назад Оглавление вперед


[Старт] [1] [2] [3] [4] [5] [6] [7] [8] [9] [10] [11] [12] [13] [14] [15] [16] [17] [18] [19] [20] [21] [22] [23] [24] [25] [26] [ 27 ] [28] [29] [30] [31] [32] [33] [34] [35] [36] [37] [38] [39] [40] [41] [42] [43] [44] [45] [46] [47] [48] [49] [50] [51] [52] [53] [54] [55] [56] [57] [58] [59] [60] [61] [62] [63] [64] [65]


27

Запасы доказанные категории ABC -j, % от РФ

Запасы оцененные категории % от РФ

Добыча в 1999 г., % от РФ

1 2 з

»>1-

Рис. 42. Удельный вес по запасам и добыче природного газа нефте-газоносных регионов (1 - Дальний Восток и шельф Охотского моря; 2 - Восточная Сибирь) и провинций России (3 - Западно-Сибирская; 4 - Урало-Поволжская; 5 - Северо-Кавказская; 6 - Тимано-Печорская и шельф Баренцева моря) на начало 2000 г. в процентах

1

емых запасов газа 80-85% характеризуются падаюшей добычей. Решение проблемы - в безотлагательной подготовке добывающих мощностей на новых открытых и разведанных месторождениях, прежде всего расположенных в более северных широтах Западной Сибири и антарктическом шельфе.

Помимо ухудшения освоенной промышленностью части сырьевой базы природного газа, негативное влияние на работу газовой, также как и нефтяной отрасли, оказывают ускоряющее старение ее технического парка, сокращение объемов профилактического и капитального ремонта скважин, систем газосбора, магистральных газопроводов, промыслового и бурового оборудования.

Разведанные запасы и подготовленные для промышленного освоения резервные месторождения, в первую очередь уникальные и гигантские позволяют в перспективе довести уровень добычи газа до 700-750 млрд. м в год. Вместе с тем, в целях заблаговременной подготовки разведанных запасов для поддержания крупных объемов добычи газа после 2010-2015 г.г. необходимо принятие мер по расширению поисковых и разведочных работ уже в ближайшие годы.



Таблица 28

Распределение запасов и добычи газа по масштабности месторождений

Группы месторождений по их масштабам

Количество месторождении

Запасы на начало 2001 г.

Добыча 2000 г.

А+В+С,

С млрд.м

млрд.

%от общей в стране

млрд.м

Уникальные (<500 млрд.м)

33840

72.55

9770.0

511.50

88.60

в том числе на шельфе

2848

6.11

2188.0

Крупные (30-500 млрд.м)

11458

24.57

5416.5

58.50

10.14

Средние (10-30 млрд.м)

1.47

459.9

2.55

0,44

Мелкие (>10 млрд.м)

1.41

286.2

4.90

0.82

Таблица 29

Данные о месторождениях-супергигантах

Начальные запасы.

Выработанность начальных

Запасы, оставшиеся на начало 2002 г.

Добыча в 2001 г.

Регион,

А+В+С,

% от общей в стране

месторождение

млрд.м

запасов, %

млрд.м

%от запасов страны

Сг млрд.м

млрд.м

Западная Сибирь:

Уренгойское

10812.0

44.30

60228.0

12.75

1403.0

169.100

29.83

Ямбургское

6516.0

35.80

4184.5

8.86

476.0

166.800

29.40

Заполярное*)

3532.4

0.23

3524.2

7.46

31.4

7.120

1.26

Бованковское

4385.4

10.40

4374.9

9.26

548.9

0.014

Медвежье

2270.5

73.20

608.1

1.29

32.0

33.300

5.88

Урапо-Поволжье:

Оренбургское

1900.0

51.20

927.0

2.00

60.0

24.700

4.35

Астраханское

2711.5

2.90

2631.0

5.57

1062.0

11.380

2.00

Шельф Баренцева моря:

Штокмоновское

2536.4

2536.4

5.40

668.9

Всего

34664.2

28.40

24808.0

52.50

4282.2

412.500

72.80

*) Заполярное месторождение введено в разработку в конце 2001 г., проектная мощность -100 млрд.м в год.

Увеличение добычи газа в Западной Сибири, прежде всего, связано с вводом в эксплуатацию месторождений-супергигантов, а также ряда других крупных месторождений.

