Нефтегазовый комплекс Восточной Сибири и Дальнего Востока: тенденции, проблемы, современное состояние

The oil and gas industry in Eastern Siberia and the Far East: trends, challenges, current status

L. EDER, I. FILIMONOVA, Institute of petroleum Geology and Geophysics named after A.A. Trofimuk SB RAS, Novosibirsk state University, S. MOISEEV, Institute of petroleum Geology and Geophysics named after A.A. Trofimuk SB RAS

Нефтегазовый комплекс Восточной Сибири и Дальнего Востока – самый динамично развивающийся центр нефтегазовой промышленности России. С конца 2000-х гг. основной прирост добычи в России осуществлялся за счет восточных регионов России, которые являются стратегически приоритетными регионами на долгосрочную перспективу. Масштабное развитие добычи нефти на востоке страны позволило организовать новый крупный промышленный центр, обеспечить выход на энергетические рынки Азиатско-Тихоокеанского региона.

Large-scale development of oil and gas complex of Eastern Siberia and the Far East will allow to organize a new major industrial centre, to ensure that the energy markets of the Asia-Pacific region. It is a strategic priority of Russia in the long term.

В настоящее время добыча нефти в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) практически достигла пика в связи с выходом на проектную мощность основных разрабатываемых месторождений региона – Ванкорского (Красноярский край), Верхнечонского (Иркутская область) и Талаканского (Республика Саха (Якутия). Возможно еще некоторое незначительное увеличение нефтедобычи за счет сателлитов и средних по размерам соседних месторождений. В то же время приросты добычи нефти в регионе являются единственным источником поддержания добычи нефти по стране в целом (рис. 1).

Повышение надежности сырьевой базы возможно только путем увеличения объема геологоразведочных работ (прежде всего глубокого бурения) и его финансирования не только в зоне активного недропользования вдоль трассы нефтепровода «Восточная Сибирь — Тихий океан» (ВСТО), но и на перспективных слаборазведанных территориях.


Дальнейшее крупномасштабное развитие нефтедобычи связано только с введением в разработку новых крупных объектов, прежде всего, на территории Красноярского центра. Это месторождения Ванкорского центра нефтедобычи – Лодочного, Сузунского и Тагульского, а также Юрубчено-Тохомского центра – Куюмбинского и Юрубчено-Тохомского месторождений.
В то же время кризис 2014 – 2015 гг. способен замедлить темпы развития региона, прежде всего в части поддержания запланированных уровней добычи, в условиях, когда компании сдвигают во времени реализацию новых крупных инвестиционных проектов, в том числе в области нефтегазодобычи. Сдерживающим фактором служат и введенные секторальные санкции со стороны ряда западных стран, как в плане доступа к финансовым ресурсам, так и технологиям добычи, поскольку большую часть запасов месторождений региона можно классифицировать как трудноизвлекаемые – имеющие сложное геологическое строение.
Одновременно с этим происходит снижение темпов воспроизводства минерально-сырьевой базы и финансирования геологоразведочных работ. Сырьевая база углеводородов Восточной Сибири и Дальнего Востока отличается низкой степенью изученности и разведанности. В связи с этим повышение надежности сырьевой базы углеводородов является основой устойчивого роста добычи нефти в долгосрочной перспективе и приоритетным направлением развития НГК региона. Повышение надежности сырьевой базы возможно только путем увеличения объема геологоразведочных работ (прежде всего глубокого бурения) и его финансирования не только в зоне активного недропользования вдоль трассы нефтепровода «Восточная Сибирь – Тихий океан» (ВСТО), но и на перспективных слаборазведанных территориях.
Восточная Сибирь и Дальний Восток – регионы приоритетного присутствия государственных компаний ОАО «Роснефть» и ПАО «Газпром». В последние годы проходит активная консолидация активов государственных компаний в регионе (за счет активов ОАО «ТНК-ВР», ЗАО «Иреляхнефть», ООО «Таас-Юрях Нефтегаздобыча»), в результате чего доля ОАО «Роснефть» в структуре добычи нефти в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке выросла до 72% в 2014 г., а к 2030 г. может увеличиться до 80%. Газпром является официальным координатором программы освоения газовых запасов и ресурсов на востоке страны, включая строительство трубопроводной (газопровод «Сила Сибири») и нефтегазохимической (ГПЗ «Амурский») инфраструктур.
Сегодня в восточных регионах Сибири практически отсутствует газовая промышленность, не считая нескольких локальных систем газоснабжения в Республике Саха (Якутия) и на севере Красноярского края. В ближайшее время здесь предстоит создать крупнейший газовый комплекс, включая секторы добычи, переработки, транспорта газа и продуктов его переработки. Увеличение инвестиционной активности со стороны государства должно концентрироваться не только в секторе добычи и транспортировки углеводородного сырья, но и финансировании проектов инновационного развития Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, включая перерабатывающие и химические высокотехнологические производства.

