края. В 2014 г. было запланировано выйти на проектную мощность, показатель которой снижен с 25,5 до 22 млн т, что соответствует 5,7% от современных разведанных суммарных запасов [126]. Для транспортировки нефти с месторождения введен в эксплуатацию нефтепровод «Ванкор-Пурпе» (ЯНАО), по которому нефть с месторождения подается в систему «Транснефти». Диаметр нефтепровода 820 мм, протяженность 556 км [73].
Также планируется, что в 2015-2016 гг. в разработку будут введены такие крупные месторождения как Тагулъское, Лодочное и Сузунское. В 2016 г. будет запущена нефтепроводная система «Ямал», которая свяжет Сузунское, Тагульское и Русское (ЯНАО) с ПСП «Заполярное» [74]. Благодаря разведанным запасам этих месторождений, уровень добычи нефти по этой группе может быть увеличен до 9,5 млн.т в 2020 г. , 11,3 млн. т к 2025 г. с последующим удержанием этого уровня до 2030 г.
В середине 2009 г. получено положительное заключение государственной экспертизы на проект комплексного обустройства Юрубчено-Тохомского месторождения в Эвенкии. Для транспортировки нефти предполагается строительство нефтепровода «Куюмба-Тайшет», длина которого составит 700 км. Пропускная способность может достичь 15 млн т. Это позволит осуществлять поставки нефти в ВСТО. До 2016 г. уровень добычи не будет превышать 65 тыс. т, до 2020 добыча возрастет до 9,4 млн. т. Несмотря на геологические предпосылки и разведанную сырьевую базу, увеличение добычи ограничено пропускной способностью нефтепровода.
Куюмбинское месторождение - еще один крупный по запасам участок в Эвенкийском районе. Лицензия на это месторождение принадлежит «Славнефть-Красноярскнефтегаз». Ввод в эксплуатацию возможен только после 2016 года. С 2025 по 2030 гг уровень добычи может достичь 7,5 млн. т нефти. Пайяхское является первым нефтяным месторождением, открытым на Таймыре. Вместе с открытым в 2009 г. Северо-Пайяхским месторождением, это единственные нефтяные месторождения в регионе. Права на разработку принадлежат «Независимой нефтегазовой компании» («ННК»), возглавляемой бывшим президентом «Роснефти» Эдуардом Худайнатовым [225]. В 2016 г. планируется начать опытно-промышленную эксплуатацию Пайяхского и Северо-Пайяхского месторождений. Нефть планируется отгружать через проектируемый терминал на мысе Таналау в устье Енисея. Максимальная добыча на обоих месторождениях в 2024 г. составит 1,33 млн т, накопленная добыча за весь срок эксплуатации - 23,7 млн т, что соответствует 77 % от суммарных запасов месторождений.
Другое крупное по запасам месторождение на Таймыре - Байкаловское, разрабатываемое компанией «Роснефть». В 2018 г. компании следует разработать технологический проектный документ первой стадии разработки месторождения пробной эксплуатации или опытно-промышленной разработки, в 2019 г. - ввести месторождение в первую стадию разработки [224].
В Эвенкийском районе конденсат будет добываться на Собинском, Агалеевском и Оморинском месторождениях. В Таймырском районе и недалеко расположенных районах ЯНАО продолжится добыча газового конденсата на газовых и газоконденсатных месторождениях [66]: Мессояхском, Южно-Соленинском, Северо-Соленинском, и др. Месторождения находятся на падающей стадии добычи.
В 2015 году добыча нефти в данном регионе может составить 25,9 млн.т. Планируется, что к 2020 году добыча увеличится до 45,9 млн. т. С последующим сокращением. Накопленная добьиа составит около 1,24 млн т.
Республика Саха (Якутия). Самым крупным из открытых месторождением нефти в Якутии является Талаканское. В 2012 г. на нем было добыто 97% от общего объема добытых в регионе жидких УВ. В 2012 г. добыча нефти увеличилась на 20% по сравнению с 2011 годом и составила 6,6 млн т. Планируется, что к 2030 г. уровень добычи нефти увеличится до 8,5 млн. т в год (с учетом разведанной базы и ожидаемых приростов) [61]. Накопленная добыча нефти к 2030 г. достигнет порядка 95% современных запасов (157 млн. т).
В соответствии с планом развития компании «Таас-Юрях нефтегазодобыча» добыча на Центральном блоке Среднеботуобинского месторождения будет осуществляться с 2014 г., на Курунгском участке с 2016 г. Постоянный уровень добычи на обоих блоках будет поддерживаться в 2016-2021 гг. с последующим сокращением добычи до 3,7 млн т к 2025 г., 2,6 млн т - к 2030 г. Проект нефтепровода внешнего транспорта, протяжённостью 169 км, диаметром 273 мм, предполагает подключение к системе ВСТО в районе г. Ленек.
По распоряжению Правительства РФ от 16.04.2008 г. «Газпром» [102] стал собственником лицензии на разведку и разработку Чаяндинского месторождения. В 2009 г. около 90% запасов данного месторождения были переведены [67] из предварительно оцененных в разведанные (около 50 млнт). Начало разработки месторождения перенесено с 2017 г. на 2025 г. Проектный уровень добычи нефти составляет около 2 млн. т. За счет уже разведанных ресурсов уровень добычи сможет оставаться на этом уровне как минимум до 2035 г.
Компании «Газпром» на бесконкурсной основе в начале 2012 г. были переданы четыре месторождения в Якутии: Верхневилючанское, Соболох-Неджелинское, Среднетюнгское и Тас-Юряхское. Добыча нефти и газового конденсата этих месторождений будет синхронизирована с вводом в разработку Чаяндинского участка [201].
Ожидается, что суммарная добыча нефти в Республике Саха (Якутия) в 2015 г. будет равна 13,1 млн. т, в 2025 г. - 14,0 млн. т. Накопленная добыча нефти с начала разработки до 2050 г. составит примерно 444 млн. т (или 21% от добычи нефти в Восточной Сибири и Республика Саха (Якутия), 61% от современных запасов без учета новых открытий). Дальний Восток
В последнее время основным источником нефти Дальнего Востока являются проект «Сахалин-1» (Эксон НЛ) - 50% (в 2012 году - 7,1 млн т) и проект «Сахалин-2» (Сахалин ЭнерджиИнвестмент Компани ЛТД) - 40% (в 2012 году - 5,5 млн т). На Сахалинском центре планомерное снижение добычи нефти может начаться уже в период 2015-2020 гг.
Крупнейшие месторождения проекта «Сахалин-1» - Чайво, Одопту-море, Аркутун-Дагинское. В совокупности запасы нефти на данных месторождениях по категории АВСіСг составляют 205 млн т. Максимум добычу по данному проекту был достигнут в 2008 году на уровне 9,6 млн. т. Нефть с месторождения Чайво с 2006 г. отправляется на экспорт в страны Азиатско-Тихоокеанского региона.