Заполярное нефтегазоконденсатное месторождение введено в эксплуатацию в 2001 году. На первом этапе объем добычи газа здесь составит 35 млрд.м, а до 2005 года достигнет проектного уровня - 100 млрд.м в год. Это по существу будет первое крупнейшее



Глава 2. Состопппе, проблемы п тспдсп»......сполыовання мппсралыю-сырьевоп б;пы России

месторождение, введенное в разработку после распада Советского Союза. Начало эксплуатации этого месторождения, однако, не изменит тенденции сокращения добычи газа в стране, начавшегося после 1991 года.

Начало добычи газа на месторождениях полуострова Ямал связано с завершением строительства газопровода Ямал - Европа. На полуострове на 25 месторождениях разведано более 10 трлн.м" газа. Из них на трех крупнейших, подготовленных к промышленному освоению, разведанные запасы (категорий A+B+Ci) составляют более 6.6 трлн.м, в том числе на нефтегазоконденсатном Бованенковском - 4385 млрд.м, газоконденсатных Харасовейском - 1260 млрд.м и Крузенштерновском - 964.6 млрд.м. Объем добычи газа на Ямале возможен на уровне не менее 130 млрд.м в год.

Западная Сибирь по добыче газа среди других газодобывающих провинций страны сохранит ведущее значение в период до 2020 г. и в дальнейшей перспективе.

Третьим объектом по масштабам разведанных запасов и намечаемой добыче газа является гигантскогое газоконденсат1юе Штокмановское месторождение на шельфе Баренцева моря. Разведанные запасы его по категориям A+B+Ci составляют 2536 млрд.м и Сг - около 670 млрд.м. Месторождение подготавливается к освоению на условиях соглашения о разделе продукции Газпромом совместно с зарубежными компаниями.

Выявленное и в значительной мере разведанное еще в 80-х годах единственное уникальное на Востоке страны (на юге Иркутской области) Кавыктинское газоконденсатное месторождение находится в стадии доразведки и подготовки к промышленному освоению. Его запасы по категориям A-i-B-i-Ci+Сг оцениваются более 2 трлн.м. К месторождению прилегают два перспективных участка с предварительно оцененными запасами около 400 млрд.м. На этих участках разведочные работы проводятся Тюменской нефтяной компанией. Подготовительные работы к промышленному освоению Кавыктинского месторождения на условиях раздела продукции осуществляется компанией «Бритиш Петролиум» (30% акций) совместно с российскими компаниями. Подписано предварительное соглашение с Китаем о строительстве газопровода и экспорте газа из этого месторождения. Сроки начала добычи пока не определены и наиболее вероятны в период 2005-2010 годы.

Наряду с указанными крупными проектами промышленного освоения уникальных и гигантских месторождений имеется реальная возможность дополнительного увеличения добычи газа за счет ввода меньших по запасам месторождений в Западной Сибири, на Европейском Севере, Северном Кавказе, Сахалине и в Якутии.

Вместе с тем освоение и ввод в эксплуатацию уже разведанных месторождений главным образом в районах Крайнего Севера, на арктическом шельфе, в Восточной Сибири и на больших глубинах в традиционных газодобывающих районах требуют несоизмеримо более крупных инвестиций, чем для месторождений, введенных в эксплуатацию в 70-е и 80-е годы. Эта крупнейшая проблема инвестиций обостряется также необходимостью обновления действующих основных фондов нефтегазовой отрасли, имеющих значительный физический износ, а таюке выполнения масштабных геологоразведочных работ с целью подготовки разведанных запасов для поддержания высоких уровней добычи нефти и газа за пределами 2020 года.

Нельзя не указать также на то, что предпринимаемые меры по строительству новых магистральных газопроводов Ямал - Европа, Западная Сибирь - Турция (по дну Каспийского моря), Кавыктинское месторождение - Китай и по наращиванию в текущем десятилетии экспорта газа осуществляются компаниями, исходя из интересов современного кризисного периода. Стратегические интересы государства, перспективы обеспечения возрастающей собственной потребности газа в долгосрочной перспективе XXI века учитываются мало.

[Старт] [1] [2] [3] [4] [5] [6] [7] [8] [9] [10] [11] [12] [13] [14] [15] [16] [17] [18] [19] [20] [21] [22] [23] [24] [25] [26] [ 27 ] [28] [29] [30] [31] [32] [33] [34] [35] [36] [37] [38] [39] [40] [41] [42] [43] [44] [45] [46] [47] [48] [49] [50] [51] [52] [53] [54] [55] [56] [57] [58] [59] [60] [61] [62] [63] [64] [65]