Формирование производственно–технологических комплексов по глубокой переработке «жирного» газа восточносибирских месторождений

с блоком нефтегазохимии

и гелиевыми заводами позволит России осуществить процесс импортозамещения и занять лидирующие позиции на мировом рынке конечной продукции высоких переделов.

Формирование производственно-технологических комплексов по глубокой переработке «жирного» газа восточносибирских месторождений с блоком нефтегазохимии и гелиевыми заводами позволит России осуществить процесс импортозамещения и занять лидирующие позиции на мировом рынке конечной продукции высоких переделов.
Развитие нефтепроводной системы на востоке страны происходит в направлении расширения уже существующих мощностей для возможности увеличения экспортных поставок, прежде всего в Китай. Приоритетным направлением развития газотранспортной инфраструктуры станет активное строительство магистрального газопровода «Сила Сибири».
Развитие нефтегазового комплекса Восточной Сибири и Дальнего Востока следует проводить в рамках единой долгосрочной государственной программы развития восточных территорий России, что позволит реализовать экономические и геополитические интересы страны, обеспечить ее территориальную целостность и национальную безопасность.

Сырьевая база

В Восточной Сибири и на Дальнем Востоке сосредоточено более 16 млрд т начальных суммарных ресурсов (НСР) нефти, или около 20% начальных суммарных ресурсов (НСР) нефти, России. Разведанные и предварительно оцененные запасы нефти в регионе превышают 3,6 млрд т, степень разведанности – 11,8%, в то время как в целом по стране – 44%. Доля неоткрытых ресурсов составляет 76% – это потенциал прироста будущих запасов нефти при условии активной лицензионной политики государства и компаний, роста объема геологоразведочных работ.
В Восточной Сибири и на Дальнем Востоке сосредоточено более 59 трлн м3, или около 23%, НСР газа в стране. Разведанные и предварительно оцененные запасы природного газа в регионе превышают 9,6 трлн м3, или 13,8% общих запасов России, степень разведанности – 9%, в то время как аналогичный показатель по России в целом составляет 25%.
Большинство месторождений углеводородов Восточной Сибири носят комплексный характер – содержат нефть, газ, конденсат, а в составе свободного газа, кроме метана, содержатся в значительных концентрациях его гомологи – этан, пропан, бутан, а также конденсат и гелий. Такой «жирный газ» требует переработки и выделения ценных компонентов – сырья для нефтегазохимических производств.

Современное состояние добычи углеводородов

Добыча нефти с дифференциацией по месторождениям и регионам. Мощным стимулом к освоению ресурсной базы и развитию добычи нефти в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке стало строительство транспортной инфраструктуры: нефтепровода ВСТО и спецморнефтепорта в Козьмино, подводящих и соединительных нефтепроводов – «Ванкорское – Пур-Пе», «Верхнечонское – Талаканское – ВСТО», а также нефтепроводов «Северный Сахалин – Де Кастри», «Северный Сахалин – Южный Сахалин». Это позволило нарастить добычу нефти в регионе с 4,7 млн т в 2005 г. до 58,4 млн т в 2014 г. (11,1% добычи нефти в России), в том числе в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) – 44,2 млн т, на Дальнем Востоке – 14,3 млн т (рис. 2).
Основу добычи нефти составляют три месторождения – Ванкорское (50%) и Верхнечонское (19%), разрабатываемые компанией «Роснефть»; Талаканское (18%), оператор разработки – «Сургутнефтегаз». Основной прирост приходится на Красноярский край, где «Роснефть» существенно нарастила объем добычи на Ванкорском месторождении с начала промышленной добычи с 3,6 млн т в 2009 г. до 22 млн т в 2014 г. (табл. 1). Проектный уровень добычи здесь первоначально был оценен в 25 млн т нефти в год, но позднее оценка была уточнена до уровня 21,5 млн т/год и достигнута в 2013 г. Ванкорское месторождение вместе с Сузунским, Тагульским и Лодочным месторождениями формирует «Ванкорский кластер» с проектным уровнем добычи в 25 млн т в год. Развитие кластера на первом этапе связано с освоением Сузунского месторождения, как наиболее разведанного, ввод в разработку планируется уже в 2016 г. На втором этапе (после 2018 г.) планируется ввести Тагульское и Лодочное месторождения.
Добыча нефти на крупнейшем в Иркутской области Верхнечонском месторождении в 2011 г. выросла в два раза, а в 2014 г. был достигнут проектный уровень в 8,2 млн т – более 62% совокупной добычи нефти в Иркутской области, который планируется поддерживать до 2020 г. Этот рост связан с завершением строительст­ва и реконструкции ряда ключевых объектов, в результате которых пропускная способность установки по подготовке нефти на промысле увеличилась на 25%.
На Талаканском месторождении в Республике Саха (Якутия) в 2014 г. было добыто 7,7 млн т, или 88% добычи республики. В 2015 г. совокупный объем нефти, добытой компанией «Сургутнефтегаз» в Республике Саха (Якутия), может превысить 8 млн т – за счет разработки принадлежащих ей Талаканского, Алинского, Северо-Талаканского и Восточно-Алинского месторождений.

