Генеральная схема развития газовой отрасли на период до 2030 года
http://www.energyland.info/files/library/112008/7579b56758481da282dd7e0a4de05fd1.pdf

Проект
Генеральная схема развития газовой отрасли России на период до 2030 года (далее – Генеральная схема) разработана в рамках Комплекса мероприятий по развитию системы трубопроводного транспорта углеводородного сырья в Российской Федерации, утвержденного Минпромэнерго 10.09.2004, подготовленного во исполнение поручения Президента Российской Федерации от 25.02.2004 № Пр-313.
Москва 2008
http://energyland.info/library-show-2928
http://energyfuture.ru/generalnaya-sxema-razvitiya-gazovoj-otrasli-na-period-do-2030-goda
http://narod.yandex.ru/100.xhtml?www.esco-ecosys.narod.ru/2009_11/art197.pdf

01


02


03


04 Рисунок 2.1.1 Прогноз структуры потребления газа, %


Уровень газификации жилого фонда Центрального федерального округа природным газом составляет 70,4%, в том числе в городах и поселках городского типа – 78,1%, в сельской местности – 47,7%.
Уровень газификации жилого фонда Северо-Западного федерального округа природным газом составляет 47,3%, в том числе в городах и поселках городского типа – 57,4%, в сельской местности – 11,2%.
Уровень газификации жилого фонда Южного федерального округа природным газом составляет 76,3%, в том числе в городах и поселках городского типа – 84,8%, в сельской местности – 61,4%.
Уровень газификации жилого фонда Приволжского федерального округа природным газом составляет 75,4%, в том числе в городах и поселках городского типа – 84,1%, в населенных пунктах сельской местности – 56,3%.
Уровень газификации жилого фонда Уральского федерального округа природным газом составляет 46,7%, в том числе в городах и поселках городского типа – 54,3%, в сельской местности – 17,2%.

05


По прогнозу Мирового Энергетического Агентства (МЭА), мировой спрос на природный газ до 2030 г. будет увеличиваться на 2,3% в год. К 2030 году потребление газа будет на 90% выше, чем в настоящее время, и газ станет вместо угля вторым по объему источником энергии в мире. В результате удельный вес природного газа в структуре мирового потребления первичной энергии повысится с 21% в 2005 г. до 25% к 2030 г.

06 Таблица. 2.2.1. Прогноз поставок российского сетевого газа в европейские страны


Доля сжиженного природного газа в общем объеме международной торговли природным газом составляет в настоящее время порядка 27%. При этом товарооборот СПГ увеличивается опережающими темпами (10-12% в год) по сравнению с поставками сетевого газа. К 2015 г. прогнозируется двукратное увеличение рынка СПГ. По данным одного из ведущих аналитических агентств «Вуд Макензи», потребность мировой экономики в новых объемах СПГ в 2015 году составит 64 млрд.куб.м.

Суммарный экспорт природного газа по трубопроводам в КНР и Республику Корея с 2020 г. и далее сможет составить 25-50 млрд. м3, а объёмы поставок российского сжиженного природного газа в страны АТР в 2020 г. составят 20 млрд. м3, к 2030 г. – 26,6 млрд. м3.

07


08


Границы прогнозного диапазона суммарной потребности в газе (рис. 2.3.1.) определяются минимальными и максимальными объемами поставок на внутренний и экспортный рынки.
Рисунок 2.3.1. Диапазон прогнозных объёмов суммарной потребности в газе
09

Поле «1» соответствует объемам газопотребления включающим реализацию всех перспективных экспортных проектов газа в зоне ЕСГ («Северный поток», «Южный поток») и на Востоке страны («Алтай» и «Восток-50»). Максимальный прогнозный уровень спроса на внутреннем рынке предусмат-
ривает сохранение существующего в настоящее время низкого уровня эффективности использования энергоресурсов в национальном хозяйстве при заниженных ценах на газ, не способствующих реализации потенциала газосбережения (особенно в электроэнергетике).

Поле «2» характеризуется темпами прироста объемов внутреннего потребления, определяющимися реализацией государственной политики, направленной на стимулирование энерго- и газосбережения, повышение энергобезопасности за счет сокращения доли газа в топливно-энергетическом балансе страны, в том числе за счет доведения внутренних цен на газ до уровней, обеспечивающих равную доходность с экспортными поставками. При этом предполагается организация дополнительных объемов экспорта газа с учетом прогнозируемого потенциала продаж в Южную Европу, США и страны АТР (по варианту «Восток-25»).

