Газпром: Мегапроект «Ямал» (Газпром: по состоянию на 2008 г.?)
Запасы и ресурсы ЯмалаНа полуострове Ямал и в прилегающих акваториях открыто 11 газовых и 15 нефтегазоконденсатных месторождений, разведанные и предварительно оцененные (АВС1+С2) запасы газа которых составляют порядка 16 трлн куб. м, перспективные и прогнозные (С3-Д3) ресурсы газа — около 22 трлн куб. м. Запасы конденсата (АВС1) оцениваются в 230,7 млн тонн, нефти — в 291,8 млн тонн.
Лицензии на разработку Бованенковского, Харасавэйского, Новопортовского, Крузенштернского, Северо-Тамбейского, Западно-Тамбейского, Тасийского и Малыгинского месторождений принадлежат Группе «Газпром».
Наиболее значительным по запасам газа (АВС1+С2) месторождением Ямала является Бованенковское — 4,9 трлн куб. м. Начальные запасы Харасавэйского, Крузенштернского и Южно-Тамбейского месторождений составляют около 3,3 трлн куб. м газа.
Программа комплексного освоения ЯмалаПроект «Программы комплексного освоения месторождений полуострова Ямал и прилегающих акваторий» был разработан ОАО «Газпром» совместно с Администрацией Ямало-Ненецкого автономного округа (ЯНАО) по поручению Президента и Правительства РФ в 2002 году.
( Read more... )Комплексное освоение месторождений суши Ямала планируется осуществить путем создания трех промышленных зон — Бованенковской, Тамбейской и Южной, с каждой из которых связана своя группа месторождений:
— Бованенковская промышленная зона включает три базовых месторождения: Бованенковское, Харасавэйское, Крузенштернское (лицензии принадлежат Группе «Газпром»). Суммарная ежегодная добыча газа предполагается на уровне до 220 млрд куб. м, конденсата — до 4 млн тонн.
— Тамбейская промышленная зона включает шесть месторождений: Северо-Тамбейское, Западно-Тамбейское, Тасийское, Малыгинское (лицензии принадлежат Группе «Газпром»), Южно-Тамбейское и Сядорское. Суммарная ежегодная добыча газа предполагается на уровне до 65 млрд куб. м, конденсата — до 2,8 млн тонн.
— Южная промышленная зона включает девять месторождений: Новопортовское (лицензия принадлежит Группе «Газпром»), Нурминское, Малоямальское, Ростовцевское, Арктическое, Среднеямальское, Хамбатейское, Нейтинское, Каменномысское (суша). Суммарная ежегодная добыча газа предполагается на уровне до 30 млрд куб. м, нефти — до 7 млн тонн.
Изучается возможность строительства на Ямале завода по сжижению газа.
Таким образом максимальная ежегодная добыча газа на Ямале сопоставима по объему с текущими поставками газа ОАО «Газпром» на российский рынок и в два раза превышает поставки газа в дальнее зарубежье.
Новая газотранспортная системаДля обеспечения транспортировки ямальского газа в период до 2030 года планируется создание уникальной, не имеющей аналогов в России газотранспортной системы нового поколения. Ямальский газ будет транспортироваться по направлению Ямал — Ухта (5–6 ниток) протяженностью около 1100 километров, и далее по направлению Ухта — Грязовец, Грязовец — Торжок, Грязовец — Ярославль, Ухта — Починки. Общая протяженность транспортировки ямальского газа по новым газопроводам составит более 2500 километров.
Новая газотранспортная система, которая в будущем станет ключевым звеном ЕСГ России, будет обеспечивать транспортировку газа с месторождений полуострова Ямал в объеме более 300 млрд куб. м в год и включать в себя 27 современных компрессорных станций суммарной мощностью 8600–11600 МВт. При этом общая протяженность линейной части магистральных газопроводов составит порядка 12–15 тыс. километров. Создание газотранспортной системы с полуострова Ямал будет способствовать полномасштабной реконструкции действующей Единой системы газоснабжения России.
Реализация первоочередных проектовПервоочередным объектом освоения на Ямале являются сеноман-аптские залежи Бованенковского месторождения. Проектный объем добычи газа на месторождении определен в 115 млрд куб. м в год. В долгосрочной перспективе проектный объем добычи газа должен увеличиться до 140 млрд куб. м в год. Для вывода добытого газа в ЕСГ необходимо построить систему магистральных газопроводов «Бованенково — Ухта».