Рост нефтедобычи в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) был обусловлен также последовательным подключением ряда месторождений независимых нефтяных компаний к нефтепроводной системе ВСТО. Так, в 2010 г.

«Иркутская нефтяная компания» (ИНК) подключила к нефтепроводу Ярактинское месторождение. В 2014 г. добыча нефти «ИНК» составила 3,9 млн т, рост к предыдущему году – 40%, что связано с наращиванием фонда скважин и внедрением технологий гидроразрыва пласта. В 2015 г.

Большинство месторождений углеводородов Восточной Сибири носят комплексный характер – содержат нефть, газ, конденсат, а в составе свободного газа, кроме метана, содержатся в значительных концентрациях его гомологи – этан, пропан, бутан, а также конденсат

и гелий.

«ИНК» планирует увеличить уровень добычи нефти до 6 млн т, что на 50% больше результатов 2014 г. Благодаря использованию инфраструктуры «ИНК» для подключения к ВСТО добыча нефти на Дулисьминском месторождении в 2012 г. возросла вдвое, а к 2014 г. составила 929 тыс. т.
Рост добычи нефти на Дальнем Востоке связан с вводом в промышленную эксплуатацию в 2004 – 2005 гг. проекта «Сахалин-1» на шельфе Охотского моря и в 2009 г. – выходом на круглогодичную добычу нефти по проекту «Сахалин-2». После некоторого спада в 2009 – 2010 гг. на шельфах дальневосточных морей в 2011 г. возобновился рост добычи на проекте «Сахалин-1», однако в 2012 г. падение составило 10% к предыдущему году (с 7,9 млн т до 7,1 млн т), а в 2013 г. добыча снизилась до 7,0 млн т. В начале 2015 г. на проекте «Сахалин-1» была начата добыча нефти с месторождения Аркутун-Даги, поэтому в 2014 г. она выросла на 0,6 млн т – до 7,6 млн т.
По проекту «Сахалин-2» и на континентальных месторождениях, разрабатываемых «Роснефть – Сахалинморнефтегазом», сохраняется отрицательная динамика добычи – в 2010 г. она составила 6 млн т, сократившись к 2014 г. до 5,3 млн т.
Добыча нефти с дифференциацией по компаниям. Крупнейшие производители нефти на востоке России: контролируемые «Роснефтью» – «Ванкорнефть» и «Верхнечонскнефтегаз», а также «Сургутнефтегаз».
В 2012 – 2013 гг. произошло значительное увеличение доли «Роснефти» в текущей добыче нефти в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. Компания консолидировала 100% «Таас-Юрях Нефтегазодобыча», владеющей лицензией на разработку Среднеботуобинского месторождения в Республике Саха (Якутия). С октября 2013 г. Среднеботуобинское месторождение введено в промышленную разработку и начаты поставки нефти по собственному нефтепроводу протяженностью 169 км в трубопроводную систему ВСТО. Планируется достигнуть проектный уровень добычи нефти к 2018 г. – 5 млн т в год.
Также в 2014 г. «Роснефть» приобрела активы «Иреляхнефть» и «АЛРОСА-Газ» в Республике Саха (Якутия), осуществляющих добычу нефти на Иреляхском и Среднеботуобинском месторождениях соответственно.
После завершения процедуры слияния активов «Роснефти» и ТНК-ВР в 2013 г. компании перешли доли в освоении Верхнечонского месторождения в Иркутской области и Ванкорской группы месторождений на севере Красноярского края – Сузунского, Тагульского и Русского, а после приобретения «Итеры» – Братского газоконденсатного месторождения в Иркутской области.
Сегодня на долю «Роснефти» в Восточной Сибири приходится 72% добываемой нефти, на Дальнем Востоке – 20%, по региону в целом – около 58%. Поэтому основной прирост добычи нефти на востоке будет осуществляться, прежде всего, за счет государственного монополиста, доля которого в Восточной Сибири к 2030 г. возрастет до 80%.
Добыча газа. Отсутствие инфраструктуры по транспортировке, переработке и использованию газа – фактор, сдерживающий развитие газовой промышленности востока России. В 2014 г. добыча газа в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке составила 46,6 млрд  м3, из которых 28,3 млрд м3 приходилось на Сахалинскую область, а 18,4 млрд м3– на Красноярский край, Республику Саха (Якутия) и Иркутскую область (рис. 3).
Основная часть всего добываемого газа на Дальнем Востоке (18,3 млрд м3) поступает потребителям на внутренний рынок и на экспорт, а более 22% добычи газа на Дальнем Востоке, было закачано обратно в пласт, либо сожжено в факелах.
Основная добыча коммерческого газа на Дальнем Востоке осуществляется на шельфе Охотского моря по проекту «Сахалин-2» – 17,6 млрд м3, в рамках которого действуют транссахалинский газопровод, завод и терминал СПГ (табл. 2). В 2014 г. около 14,5 млрд м3 природного газа (10,7 млн т СПГ) было поставлено на экспорт в страны АТР, прежде всего – Японию и Южную Корею, остальные 3 млрд м3 – направлены на внутренний рынок – Владивостокские ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2, ТЦ «Северная» и Южно-Сахалинскую ТЭЦ-1 и др.
В рамках проекта «Сахалин-3» Газпром осваивает три лицензионных участка – Киринское, Аяшское и Восточно-Одоптинское. Киринский участок включает Киринское, Южно-Киринское и Мынгинское газоконденсатные месторождения. В конце 2013 г. введено в эксплуатацию Киринское газоконденсатное месторождение, проектная мощность может составить 8 – 9 млрд м3 в год. Ввод в эксплуатацию Южно-Киринского месторождения был намечен на 2019 г., а к 2023 – 2024 гг. планировалось выйти на проектный уровень добычи 16 млрд м3. Однако в августе 2015 г. США ввели санкции в отношении ряда российских месторождений, в том числе Южно-Киринского, о запрете экспорта, реэкспорта и трансфера любых товарных позиций без получения специальной лицензии Бюро промышленности и безопасности США. А данное месторождение должно было стать основной ресурсной базой для завода «Владивосток СПГ», запуск которого вследствие секторальных санкций перенесен на неопределенный срок.
Свыше 10,0 млрд  м3 газа, добываемого по проекту «Сахалин-1», закачивается в пласт ввиду нерешенности вопроса со сбытом. «Роснефть», как оператор проекта, активно ведет переговоры с Газпромом о возможности поставки газа в трубопроводную систему проекта «Сахалин-2» для дальнейшей доставки его на проектируемый завод «Дальневосточный СПГ». Сырьевой базой для завода станут запасы газа месторождения Аркутун-Даги, нефтяная часть которого введена в разработку в начале 2015 г., а также месторождений Северное Чайво и Северно-Венинское. Решение о строительстве завода стало возможным в связи с принятием в 2013 г. закона о либерализации рынка сжиженного природного газа и возможности организации его поставок на экспорт не зависимыми от Газпрома компаниями. Вопрос финансирования до настоящего времени не решен, рассматривался вариант с выделением средств из Резервного фонда, но после отказа «Роснефть» в сентябре 2014 г. предложила Правительству РФ включить проект строительства завода в состав проекта «Сахалин-1», в результате чего государство должно будет компенсировать экономически обоснованные затраты на строительство завода и сопутствующей инфраструктуры.