Поле «3» графика предполагает объемы поставок на внутренний рынок, соответствующие инновационному энергосберегающему сценарию развития экономики страны, а также ограниченный потенциал наращивания экспортных поставок.
Расчеты прогнозных объемов ввода производственных мощностей производились для области поля «2», охватывающей наиболее вероятные перспективы развития внутреннего и внешнего рынков газа.

В импорте газа из Центральной Азии важнейшую роль будет играть Туркменистан.
В последние годы в Восточной Туркмении открыты новые крупнейшие газовые месторождения – Южная Иолотань-Осман и Большой Яшлар с ожидаемыми запасами не менее 2,5 и 1,5 трлн. куб. м соответственно, а также крупное месторождение Караджаовлаки. Предварительная оценка позволяет
говорить о потенциально возможных объемах добычи газа в Туркменистане на уровне 100–120 млрд. куб. м в год.
С учетом оценок объемов внутреннего потребления (16–18 млрд. куб. м в год) максимальный экспортный потенциал Туркменистана оценивается в объёме 84 млрд. куб. м в 2015 г. и 102 млрд. куб. м в 2030 г. Важнейшим условием реализации данного потенциала является резкое наращивание объемов разведочного бурения. Для полноценной подготовки месторождений к разработке требуется ускорение геолого-разведочных работ с обеспечением годового прироста разведанных запасов примерно в 200 млрд. куб. м.

Оценка сырьевой базы газовой промышленности Узбекистана позволяет сделать заключение о небольшом потенциале роста объёмов добычи газа до 2010-2015 гг. и сохранении экспортных возможностей на уровне 10 млрд. куб. м в год.

Открытие и разведка крупнейших по запасам нефтегазовых месторождений в Казахстане – Тенгиз (на суше) и Кашаган (в акватории Северного Каспия) вкупе с запасами крупнейшего Карачаганакского газоконденсатного месторождения – создает надежную сырьевую базу для роста добычи, в том числе, добычи товарного газа с 16 млрд. куб. м в 2007 г. до 50 млрд. куб. м в 2030 г. Экспортный потенциал Казахстана оценивается в объёме 20 млрд. куб. м в 2015 г. и 26 млрд. куб. м в 2030 г.

При условии подтверждения запасов газа в регионе результатами международного аудита, а также динамичного освоения сырьевой базы центральноазиатских стран, возможные объёмы импорта Россией газа из этого региона оцениваются на уровне 96 и 102 млрд. куб. м в 2015 и 2030 г., соответственно.

Рисунок 2.4.1. Диапазон возможных и наиболее вероятных объёмов поступления центральноазиатского газа в ЕСГ России
10


С точки зрения существующей сырьевой базы и с учетом планируемых экспортных поставок из Туркмении в Китай (до 30 млрд. куб. м в год) и Иран (до 14 млрд. куб. м в год), наиболее вероятным и обоснованным представляется вариант поставок газа в Россию из стран Центральной Азии в объеме 70 млрд. куб. м в год на долгосрочную перспективу. Такой уровень является обоснованным также и с точки зрения ограничений производительности системы магистральных газопроводов Средняя Азия – Центр.

11


Начальные суммарные ресурсы газа (НСР) России оцениваются по состоянию на 01.01.2007 в 248,6 трлн. м3, в том числе суша – 174,8 трлн. м3, шельф – 73,8 трлн. м3. Наиболее значительные ресурсы газа сосредоточены в недрах Западной Сибири (суша и шельф Карского моря) – 132,2 трлн. м3, Восточной Сибири – 37,9 трлн. м3, Дальнего Востока – 14,5 трлн. м3, а также в Северо-Западном районе России (суша Тимано-Печорской провинции и шельф Баренцева моря) – 26,4 трлн. м3. Доля России в мировых НСР составляет 40,6%. Ресурсная база газовой промышленности России представлена на рисунке 3.1.1.

Рисунок 3.1.1 Ресурсная база газовой промышленности России
12


Из 47,8 трлн. м3 разведанных запасов 21,0 трлн. м3 приходятся на Надым-Пур-Тазовский регион (НПТР), 10,4 трлн. м3 – полуостров Ямал, 5,9 трлн. м3 – шельф (в том числе 2,9 трлн. м3* – Штокмановское месторождение Баренцева моря), 4,6 трлн. м3 – суша Европейской части РФ, 4,0
трлн. м3 – Восточная Сибирь и Дальний Восток, 1,9 трлн. м3 – другие регионы.