В октябре 2006 года Правлением ОАО «Газпром» было принято решение приступить к инвестиционной стадии освоения Бованенковского месторождения и строительства системы магистрального транспорта. Ввод в эксплуатацию первых пусковых комплексов по обустройству Бованенковского месторождения производительностью не менее 15 млрд куб. м газа в год и системы магистральных газопроводов «Бованенково — Ухта» должен состояться в III квартале 2012 года.
В 2007–2008 годах проводились работы по строительству первоочередных объектов Бованенковского месторождения: объектов пожарной, санитарно-эпидемиологической и экологической безопасности, жизнеобеспечения, производственной и транспортной инфраструктуры, промышленных баз.
В 2008 году планируется ввести в эксплуатацию 29 объектов первоочередного строительства (базы дорожно-эксплуатационного управления, капитального ремонта скважин, службы эксплуатации, электростанция собственных нужд, линии электропередач и т. д.). Начаты работы по строительству базы бурения и базы геофизиков, а также объектов инженерного обеспечения эксплуатационного бурения и объектов подготовки газа.
Кроме того, в 2008 году на Бованенковское месторождение доставлены первые три буровые установки из девяти, проводится подготовка к началу бурения в текущем году эксплуатационных скважин. Первая буровая установка, которая начнет бурение скважин на месторождении, произведена на одном из ведущих российских машиностроительных предприятий — «УРАЛМАШ — Буровое оборудование» и получила имя «Екатерина». Это буровая установка пятого поколения, которая воплотила в себе лучшие и самые прогрессивные отечественные конструкторские идеи.
В 2008 году «Газпром» приступил к строительству системы магистральных газопроводов «Бованенково — Ухта». При строительстве газопровода используются высокопрочные трубы диаметром 1420 мм из стали марки К65 (Х80) с внутренним гладкостным покрытием, рассчитанные на рабочее давление 11,8 МПа (120 атмосфер). Производство этих труб было освоено на Ижорском трубном и Выксунском металлургическом заводах по заказу «Газпрома».
( Read more... )Применение новых технических решений и использование передового опытаПри обустройстве месторождений полуострова Ямал и создании новой газотранспортной системы предусмотрено использование передового отечественного опыта и ряда новейших технологий и технологических решений, наиболее значимыми из которых являются:
— использование единой производственной инфраструктуры для добычи газа из сеноманских и аптских залежей;
— применение теплоизолированных труб при строительстве и эксплуатации скважин с целью предотвращения растепления многолетнемерзлых пород;
— сокращение фонда наблюдательных скважин за счет совмещения функций контроля за разработкой разных залежей в одной скважине;
— впервые при строительстве магистральных газопроводов будут использованы высокопрочные трубы диаметром 1420 мм из стали марки К65 (Х80) с внутренним гладкостным покрытием рассчитанные на рабочее давление 11,8 МПа (120 атмосфер), а также новые технологии и материалы при сварке;
— применение на компрессорных станциях энергосберегающего оборудования нового поколения с КПД 36–40%.
Транспортная инфраструктура( Read more... )Триллионы на край землиВедомостям«удалось ознакомиться с проектом программы освоения Ямала: 5 августа его предварительно одобрила правительственная комиссия по ТЭКу, ожидается, что до конца сентября будет и отдельный план для проекта по производству там сжиженного газа (СПГ)
За 25 лет инвестиции в Ямал (в переводе с ненецкого — «край земли») составят 6,8-8 трлн руб. Эти деньги должны превратить полуостров в новый центр добычи газа, обеспечив около трети российского производства. Оценка капитальных вложений в крупнейший проект «Ямал СПГ» (на базе Южно-Тамбейского месторождения) — 858,2 млрд руб., гласит документ.
Масштабная разведка на Ямале началась в 1963 г. До конца 1980-х гг. почти каждый год на полуострове открывались новые месторождения газа, включая гигантские Бованенковское и Харасавэйское (сейчас у «Газпрома»), а также Южно-Тамбейское («Новатэк»). В середине 1980-х гг. Совет министров СССР принял план освоения полуострова, очень похожий на нынешний. Бованенковское планировалось ввести в эксплуатацию в 1991 г., добыв первые 20 млрд куб. м газа. К 2000 г. добыча должна была достичь 200 млрд куб. м. Но в 1989 г. финансирование проектов на Ямале было прекращено. «Газпром» вернулся к ним лишь в 2002 г., теперь пилотное месторождение — Бованенковское должно заработать в конце 2012 г.
Пилотный, сложный, дорогойСПГ-завода на Ямале в советском плане, конечно, не было. Он появился в 2005 г., когда Южно-Тамбейским владел Николай Богачев. В 2006 г. он продал контроль в проекте структурам Алишера Усманова, через два года актив перешел под контроль нефтетрейдера Геннадия Тимченко, а в прошлом году — «Новатэку», где у Тимченко есть доля.