Основная часть всего добываемого газа на Дальнем Востоке

(18,3 млрд м3) поступает потребителям на внутренний рынок и на экспорт, а около 10 млрд м3, или более 22% добычи газа на Дальнем Востоке, было закачано обратно в пласт, либо сожжено в факелах.

Природный газ, добываемый «Роснефть – Сахалинморнефтегаз» на сухопутных месторождениях о-ва Сахалин (порядка 0,4 – 0,5 млрд м3 в год), поступает по газопроводу потребителям в Комсомольске-на-Амуре и в Хабаровске.
В Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) основные объемы добываемого газа используются для местных промышленных, энергетических и коммунально-бытовых нужд, это позволило создать локальные системы энергообеспечения, а также поставлять часть сырья в соседние регионы страны.
Значительная часть газовых месторождений Республики Саха (Якутия) сосредоточена в Центральном районе, месторождения этой территории формируют локальную систему газоснабжения (Средневилюйское, Мастахское, Среднетюнгское и другие). Основные объемы добываемого в Якутии газа используются для местных промышленных, энергетических и коммунально-бытовых нужд, в том числе Якутской ГРЭС. Основные недропользователи республики – «Якутская топливно-энергетическая компания» и «Сахатранснефтегаз».
На крупнейшем в Восточной Сибири и Республике Саха газовом месторождении Чаяндинском добыча в настоящее время не ведется, осуществляется комплекс мер по доразведке, чтобы после окончания геологоразведочных работ в 2016 г. провести окончательный подсчет запасов. Чаяндинское месторождение является первоочередной ресурсной базой магистрального газопровода «Сила Сибири», подключение к которому намечено в 2019 – 2021 гг.

Отсутствие инфраструктуры по транспортировке, переработке и использованию газа – фактор, сдерживающий развитие газовой промышленности востока России.

На втором этапе развития газопроводной инфраструктуры «Силы Сибири» в период 2020 – 2025 гг. планируется подключить крупнейшее в Иркутской области газоконденсатное Ковыктинское месторождение. В настоящее время месторождение подготовлено к промышленной добыче газа, в феврале 2014 г. здесь была запущена экспериментальная установка по выделению гелия из природного газа с использованием мембранных технологий, которая в дальнейшем будет использована на Чаяндинском месторождении.