По состоянию на 01.01.2007 из общего объема 47,8 трлн. м3 разведанных запасов газа России ОАО «Газпром» контролировало 29,8 трлн. м3 (62,3%), крупные нефтяные и независимые компании 10,2 трлн. м3 (21,4%), в нераспределенном фонде находилось 7,8 трлн. м3 (16,3%).
Разведанные запасы газа характеризуются сложной внутренней структурой (рисунок 3.1.2). Из 47,8 трлн. м3 суммарных запасов 8,3 составляют запасы месторождений с падающей добычей, 7,7 – запасы месторождений со стабильной добычей, 2,5 трлн. м3 – запасы Астраханского месторождения (ограничение добычи по экологии), 1,2 трлн. м3 – запасы мелких месторождений и 28,1 трлн. м3 – запасы неразрабатываемых месторождений (обеспечение добычи на среднюю и дальнюю перспективу).

13


Для обеспечения развития газовой отрасли необходимый общий прирост разведанных запасов газа в период 2008-2030 гг. оценивается в 26,0 трлн. м3, в т.ч. по суше Западной Сибири – 7,0 трлн. м3, по Европейским районам – 1,7 трлн. м3, по регионам Восточной Сибири, Дальнего Востока и Охотскому морю – 3,3 трлн. м3, по арктическому шельфу – 14,0 трлн. м3 При этом ожидаемый объем разведочного бурения в целом по России составит 13140 тыс. м.

14


15


Рисунок 3.1.3 Затраты на ГРР по России за период 2008-2030 гг.
16


В настоящее время и на рассматриваемый период основным регионом добычи газа в России остается Надым-Пур-Тазовский регион (НПТР) Западной Сибири, где сосредоточены основные разрабатываемые и вводимые в ближайшей перспективе месторождения.

Добыча газа по региону в 2006 году составила порядка 86 % от суммарной добычи по России, в 2007 году – 85 %. В перспективе прогнозируется снижение добычи газа по объективным причинам, связанным с высоким уровнем выработанности уникальных месторождений региона (Медвежье, Уренгойское, Ямбургское), снижением пластового давления на них, подъемом уровня газоводяного контакта (ГВК), длительным сроком работы оборудования. По состоянию на 01.01.2008 выработанность Медвежьего (сеноман) месторождения составляла 82,2 %, Уренгойского (сеноман) – 64,7 %, Ямбургского (сеноман) – 52,1 %.

Для поддержания проектных уровней отборов и обеспечения стабильной добычи газа на действующих месторождениях необходимо обеспечить проведение реконструкции и технического перевооружения объектов добычи газа (прогнозные объёмы работ по реконструкции объектов добычи газа по России представлены в разделе 3.4. «Ввод мощностей в добыче газа и конденсата»).
Одновременно, необходимо обеспечить решение проблем извлечения остаточных запасов газа («низконапорный» газ) на завершающей стадии разработки действующих месторождений с достижением высоких коэффициентов газоотдачи. Следует отметить, что существующие технологии не обеспечивают экономически эффективную возможность компримирования газа низкого давления для его дальнейшей транспортировки потребителям. Соответственно, требуется создание новых технологий добычи и использования «низконапорного» газа.
Дальнейшее развитие добычи газа в НПТР связано с разработкой глубокозалегающих нефте- и конденсатосодержащих залежей, характеризующихся сложными горно-геологическими условиями и многокомпонентными составами пластовой смеси. В связи с этим прогнозируется увеличение объемов добычи «жирного» газа и жидких углеводородов, что при отсутствии в регионе свободных мощностей по транспортировке и переработке жидких углеводородов может стать ограничивающим фактором для развития добычи газа на месторождениях.
Доля объемов добычи газа в НПТР прогнозируется в размере 54-57 % в 2020 году и 31-33 % в 2030 году от общей добычи по России.