«Новатэк» деталей проекта не раскрывает, только сроки, в которые намерен запустить СПГ-завод, — 2015-2016 гг. А также его будущие мощности — 15-16 млн т в год, или примерно 24 млрд куб. м.
Такую годовую добычу проект «гарантированно» обеспечит в течение 21 года, а «Ямал СПГ» может заработать в 2016-2018 гг., говорится в проекте правительственной программы. Южно-Тамбейское хорошо изучено при СССР, но СПГ-завод будет строиться и работать в суровом климате: на полуострове нет инфраструктуры и почти нет почвенного слоя, глубина вечной мерзлоты достигает 300-400 м (это просто замерзшая грязь, любит повторять главный производственник «Газпрома», зампред правления Александр Ананенков). Для захода СПГ-танкеров нужна глубина около 15 м, а на некоторых участках северо-востока Ямала (где будет завод) глубина не превышает 6 м, нужно углублять дно или выносить причал (а может, и сам завод) на специальные баржи или искусственный остров, не забывая про волны и дрейфующие льды; необходимы специальные газовозы и ледоколы для доставки СПГ покупателям, опыта таких поставок пока нет. Наконец, придется переселить оленеводов и компенсировать ущерб для тундры и акватории, перечисляется в документе.
Суровые условия подняли оценку капитальных затрат на «Ямал СПГ». Сумма в 858,2 млрд руб. рассчитана по данным «Новатэка» и приведена к ценам на 1 января 2010 г. — без экологических и социальных компенсаций, но с учетом 264 млрд руб. на танкерный флот, отмечается в документе. Если брать прогноз эксплуатационных затрат (с учетом нынешних налогов и докризисной ценой СПГ в 10 252 руб./т), проект не окупается (во всяком случае, по чистому дисконтированному доходу), говорится в документе.
Это значит, что инвесторы могут отказаться от проекта, бюджет не получит доходов (к 2035 г. по всей программе для Ямала даже при «экономических стимулах» они могут достичь 10,9 трлн руб. за счет налогов и пошлин). Поэтому нужна господдержка, заключается в программе.
Нужны партнеры и господдержка
Нужны партнеры и господдержкаКакая поддержка предлагается, из документа не ясно. В нем лишь общие фразы: выделение госзаймов на сооружение объектов добычи, транспорта и переработки, субсидирование процентных ставок по кредитам, «организация создания» портовой инфраструктуры, ледокольного и танкерного флота.
Примерно этого ждет от государства предправления «Новатэка» Леонид Михельсон: не только налоговых льгот, но и расходов на инфраструктуру и танкерный флот, перечислял он две недели назад. Ведь без расходов на флот «Ямал СПГ», судя по проекту программы, подешевеет сразу до 594 млрд руб.
У министерств пока нет общей позиции по господдержке для операторов на Ямале, говорит представитель Минфина, но она «ожидается» к концу осени. До конца года Минфин должен оценить последствия обнуления с 2011 г. НДПИ на нефть и газ на Ямале, добавляет он.
«Новатэк» надеется и на стратегических партнеров: он намерен продать им до 49% в проекте в расчете на помощь в финансировании, технологиях и маркетинге газа. Интерес к «Ямал СПГ» проявили Total, Repsol, Shell, Quatar Gas и др. Но «Новатэк» приостановил с ними переговоры — пока не будет ясности с господдержкой и будущей экономикой проекта, говорил Михельсон.
Цифры из правительственной программы пресс-служба «Новатэка» обсуждать отказалась. Предварительное инвестиционное решение будет в I квартале 2011 г., но и оно даст стоимость проекта лишь «с точностью плюс-минус 30%», сказал представитель компании. Проектное финансирование может составить 40-60% инвестиций, добавляет он (остальное должны будут найти акционеры «Ямал СПГ»).
Однако в правительственной программе нет однозначного ответа на вопрос, будет ли спрос на ямальский СПГ. Недавно крупнейший производитель СПГ в мире — Катар объявил, что приостанавливает проектирование новых мощностей до 2016 г.: на рынке избыток предложения. Но «Новатэк» в себе уверен: раз приостановлена часть СПГ-проектов, значительного роста предложения в ближайшее время ждать не стоит, при этом потребление будет расти, а ямальское топливо будет конкурентоспособно по цене, уверен представитель компании.
http://www.vedomosti.ru/newspaper/article/245140/trilliony_na_kraj_zemli