Утилизация ПНГ

С ростом объемов добычи нефти и газа на новых месторождениях все более остро встает вопрос утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ). При неразвитой газо­транспортной инфраструктуре специализирующиеся на добыче нефти компании ПНГ закачивают обратно в пласт и сжигают в факелах. Такая ситуация складывается на протяжении последних семи лет – с начала массовой добычи нефти в регионе и организации поставок в неф­тепроводную систему ВСТО. Условия для эффективной утилизации ПНГ компаниями-недропользователями восточносибирского региона начали формировать только с 2013 – 2014 гг.
Так, на Верхнечонском месторождении утилизация ПНГ производится путем обратной закачки в пласт, на Ванкорском нефтегазовом месторождении – газ поставляется в ЕСГ через инфраструктуру ЛУКОЙЛа – газопровод «Ванкор – Хальмерпаютинское месторождение», «Иркутская нефтяная компания» – планирует начать строительство газоперерабатывающего комплекса.

Нефтеперерабатывающая промышленность

Переработку нефти на территории Восточной Сибири и Дальнего Востока осуществляют четыре крупных нефтеперерабатывающих завода (НПЗ) – Ачинский, Ангарский и Комсомольский НПЗ (контролируемые «Рос­нефтью») и Хабаровский НПЗ (с 2014 г. контролируемый ОАО «Независимая нефтяная компания» (ННК)), а также мини-НПЗ компании «Петросах» на Сахалине. Общая мощность нефтеперерабатывающих заводов Восточной Сибири и Дальнего Востока по сырью в 2014 г. составила 28,9 млн т, первичная переработка – 27,1 млн т нефти (рис. 4, 5).
Основная часть сырья на НПЗ Восточной Сибири и Дальнего Востока поставляется из Западной Сибири. Кроме того, около 1,4 млн т нефти в год по нефтепроводу «Оха — Комсомольск-на-Амуре» на Комсомольский НПЗ – с месторождения о-ва Сахалин. Нефть, добываемая на шельфе Сахалина, в рамках соглашений о разделе продукции (СРП) в полном объеме поставляется на экспорт. В условиях высокого регионального и экспортного спроса на нефтепродукты в 2013 г. уровень загрузки мощностей Ачинского и Ангарского заводов «Роснефти» находился на предельном уровне (99%), тогда как уровень загрузки Хабаровского и Комсомольского заводов – менее 90%, что связано с большой удаленностью и недостаточным объемом собственной сырьевой базы, прежде всего для Хабаровского НПЗ. В 2014 г. уровень загрузки Ачинского НПЗ и Ангарской НХК несколько сократился, до 90% и 98% соответственно, загрузка Хабаровского НПЗ также сократилась на 3%, в то время как на Комсомольском заводе уровень загрузки близок к предельному уровню – 97%.
Незначительное сокращение суммарного уровня загрузки мощностей заводов обусловлено опережающим вводом новых мощностей на Хабаровском НПЗ относительно поставок сырья для переработки, а также крупной аварией на Ачинском НПЗ. В связи с аварией на Ачинском НПЗ в июне 2014 г. и последующими ремонтно-восстановительными работами перерабатывающие мощности завода сократились на 25% с 7,5 млн т в 2013 г. до 5,7 млн т в 2014 г. К 2015 г. основные восстановительные работы были выполнены.
Для повышения надежности обеспечения сырьем заводов на Дальнем Востоке и сокращения транспортных издержек в августе 2015 г. завершено строительство нефтепровода-отвода от ВСТО до Хабаровского НПЗ протяженностью 28 км. В связи с подключением к неф­тепроводу мощности Хабаровского НПЗ планируется увеличить до 6 млн т к 2019 г.
В конце 2017 г. планируется завершить согласование технического проекта и строительство нефтепровода от ВСТО до Комсомольского НПЗ протяженностью 293 км, поскольку доставка нефти на завод осуществляется при помощи железнодорожного транспорта. Предполагается, что по данному отводу будет транспортироваться до 8 млн т нефти в год.
С 2000  по 2012 гг. объем ежегодной переработки неф­ти на НПЗ Восточной Сибири и Дальнего Востока увеличивался более чем на 10 млн т, прежде всего, за счет повышения уровня загрузки существующих мощностей с 47 до 96,7% (рис. 6). Начиная с 2012 г., объем производства не увеличивался, а в 2014 г. сократился на 2 млн т, а уровень загрузки мощностей упал до 90,9% прежде всего из-за восточносибирских заводов – Ачинского НПЗ и Ангарской НХК.
Несмотря на планы по развитию нефтеперерабатывающих мощностей в Республике Саха (Якутия), до настоящего времени потребности в нефтепродуктах удовлетворяются за счет привозного сырья и продукции промысловых установок. Функционируют две установки «ЯТЭК» по переработке газового конденсата на Средневилюйском и Мастахском ГКМ, а также Талаканская установка по производству битума («Сургутнефтегаз») для собственных нужд. В настоящее время в республике существует потенциал роста мощностей по переработке нефти, начато строительство ряда малых перерабатывающих установок, однако ввиду недостаточного финансирования все они законсервированы.
В условиях значительного увеличения добычи нефти на востоке России возникает необходимость восстановления и расширения мощностей действующих заводов, строительства новых НПЗ для региональных нужд и преимущественно экспортного назначения на Дальнем Востоке.