17


Полуостров Ямал
Добыча газа на полуострове Ямал начинается с ввода в разработку в 2011 году сеноман-аптских залежей Бованенковского газоконденсатного месторождения.
Обская и Тазовская губы
Первоочередными объектами разработки в регионе являются открытые месторождения: Северо-Каменномысское, Каменномысское-море, Северо-Парусовое, Парусовое, Семаковское, Адерпаютинское, Антипаютинское. Добычу газа планируется начать с ввода в разработку Северо-Каменномысского месторождения в период 2015-2017 гг.
Шельф Баренцева моря
На шельфе Российской Федерации предусматривается освоение в первую очередь Штокмановского месторождения, ввод которого намечается в 2013 году.
Восточная Сибирь и Дальний Восток
В качестве базовых рассматриваются следующие газоконденсатные и
нефтегазоконденсатные месторождения:
- месторождения углеводородов морского шельфа острова Сахалин (проекты «Сахалин -1, «Сахалин -2» и перспективные блоки «Сахалин-3–6»);
- Чаяндинское НГКМ (Республика Саха (Якутия));
- Ковыктинское ГКМ (Иркутская область);
- Собинско-Пайгинское и Юрубчено-Тохомское НГКМ (Красноярский край).
На основе расположения базовых месторождений в восточных регионах России предусматривается создание следующих территориальных промышленных центров газодобычи:
1. Сахалинский центр газодобычи - на базе месторождений шельфовой зоны острова Сахалин (проекты «Сахалин-1» и «Сахалин-2») с дальнейшим развитием центра за счёт реализации проектов «Сахалин-3–6».
2. Якутский центр газодобычи - на базе Чаяндинского месторождения с дальнейшим развитием за счет освоения Среднеботуобинского, ТасЮряхского, Верхневилючанского и других месторождений.
3. Иркутский центр газодобычи - на основе Ковыктинского месторождения, а также Южно-Ковыктинской лицензионной площади и месторождений севера Иркутской области.
4. Красноярский центр газодобычи - на базе Собинско-Пайгинского и Юрубчено-Тохомского месторождений, в дальнейшем для поддержания уровней добычи газа в разработку могут быть вовлечены Оморинское, Куюмбинское, Агалеевское и другие месторождения.

Основная часть месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока являются газоконденсатными или нефтегазоконденсатными с высоким газовым фактором. Газ данного региона отличается наличием в его составе большого количества ценных компонентов, таких как этан, пропан, бутан, тяжёлые угле-
водороды, гелий. Содержание этих компонентов колеблется от 8 до 32 %. В Восточной Сибири и на Дальнем Востоке сосредоточена большая часть разведанных запасов гелия России.

18



19


20


Прогноз развития добычи конденсата
В 2007 году добыча конденсата в России составила 15,1 млн. т, в том числе в Надым-Пур-Тазовском регионе – 9,9 млн. т (65,5 %), в европейской части – 4,9 млн. т (32,5 %), в Томской области – 0,3 млн. т (2 %), в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке – 0,1 млн. т (0,7 %).
В перспективе объемы добычи конденсата увеличатся до 26-32 млн. т в 2020 году и до 31-37 млн. т в 2025 году.
Увеличение объемов добычи конденсата связано с вводом в разработку глубокозалегающих конденсатосодержащих залежей новых месторождений. Таковыми, в частности, являются практически все новые месторождения Надым-Пур-Тазовского региона, где объемы добычи конденсата увеличатся с 10,0 млн. т в 2008 году до 15-18 млн. т в 2020 году и до 18-23 млн. т в 2025 году.
После 2025 года прогнозируется снижение добычи конденсата по России до 30-35 млн. т в 2030 году, в основном, в Надым-Пур-Тазовском регионе по причине наступления периода падающей добычи на газоконденсатных месторождениях.
Значительные объемы добычи конденсата прогнозируются в новых газодобывающих регионах. Предполагается, что на полуострове Ямал объемы добычи конденсата к 2030 году составят 5,3-5,5 млн. т, на шельфе Баренцева моря – 0,7-0,8 млн. т, в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке – 4,8-5,4 млн.т.

21


22


23


Определения, обозначения и сокращения
Ачимовская залежь - залежь углеводородного сырья, приуроченная к проницаемым горизонтам в глинистых и глинисто-кремнистых породах верхней юры, нижнего мела, являющихся региональной покрышкой юрского нефтегазового комплекса. Ачимовская толща рассматривается как самостоятельный ачимовский нефтегазовый комплекс.

Валанжинская залежь - залежь углеводородного сырья, приуроченная к неоком-аптскому (нижне меловому) нефтегазовому комплексу, залегающему на глубинах от 1,2 до 3,7 км и являющемуся ведущим по запасам и ресурсам нефти и вторым по запасам и ресурсам свободного газа и конденсата в Западной Сибири.

«Восток-25», «Восток-50» - рекомендуемые в соответствии с Программой создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения с учетом возможного экспорта газа на рынки Китая и других стран АТР сценарии развития газовой отрасли на востоке России, предусматривающие экспорт в страны АТР 25 и 50 млрд. куб. м природного газа соответственно.

Сеноманская залежь - залежь углеводородного сырья, приуроченная к альб–сеноманскому нефтегазовому комплексу, залегающему на глубинах от 500 до 2000 метров и являющемуся ведущим по разведанным запасам и начальным суммарным ресурсам свободного газа в Западной Сибири.