Состояние транспортной инфраструктуры

Нефтепроводы. Стимулом к интенсификации освоения ресурсного потенциала Восточной Сибири и Дальнего Востока стало строительство нефтепровода ВСТО и спецморнефтепорта «Козьмино», подводящих и соединительных нефтепроводов – «Ванкорское – Пурпе» и «Пурпе – Самотлор», «Верхнечонское – Талаканское – ВСТО», а также нефтепроводов «Северный Сахалин – Южный Сахалин», «Северный Сахалин – Де Кастри».
Нефтепровод «Восточная Сибирь – Тихий океан» связал нефтяные месторождения Западной и Восточной Сибири с портами на Дальнем Востоке, а также непосредственно потребителями в АТР.
Первая очередь строительства ВСТО (ВСТО-1), реализованная на участке «Тайшет – Сковородино» мощностью 30 млн т в год, введена в эксплуатацию в декабре 2009 г. Начиная с декабря 2010 г., организованы поставки нефти по нефтепроводу «Россия – Китай» по маршруту «Сковородино – Дацин» в объеме 15 млн т в год. В 2013 г. принято решение о расширении мощности этого участка нефтепровода до 30 млн т к 2018 г. для реализации соглашения между правительствами России и КНР о расширении сотрудничества в сфере торговли сырой нефтью и заключении нового контракта «Роснефть» с китайской CNPC. В 2015 г. компанией «Транснефть» реализованы все технические мероприятия для увеличения поставок нефти в Китай до 20 млн т нефти. Однако в связи с невозможностью со стороны Китая завершить в срок работы по расширению отвода на своей территории из-за ряда законодательных ограничений, стороны подписали техническое соглашение о временном изменении пункта поставки – возможность поставлять нефть не только через ВСТО-1, но и через порт СМНП «Козьмино» (конечная точка ВСТО-2).
В конце 2012 г. осуществлен ввод в эксплуатацию нефтепровода «Сковородино – СМНП «Козьмино»» (ВСТО-2), мощностью 30 млн т в год. В 2014 г. начато строительство нефтеперекачивающей станции (НПС) в Амурской области, ввод которой в 2017 г. позволит увеличить пропускную способность ВСТО-2 до 39 млн т в год. В перспективе к 2018 г. мощность ВСТО-2 может быть увеличена до 50 млн т нефти в год путем строительства дополнительных НПС.
Для поставок нефти в ВСТО с Ванкорско-Сузунской зоны и месторождений ЯНАО и Северо-Востока ХМАО в конце 2011 г. был введен в эксплуатацию нефтепровод «Пурпе–Самотлор», а в 2016 г. должен быть введен в эксплуатацию нефтепровод «Заполярное – Пурпе», рассчитанный на 32 млн т нефти. Это позволит начать полномасштабную добычу месторождений компаний «Роснефть» (Лодочное, Сузунское, Тагульское на севере Красноярского края и Русское, расположенное в Тазовском районе ЯНАО), ЛУКОЙЛ (Пякяхинское в ЯНАО), «Газпром нефть» (Новопортовское, Восточно-Мессояхское в ЯНАО), российско-итальянское совместное предприятие «Северэнергия» (Самбургского, Ево-Яхинского, Яро-Яхинского и Северо-Часельского в ЯНАО).
В настоящее время ведется строительство магистрального нефтепровода «Куюмба–Тайшет», протяженностью около 700 км, который позволит подключить к трубопроводной системе ВСТО месторождения на севере Красноярского края – Юрубчено-Тохомское и Куюмбинское. Максимальная пропускная способность нефтепровода – 15 млн т нефти в год, ввод в эксплуатацию перенесен с 2016 г. на 2018 г. ввиду недостаточной подготовленности сырьевой базы.
В 2013 г. с компанией «Транснефть» согласован ряд принципиальных решений относительно подключения нефтеперерабатывающих заводов Дальнего Востока (Хабаровсакого НПЗ и Комсомольского НПЗ) к нефтепроводной системе «Восточная Сибирь – Тихий океан». Это позволит заместить железнодорожные поставки сырья на заводы, обеспечить поставки нефти в расширенном объеме и загрузку новых мощностей заводов, увеличившихся вследствие реализации программы модернизации, сократить транспортные издержки в структуре себестоимости выпуска нефтепродуктов. В августе 2015 г. Хабаровский НПЗ подключен к ВСТО, Комсомольский НПЗ планируется подключить к 2017 г.
Газопроводы. Основной газотранспортной системой России является Единая система газоснабжения с конечной точкой в с. Просково (Кемеровской области). Поэтому уровень газификации регионов Восточной Сибири и на Дальнем Востоке (около 7,0 %) почти в 10 раз ниже среднероссийского уровня (65,3%). Ввиду отсутствия на территории магистральной транспортной инфраструктуры сформировано несколько локальных систем газоснабжения на севере Красноярского края и в Республике Саха (Якутия).
До настоящего времени в регионе не сформировано единой магистральной газотранспортной системы, что сдерживает освоение уже подготовленных к эксплуатации газовых месторождений. В этих условиях недропользователи самостоятельно осуществляют строительство подводящих газопроводов, обеспечивающих газификацию отдельных населенных пунктов и промышленных предприятий. Такие подводящие газопроводы действуют на территории Иркутской области – «Братское газоконденсатное месторождение (ГКМ) — г. Братск», ГРС «Осиновка» — п. Зяба и «Осиновка» — п. Гидростроитель; в Республике Саха – «Кызыл-Сыр – Мастах – Берге – Якутск» и «Мирный – Айхал – Удачный», в Камчатском крае – «Соболево — Петропавловск-Камчатский» и на Чукотке – «Западно-Озерное газовое месторождение – г. Анадырь».
Поставки газа, добываемого на о. Сахалин, ведутся по магистральному газопроводу «Северный Сахалин – Комсомольск-на-Амуре» с газопроводами-отводами к промышленным и коммунальным потребителям Сахалинской области и Хабаровского края (Комсомольский промышленный узел).
Основой будущего развития газотранспортной системы на востоке страны станет завершение строительства газопровода «Сила Сибири». Газопровод пройдет по территории пяти субъектов Российской Федерации – Иркутской и Амурской областей, Еврейской автономной области, Республики Саха (Якутия) и Хабаровского края. Общая протяженность газопровода составит около 4000 км, а проектная мощность более 61 млрд м3 газа в год. В сентябре 2014 г. в присутствии Президента РФ прошла церемония соединения первого звена трубы, ранее в мае Газ­пром и китайская CNPC заключили контракт на поставку трубопроводного газа в КНР, а 13 октября 2015 г. подписано межправительственное соглашение о поставках газа на уровне премьер-министров двух стран.

В условиях значительного увеличения добычи нефти на востоке России возникает необходимость восстановления и расширения мощностей действующих заводов, строительства новых НПЗ для региональных нужд и преимущественно экспортного назначения на Дальнем Востоке.

Завершить первый этап строительства газопровода «Сила Сибири» и подключение Чаяндинского месторождения планируется к 2022 г., при этом первые поставки газа в Китай должны начаться уже в 2018 г., к 2020г. они могут возрасти до 10 млрд м3 в год. На втором этапе строительства газопровода, в 2024 – 2031гг., предполагается ввод в эксплуатацию компрессорной станции между Ковыктинским и Чаяндинским месторождениями и строительство лупинга протяженностью 719,3 км.
Для организации крупных поставок нефти и газа российским потребителям и на экспорт в страны АТР в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке необходимо формирование системы сверхдальнего трубопроводного транспорта, строительство заводов по переработке и сжижению природного газа, создание инфраструктуры для отгрузки нефти, нефтепродуктов, СПГ и конденсата.

Экспортные поставки нефти и газа

Основным направлением поставок нефти с месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока являются страны Азиатско-Тихоокеанского региона. В 2014 г. из Восточной Сибири Дальнего Востока поставлено на экспорт около 60 млн т нефти, что на 22% выше уровня предыдущего года. Прирост экспорта произошел за счет существенного увеличения объемов поставок нефти в Китай – более чем на 36% относительно предыдущего года.
Доля восточносибирской нефти в структуре экспорта региона составляет 68,1%, доля нефти, добываемой в рамках сахалинских проектов СРП, – 21,2%.
Экспорт восточносибирской нефти осуществляется по трубопроводной системе «Восточная Сибирь – Тихий океан» и далее в двух основных направлениях – по нефтепроводу-отводу «Сковородино – Дацин» и до порта Козьмино. Развитие нефтепроводной системы ВСТО, строительство подводящих трубопроводов и экспортной портовой инфраструктуры позволило в 2014 г. нарастить объем отгруженной нефти из порта Козьмино до уровня 24,9 млн т, или на 17% относительно предыдущего года (табл. 3).
Кроме того, с января 2014 г. возобновился транзит российской нефти в Китай через территорию Казахстана. В результате получения права на техническое замещение сырья, российские экспортеры получают казахстанскую нефть на границе Казахстана с Китаем в объеме, аналогичном объему российской нефти, поставляемой на Павлодарский НХЗ. В результате экспорт российской нефти в Китай по нефтепроводу «Атасу – Алашанькоу» в 2014 г. составил 6,5 млн т.
Основные маршруты морских поставок нефти из Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) – Япония (8,5 млн т), Китай (7,4 млн т) и Южная Корея (3 млн т). Кроме того, поставки нефти осуществляются в Филиппины, Малайзию, Сингапур, США, Таиланд, Тайвань, Индонезию, Новую Зеландию и Австралию.

Основным направлением поставок нефти с месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока являются страны Азиатско–Тихоокеанского региона. В 2014 г. из Восточной Сибири Дальнего Востока поставлено на экспорт около 60 млн т нефти, что на 22% выше уровня предыдущего года.

В результате строительства нефтепровода «Сковородино – Дацин» и возобновления экспорта российской нефти по трубопроводу «Атасу – Алашанькоу» Китай стал крупнейшим импортером российской нефти в Азиатско-Тихоокеанском регионе. Доля Китая в структуре экспорта нефти из России на Тихоокеанском направлении с учетом морских поставок составляет 53%.
Отгрузка нефти на экспорт с шельфовых месторождений острова Сахалин осуществляется из порта Де-Кастри, находящегося в Хабаровском крае, а также из порта Пригородное, располагающегося на юге острова Сахалин. В нефтеналивной терминал в порту Де-Кастри нефть поступает посредством системы подводных неф­тепроводов с месторождений проекта «Сахалин-1». В порт Пригородное нефть поступает с шельфовых месторождений проекта «Сахалин-2» на севере острова через Транссахалинский нефтепровод.
В 2014 г. с проектов СРП на экспорт поступило 12,8 млн т нефти, что на 3% выше уровня предыдущего года. Основными покупателями нефти шельфовых месторождений острова Сахалин являются Южная Корея (6,6 млн т), Япония (3,6 млн т) и Китай (2,1 млн т).
В настоящее время единственным источником экспортных поставок газа на востоке России является газ с месторождений проекта «Сахалин-2». Экспорт природного газа осуществляется в сжиженном виде (СПГ), который производится на первом в России заводе по сжижению газа, введенном в эксплуатацию в 2009г. В 2014 г. было экспортировано 10,7 млн т СПГ, основными импортерами российского сжиженного газа являются Япония (8,6 млн т) и Южная Корея (2,0 млн т) (табл. 4).

Выводы
Восточная Сибирь и Дальний Восток – один из наиболее динамично развивающихся элементов нефтегазового комплекса России. Для его устойчивого долгосрочного развития необходимо осуществить переход от сырьевой и транзитной стратегии развития к экономике инновационного типа на базе организации региональных территориально-производственных комплексов (кластеров) углубленной переработки углеводородного сырья, производства нефтегазохимической продукции с высокой добавленной стоимостью.

Завершить первый этап строительства газопровода «Сила Сибири» и подключение Чаяндинского месторождения планируется к 2022 г., при этом первые поставки газа в Китай должны начаться уже в 2018 г., к 2020 г. они могут возрасти до 10 млрд м3 в год.


Преимуществом подобного развития служат наличие значительного ресурсного потенциала территории Восточной Сибири и Дальнего Востока и близость к динамично развивающимся емким рынкам Азиатско-Тихоокеанского региона. Сырьевой базой для таких производств, в первую очередь, должен стать природный газ месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока, содержащий в высоких концентрациях этан, пропан, бутан, конденсат и гелий. Вовлечение такого многокомпонентного газа в промышленное освоение придаст импульс развитию нефтехимической, газохимической, гелиевой промышленности, будет способствовать созданию дополнительных рабочих мест и ускорению социально-экономического развития районов на востоке страны.

Литература

1. ИнфоТЭК. Ежемесячный аналитический бюллетень. №1. 2000 – 2015 гг.
2. Федеральная таможенная служба / Таможенная статистика внешней торговли 2014 г. [Электронный ресурс]. URL: http://customs.ru/index.php?option=com_content&view=article&id=13858&Itemid=2095 (дата обращения: 12.10.2015).
3. Ассоциация морских торговых портов. [Электронный ресурс]. URL: http://www.morport.com/rus/ (дата обращения: 12.10.2015).

References

1. InfoTEK. Monthly analytical Bulletin. No.1. 2000 – 2015.
2. The Federal customs service / Customs foreign trade statistics, 2014, [Electronic resource]. URL: http://customs.ru/index.php?option=com_content&view=article&id=13858&Itemid=2095 (accessed on: 12.10.2015).
3. The Association of commercial sea ports. [Electronic resource]. URL: http://www.morport.com/rus/ (accessed on: 12.10.2015).

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Эдер Л.В.

    Эдер Л.В.

    д.э.н., профессор, заведующий лабораторией экономики недропользования и прогноза развития нефтегазового комплекса Институт нефтегазовой геологии и геофизики СО РАН руководитель специализации «Экономика и управление в энергетическом секторе»

    Новосибирский государственный университет

    Филимонова И.В.

    Филимонова И.В.

    Д.э.н., профессор

    Моисеев С.А.

    Моисеев С.А.

    к. г.-м. н., заведующий лабораторией геологии нефти и газа Сибирской платформы

    Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука СО РАН

    Просмотров статьи: 21482

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru