|
Расширенный поиск
Постановление Совета Администрации Красноярского края от 10.04.2006 № 80-пСОВЕТ АДМИНИСТРАЦИИ КРАСНОЯРСКОГО КРАЯ ПОСТАНОВЛЕНИЕ 10.04.06 г.Красноярск N 80-п О стратегии создания нефтегазового комплекса для ускорения социально-экономического развития Красноярского края, Таймырского (Долгано-Ненецкого) и Эвенкийского автономных округов В целях объединения усилий федеральных и региональных органов государственной власти и бизнеса по формированию нефтегазодобывающей отрасли на основе эффективного использования углеводородного потенциала и повышения социально-экономического роста на территориях Красноярского края, Таймырского (Долгано-Ненецкого) и Эвенкийского автономных округов, руководствуясь статьей 68 Устава Красноярского края, ПОСТАНОВЛЯЮ: 1. Одобрить стратегию создания нефтегазового комплекса для ускорения социально-экономического развития Красноярского края, Таймырского (Долгано-Ненецкого) и Эвенкийского автономных округов (прилагается). 2. Постановление вступает в силу со дня подписания. Первый заместитель Губернатора края Л.В.Кузнецов Приложение к постановлению Совета администрации края от 10.04.06 N 80-п Совет администрации Красноярского края Администрация Таймырского (Долгано-Ненецкого) автономного округа Администрация Эвенкийского автономного округа Департамент природных ресурсов и лесного комплекса администрации Красноярского края СТРАТЕГИЯ создания нефтегазового комплекса для ускорения социально-экономического развития Красноярского края, Таймырского (Долгано-Ненецкого) и Эвенкийского автономных округов Красноярск 2006 ВВЕДЕНИЕ Настоящая стратегия создания нефтегазового комплекса для ускорения социально-экономического развития Красноярского края, Таймырского (Долгано-Ненецкого) и Эвенкийского автономных округов (далее - стратегия) разработана в соответствии с Распоряжением Правительства Российской Федерации от 31.12.04 N 1737-р "О проектировании и строительстве трубопроводной системы "Восточная Сибирь - Тихий океан" и распоряжением Губернатора Красноярского края от 27.01.05 N 120-р "О создании рабочей группы по разработке стратегии формирования нефтегазового комплекса". Основная цель - объединить и синхронизировать усилия федеральных и региональных структур власти и бизнеса с целью обеспечения баланса интересов Российской Федерации, каждого из трех субъектов Российской Федерации, недропользователей и инвесторов для достижения оптимальных с точки зрения государства, общества и бизнеса результатов на территории Красноярского края. Из этого складываются основные критерии стратегии: 1) приоритет общегосударственных и социально-экономических интересов; 2) обеспечение региональных интересов, включая рост индикаторов качества жизни населения за счет создания и развития нового для края комплекса отраслей промышленности; сохранение традиционного хозяйственного уклада малочисленных коренных народностей Севера и обеспечение доступности к современным технологиям образования, медицинской помощи, связи, транспорта; эффективное использование нефтегазового потенциала, включая обоснование возможных и необходимых мощностей для геологоразведочных работ, добычи и переработки нефти и газа; минимизация экологических последствий освоения нефтегазовых ресурсов и обеспечение при реализации конкретных проектов приоритетов экологической безопасности, сохранения качества окружающей среды; 3) учет и обоснование баланса интересов Российской Федерации, объединенного Красноярского края, недропользователей. В результате предложен комплекс мероприятий, обеспечивающих достижение стратегической цели и оценен интегральный социально-экономический эффект от прироста налогооблагаемой базы и размещения трудовых ресурсов. 1. ОСНОВОПОЛАГАЮЩИЕ ЦЕЛИ И ПРИОРИТЕТЫ СТРАТЕГИИ РАЗВИТИЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА 1.1. Цели и главные задачи Стратегическими целями развития нефтегазового комплекса (далее - НГК) Красноярского края, Таймырского (Долгано-Ненецкого) и Эвенкийского автономных округов является создание на территории региона новой нефтегазодобывающей отрасли на основе эффективного использования мощного природного потенциала углеводородного сырья. Создание НГК будет стимулировать экономический рост в сопряженных отраслях (строительство, транспорт и связь, услуги). Мультипликативный эффект экономического роста территорий, охватываемых проектом, по различным оценкам может составлять от 30 до 70% доходов основных отраслей бюджета. Для достижения основных целей проекта необходимо решение следующих первоочередных задач: создание и развитие как минимум двух центров добычи и переработки нефти и газа с необходимой инфраструктурой их транспорта к потребителю; активное участие в реализации государственной стратегии в связи со строительством единой трубопроводной системы "Восточная Сибирь - Тихий океан" и освоением месторождений нефти и газа Восточной Сибири; обеспечение местных потребностей региона в нефти, газе, нефтепродуктах, а также выход на внешние рынки энергоресурсов; реализация до 2020 года программы геологоразведочных работ как за счет средств недропользователей так и федерального бюджета для обеспечения значительного прироста промышленных запасов нефти и газа; достижение экономических результатов, обеспечивающих существенное повышение качества жизни населения. 1.2. Основные социально-экономические приоритеты Укрупненные технико-экономические расчеты показывают возможности значительного экономического роста. При достижении к 2010 году объемов годовой добычи нефти 10 млн. тонн, а природного газа - около 4 млрд. куб. метров произойдет увеличение ежегодных налоговых поступлений в консолидированный бюджет региона до 7-8 млрд. рублей. Уже на первом этапе развития НГК может быть обеспечено удовлетворение в полном объеме потребностей территории в энергоресурсах. Создание в отдаленных районах собственных модульных нефтеперерабатывающих заводов (МНПЗ) позволит решить проблему обеспечения этих территорий нефтепродуктами и значительно снизить затраты на северный завоз и жилищно-коммунальное хозяйство (ЖКХ). Для обеспечения подачи в трубопровод "Восточная Сибирь - Тихий океан" ежегодно 35-40 млн. тонн нефти и 30-35 млрд. куб. метров газа необходимо проведение геологоразведочных работ (ГРР) с целью существенного наращивания минерально-сырьевой базы углеводородов (УВ). Развитие НГК позволит создать новые рабочие места, активизировать рост производства в машиностроении и металлургии, изготовлении строительных материалов, осуществить ряд действенных социальных программ для коренных и малочисленных народностей, малообеспеченных слоев населения автономных округов. Реализация программы лицензирования обеспечит заметный приток инвестиций на этапах приобретения прав пользования недрами на участках нераспределенного фонда, а также разведки и освоения запасов и ресурсов УВ. 1.3. Социально-экономическое состояние Красноярского края, Таймырского (Долгано-Ненецкого) и Эвенкийского автономных округов Экономическая система края в масштабе Российской Федерации воспринимается как крупная региональная экономическая ячейка (табл. 1.1). Удельный вес населения Красноярского края по отношению к населению Российской Федерации в целом в 2003 году составил 2,13%. Удельный вес экономики региона в национальном внутреннем валовом продукте (ВВП) в 2003 году составил 2,1%. Доля края в национальном экспорте составляет на 2004 год 2,5%, в национальном импорте - 0,6%. В таблице 1.1 приведены показатели, характеризующие уровень жизни в регионах. Таблица 1.1 Некоторые социальные характеристики (2004 год) -------------------------------------------------------------------------------- ¦ Показатель ¦ Красноярский ¦ Эвенкийский ¦ Таймырский (Долгано- ¦ ¦ ¦ край ¦ АО ¦ Ненецкий) АО ¦ -------------------------------------------------------------------------------- ¦ Среднедушевые денежные ¦ 76,7 ¦ 78,1 ¦ 114,5 ¦ ¦ доходы населения, рублей ¦ ¦ ¦ ¦ -------------------------------------------------------------------------------- ¦ Безработица, % ¦ 2,34 ¦ 3,08 ¦ 4,21 ¦ -------------------------------------------------------------------------------- ¦ Товарооборот на душу, ¦ 36,06 ¦ 26,5 ¦ 38,9 ¦ ¦ тыс. рублей ¦ ¦ ¦ ¦ -------------------------------------------------------------------------------- ¦ Больницы, коек на 10000 ¦ 116,0 ¦ 258,3 ¦ 203,1 ¦ ¦ жителей ¦ ¦ ¦ ¦ -------------------------------------------------------------------------------- ¦ Число врачей на 10000 ¦ 43,7 ¦ 38,6 ¦ 45,4 ¦ ¦ жителей ¦ ¦ ¦ ¦ -------------------------------------------------------------------------------- ¦ Обеспеченность жильем, ¦ 20,3 ¦ 25,8 ¦ 15,9 ¦ ¦ кв. м на 1 жителя ¦ ¦ ¦ ¦ -------------------------------------------------------------------------------- ¦ Выбросы загрязнителей на ¦ 871 ¦ 238 ¦ 242 ¦ ¦ 1 жителя, т ¦ ¦ ¦ ¦ -------------------------------------------------------------------------------- ¦ Число преступлений на ¦ 1892 ¦ 2283 ¦ 1413 ¦ ¦ 100000 жителей ¦ ¦ ¦ ¦ -------------------------------------------------------------------------------- Главная задача на предстоящее десятилетие - существенное повышение качества жизни по основным показателям. Некоторые региональные ориентиры и показатели роста качества жизни могут быть основной стратегией развития НГК. В частности, к 2010-2015 годам на территории развития нефтегазового комплекса планируется: 1) по доходам, обеспеченности жильем, связью, медицинским обслуживанием населения достичь уровня Ханты-Мансийского округа; 2) качество жизни коренных малочисленных народов Севера приблизить к качеству жизни аборигенов Аляски, используя при этом в качестве базы передовые модели; 3) резко улучшить экологическую ситуацию в Красноярском промышленном районе. При этом необходимо частично перевести центральные районы края, включая Красноярск, на газ, на что потребуется до 5,0 млрд. куб. метров газа в год. 2. СОСТОЯНИЕ И ОСНОВНЫЕ ФАКТОРЫ РАЗВИТИЯ НГК 2.1. Состояние минерально-сырьевой базы УВ и попутных компонентов На территории Красноярского края, Таймырского (Долгано-Ненецкого) и Эвенкийского автономных округов по состоянию на 01.01.2005 года суммарные геологические запасы промышленных категорий С1+С2 составляют: нефть - 2377,0 млн. тонн, газ - 1725,0 млрд. куб. метров. Главной особенностью структуры запасов является резкое преобладание запасов газа и сложных по геологическому строению нефтегазовых залежей. Соотношение запасов газа к запасам нефти составляет примерно 2:1, то есть 65% запасов газа и лишь 35% запасов нефти и конденсата. Полученные данные по структуре запасов, подготовленных в пределах месторождений показывают, что большая часть запасов газа локализована, главным образом, на месторождениях Юрубчено-Тохомской зоны (ЮТЗ) (Юрубчено-Тохомское и Куюмбинское). Вторым крупным районом сосредоточения наиболее подготовленных запасов газа и нефти наряду с месторождениями Танамского района являются месторождения Большехетской группы (Сузунское, Лодочное, Тагульское, Ванкорское). В разрезе административных образований основная доля подготовленных запасов нефти и газа приходится на южные районы Эвенкийского АО, что является весьма благоприятным фактором формирования объектов будущего обустройства месторождений и формирования сети нефтепроводов и газопроводов, концентрации производственных и трудовых ресурсов. В распределенном фонде находится 95,0% извлекаемых запасов нефти, 86,3% газа и 95,7% извлекаемых запасов конденсата промышленных категорий С1 и С2. В освоении и подготовке запасов нефти и газа распределенного фонда недр в регионе участвует 10 различных по финансовым и техническим возможностям компаний недропользователей. При этом 72% запасов нефти и 79% запасов газа находится на балансе двух компаний: ОАО "Востсибнефтегаз" и ООО "Славнефть-Красноярскнефтегаз". Эти запасы практически полностью сосредоточены в Юрубчено-Тохомской зоне. Важным моментом при выборе объектов первоочередного освоения и планировании уровней добычи наряду с достоверной частью запасов имеет местоположение новых площадей с перспективными ресурсами категории С3. С ресурсами С3 и Д1л в резерве находится 22 перспективных объекта, их ресурсы наряду с запасами категории С2 являются первоочередными объектами наращивания запасов. Положительным фактором нахождения этих объектов является их сосредоточение в пределах потенциальных районов нефтедобычи. В настоящее время в регионе созданы основы сырьевой базы четырех крупных районов формирования нефтяной и газовой промышленности: Танамского газодобывающего, Собинско-Тэтэринского перспективного нефтегазодобывающего, Большехетского и Юрубчено-Тохомского, в перспективе нефте- и газодобывающих, и пятого - Нижнеангарского, весьма вероятно, газодобывающего. Здесь сделаны только первые открытия, однако несомненно, что в этом районе могут быть достаточно быстро подготовлены значительные запасы газа. На основании официальных данных компаний приведены возможные объемы добычи нефти и газа в потенциальных добывающих районах. Сценарии развития добычи включают базовые месторождения с утвержденными запасами категорий С1+С2, а также перспективными ресурсами С3, если таковые учтены в Государственном балансе. Приводимые ниже сценарии показывают, что при надлежащей реализации программы формирования НГК имеются весьма благоприятные предпосылки для надежного и эффективного обеспечения нефтью и газом не только внутренних потребителей края и соседних республик Тыва и Хакасия, но и других районов Восточной Сибири и увеличения экспортного энергетического потенциала России. В то же время реальное развитие процессов будет определяться успешностью реализации проекта по созданию трубопроводной системы "Восточная Сибирь - Находка", ценами на нефть, газ и продукты их переработки. Учитывая состояние подготовленности запасов к разработке или опытно-промышленной эксплуатации, первыми крупными центрами нефтяной промышленности должны стать Юрубчено-Тохомский и Большехетский районы. Освоение Юрубчено-Тохомского месторождения предлагается в несколько этапов. Ввод новых скважин в эксплуатацию целесообразно начать с 2008 года, что связано с окончанием строительства первого участка нефтепровода до ст. Кучеткан (Богучанский район Красноярского края). В начальный период эксплуатации залежи с 2008 по 2011 годы уровень добычи нефти будет составлять 2,3-2,4 млн. тонн в год, что определяется пропускной способностью железнодорожной ветки от с. Кучеткан. Второй этап эксплуатации юрубченской залежи начинается с 2012 года и связан с окончанием строительства второго участка ветки нефтепровода и его соединением с транссибирским магистральным нефтепроводом. На диаграмме (рис. 2.1) представлена возможная динамика добычи нефти в ЮТЗ. На базовых месторождениях Куюмбинском и Юрубчено-Тохомском будет отобрано 90,6 и 69,0% запасов промышленных категорий. Такие темпы отбора требуют наращивания запасов категории С1 и С2 из перспективных локализованных ресурсов категории С3. Максимальный отбор нефти 26-27 млн. тонн ожидается в 2020 году. Предполагая, что добыча нефти на основе запасов категории С1 может начаться через 3 года, и подтвердятся полученные модельным путем прогнозы относительно динамики извлечения нефти, можно ожидать, что максимальная добыча на базе уже подготовленных по категории С1+С2 запасов может составить к 2010 году около 3,0 млн. тонн нефти в год. Рис. 2.1. Программа добычи нефти в Юрубчено-Тохомском нефтегазодобывающем районе из запасов категорий С1+С2 (базовые месторождения) К 2015 году на базе запасов категорий С1 и С2 добыча может достичь 19,6 млн. тонн в год за счет перевода ресурсов категории С3 на новых перспективных площадях Терско-Камовского участка. В соответствии со спецификой состава флюидов Куюмбинского и Юрубчено-Тохомского месторождений добыча нефти без газа невозможна в силу высокой насыщенности нефти растворенным в ней газом. Ожидаемые уровни добычи попутного газа и ресурсы конденсата приведены в таблице 2.1. Для организации добычи газа на соседнем Оморинском газоконденсатном (ГК) месторождении и утилизации попутного газа и планируемых ограниченных объемов добычи свободного газа ЮТМ требуется строительство газопровода с пропускной способностью не менее 6-8 млрд. куб. метров в год. При этом основной объем свободного газа будет добываться на Оморинском ГК месторождении. Для стабильного обеспечения южных районов Красноярского края газом в ближайшей перспективе необходимы альтернативные источники. В качестве таковых в настоящей программе предлагаются Собинско-Тэтэринский и Нижнеангарский перспективные районы. Собинско-Тэтэринский перспективный нефтегазодобывающий район расположен на востоке Эвенкийского АО. В районе базовыми месторождениями для организации добычи нефти газа могут быть Собинское и Пайгинское месторождения. Добыча может быть организована в относительно небольших объемах (табл. 2.1). Годовая добыча нефти в районе к 2015 году может достигнуть 530 тыс. тонн в год и определяться, в первую очередь, платежеспособными потребностями района в нефти и нефтепродуктах, суммарная добыча нефти к 2025 году на базе запасов категорий С1+С2 ожидается в количестве 5,9 млн. тонн. Это составит 49,2% от числящихся на Государственном балансе запасов нефти категории С1+С2. Для начала промышленной добычи газа необходимо строительство газопровода. Ориентировочный срок завершения его строительства - 2015 год. Возможные объемы добычи газа и конденсата приведены в табл. 2.1. Таблица 2.1 Программа добычи нефти и газа по нефтегаздобывающим районам юга Эвенкии и восточным районам Красноярского края ------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ ¦ Показатель ¦ Единицы ¦ 2005 ¦ 2010 год ¦ 2015 год ¦ 2020 год ¦ 2025 год ¦ ¦ ¦ ¦ измерения ¦ год ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦ 5 ¦ 6 ¦ 7 ¦ 8 ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Базовые месторождения ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Юрубчено-Тохомский НГР ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Куюмбинское ¦ нефть ¦ тыс. тонн ¦ 19 ¦ 1979,9 ¦ 12700 ¦ 12015 ¦ 8590 ¦ ¦ --------------------------------------------------------------------------------- ¦ ¦ газ ¦ млн. куб. ¦ 3,1 ¦ 322,3 ¦ 2067,6 ¦ 1956,0 ¦ 1398,5 ¦ ¦ ¦ ¦ метров в год ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Терско- ¦ нефть ¦ тыс. тонн ¦ 0 ¦ 85 ¦ 300 ¦ 280 ¦ 180 ¦ ¦ Камовский --------------------------------------------------------------------------------- ¦ (северный) ¦ газ ¦ млн.куб. ¦ 0 ¦ 15,2 ¦ 53,5 ¦ 50,0 ¦ 32,1 ¦ ¦ ¦ ¦ метров в год ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Всего ¦ нефть 1 ¦ тыс. тонн ¦ 19 ¦ 2065,2 ¦ 13000,0 ¦ 12295,0 ¦ 8770,0 ¦ ¦ "Славнефть- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ Красноярскнефтегаз" ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Юрубчено- ¦ нефть ¦ тыс. тонн ¦ 45 ¦ 2370 ¦ 13446 ¦ 14832 ¦ 14904 ¦ ¦ Тохомское ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ ¦ газ ¦ млн. куб. ¦ 7 ¦ 923 ¦ 9348 ¦ 11949 ¦ 12946 ¦ ¦ ¦ ¦ метров в год ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ --------------------------------------------------------------------------------- ¦ ¦ конденсат ¦ тыс. тонн ¦ 0,00 ¦ 0,00 ¦ 672,00 ¦ 672,00 ¦ 672,00 ¦ ¦ --------------------------------------------------------------------------------- ¦ ¦ газ ¦ млн. куб. ¦ 0 ¦ 0 ¦ 1651,3 ¦ 4265,4 ¦ 5928,7 ¦ ¦ ¦ ¦ метров в год ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Итого ¦ нефть ¦ тыс. тонн ¦ 0 ¦ 0 ¦ 30 ¦ 185 ¦ 390 ¦ ¦ "Красноярскгазпром" --------------------------------------------------------------------------------- ¦ ¦ конденсат ¦ тыс. тонн ¦ 0 ¦ 0 ¦ 82,5 ¦ 213,7 ¦ 297,2 ¦ ¦ --------------------------------------------------------------------------------- ¦ ¦ газ ¦ млн. куб. ¦ 0 ¦ 0 ¦ 1651,3 ¦ 4265,37 ¦ 5928,72 ¦ ¦ ¦ ¦ метров в год ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Всего по ¦ нефть ¦ тыс. тонн ¦ 64,0 ¦ 4489,8 ¦ 26512,8 ¦ 27339,6 ¦ 24084,6 ¦ ¦ Юрубчено- --------------------------------------------------------------------------------- ¦ Тохомскому ¦ газ ¦ млн.куб. ¦ 7,0 ¦ 2445,0 ¦ 16443,2 ¦ 21314,4 ¦ 21874,7 ¦ ¦ НГР ¦ ¦ метров в год ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ --------------------------------------------------------------------------------- ¦ ¦ конденсат ¦ тыс. тонн ¦ 0 ¦ 0 ¦ 754,5 ¦ 885,7 ¦ 969,2 ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Собинско-Тэтэринский НГР ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Собинское ¦ нефть ¦ тыс. тонн ¦ 0 ¦ 40 ¦ 500 ¦ 450 ¦ 200 ¦ ¦ НГКМ --------------------------------------------------------------------------------- ¦ ¦ конденсат ¦ тыс. тонн ¦ 0 ¦ 0 ¦ 0 ¦ 1489 ¦ 1002,2 ¦ ¦ --------------------------------------------------------------------------------- ¦ ¦ газ ¦ млн. куб. ¦ 0 ¦ 4,5 ¦ 235 ¦ 5910 ¦ 5645 ¦ ¦ ¦ ¦ метров в год ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Итого ¦ нефть ¦ тыс. тонн ¦ 0 ¦ 40 ¦ 500 ¦ 450 ¦ 200 ¦ ¦ "Красноярскгазпром" --------------------------------------------------------------------------------- ¦ ¦ конденсат ¦ тыс. тонн ¦ 0 ¦ 9 ¦ 442,5 ¦ 2722,7 ¦ 2979,4 ¦ ¦ --------------------------------------------------------------------------------- ¦ ¦ газ ¦ млн. куб. ¦ 0 ¦ 4,5 ¦ 235 ¦ 5910 ¦ 5645 ¦ ¦ ¦ ¦ метров в год ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Пайгинское ¦ нефть ¦ тыс. тонн ¦ 9,6 ¦ 52 ¦ 29,3 ¦ 21,7 ¦ 16,6 ¦ ¦ НГКМ --------------------------------------------------------------------------------- ¦ ¦ конденсат ¦ тыс. тонн ¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ 0,1 ¦ ¦ --------------------------------------------------------------------------------- ¦ ¦ газ ¦ млн. куб. ¦ 0,0 ¦ 7,8 ¦ 4,4 ¦ 3,3 ¦ 4,4 ¦ ¦ ¦ ¦ метров в год ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ ИТОГО по ЭТЭК ¦ нефть ¦ тыс. тонн ¦ 9,6 ¦ 52,0 ¦ 29,3 ¦ 21,7 ¦ 16,7 ¦ ¦ --------------------------------------------------------------------------------- ¦ ¦ газ ¦ млн. куб. ¦ 0,0 ¦ 7,8 ¦ 4,4 ¦ 3,3 ¦ 4,4 ¦ ¦ ¦ ¦ метров в год ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Всего по ¦ нефть ¦ тыс. тонн ¦ 9,6 ¦ 92,0 ¦ 529,3 ¦ 471,7 ¦ 216,7 ¦ ¦ Собинско- --------------------------------------------------------------------------------- ¦ Тэтэринскому НГР ¦ конденсат ¦ тыс. тонн ¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ 1489,0 ¦ 1002,3 ¦ ¦ --------------------------------------------------------------------------------- ¦ ¦ газ ¦ млн. куб. ¦ 0,0 ¦ 12,3 ¦ 239,4 ¦ 5913,3 ¦ 5649,4 ¦ ¦ ¦ ¦ метров в год ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Нижнеангарский НГР ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Берямбинское ¦ конденсат ¦ тыс. тонн ¦ 0 ¦ 2,25 ¦ 90 ¦ 255 ¦ 420 ¦ ¦ ГКМ --------------------------------------------------------------------------------- ¦ ¦ газ ¦ млн. куб. ¦ 0 ¦ 36 ¦ 1455 ¦ 4160 ¦ 6910 ¦ ¦ ¦ ¦ метров в год ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Итого ¦ конденсат ¦ тыс. тонн ¦ 0 ¦ 2,25 ¦ 90 ¦ 255 ¦ 420 ¦ ¦ "Красноярскгазпром" --------------------------------------------------------------------------------- ¦ ¦ газ ¦ млн. куб. ¦ 0 ¦ 1558 ¦ 6899 ¦ 9260 ¦ 9910 ¦ ¦ ¦ ¦ метров в год ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Агалеевское ¦ газ ¦ млн. куб. ¦ 0,0 ¦ 1522,0 ¦ 5444,0 ¦ 5100,0 ¦ 3000,0 ¦ ¦ ¦ ¦ метров в год ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ ИТОГО по ОАО ¦ газ ¦ млн. куб. ¦ 0,0 ¦ 1522,0 ¦ 5444,0 ¦ 5100,0 ¦ 3000,0 ¦ ¦ "Востсибнефтегаз" ¦ ¦ метров в год ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Итого по ¦ конденсат ¦ тыс. тонн ¦ 0 ¦ 2,25 ¦ 90 ¦ 255 ¦ 420 ¦ ¦ Нижнеангарскому --------------------------------------------------------------------------------- ¦ НГР ¦ газ ¦ млн. куб. ¦ 0 ¦ 1558 ¦ 6899 ¦ 9260 ¦ 9910 ¦ ¦ ¦ ¦ метров в год ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Итого по ¦ нефть ¦ тыс. тонн ¦ 73,6 ¦ 4581,8 ¦ 27042,1 ¦ 27811,3 ¦ 24301,3 ¦ ¦ базовым --------------------------------------------------------------------------------- ¦ месторождениям ¦ - конденсат ¦ тыс. тонн ¦ 0 ¦ 2,25 ¦ 844,45 ¦ 2629,7 ¦ 2391,5 ¦ ¦ --------------------------------------------------------------------------------- ¦ ¦ - газ ¦ млн. куб. ¦ 7 ¦ 4015,3 ¦ 23581,6 ¦ 36487,7 ¦ 37434,1 ¦ ¦ ¦ ¦ метров в год ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Перспективные участки и новые месторождения ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Собинско-Тэтэринский НГР ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Аявинский ¦ нефть ¦ тыс. тонн ¦ 0,0 ¦ 31,0 ¦ 203,0 ¦ 206,0 ¦ 174,0 ¦ ¦ --------------------------------------------------------------------------------- ¦ ¦ газ ¦ млн. куб. ¦ 0,0 ¦ 3449,0 ¦ 16065,0 ¦ 16181,0 ¦ 16218,0 ¦ ¦ ¦ ¦ метров в год ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ --------------------------------------------------------------------------------- ¦ ¦ конденсат ¦ тыс. тонн ¦ 0,0 ¦ 222,0 ¦ 446,0 ¦ 346,0 ¦ 403,0 ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Оскобинский ¦ нефть ¦ тыс. тонн ¦ 0,0 ¦ 181,0 ¦ 1178,0 ¦ 1180,0 ¦ 1176,0 ¦ ¦ --------------------------------------------------------------------------------- ¦ ¦ газ ¦ млн. куб. ¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ 3443,0 ¦ 4239,0 ¦ ¦ ¦ ¦ метров в год ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ --------------------------------------------------------------------------------- ¦ ¦ конденсат ¦ тыс. тонн ¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ 323,0 ¦ 280,0 ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Джелиндуконский ¦ нефть ¦ тыс. тонн ¦ 0,0 ¦ 65,0 ¦ 418,0 ¦ 414,0 ¦ 276,0 ¦ ¦ --------------------------------------------------------------------------------- ¦ ¦ газ ¦ млн. куб. ¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ 115,0 ¦ 567,0 ¦ ¦ ¦ ¦ метров в год ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ --------------------------------------------------------------------------------- ¦ ¦ конденсат ¦ тыс. тонн ¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ 1,0 ¦ 92,0 ¦ 84,0 ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Чамбинский ¦ нефть ¦ тыс. тонн ¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ 176,0 ¦ 388,0 ¦ 351,0 ¦ ¦ --------------------------------------------------------------------------------- ¦ ¦ газ ¦ млн. куб. ¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ 1522,0 ¦ 5444,0 ¦ ¦ ¦ ¦ метров в год ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ --------------------------------------------------------------------------------- ¦ ¦ конденсат ¦ тыс. тонн ¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ 95,0 ¦ 341,0 ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Чулаканский ¦ нефть ¦ тыс. тонн ¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ 360,0 ¦ 360,0 ¦ 160,0 ¦ ¦ --------------------------------------------------------------------------------- ¦ ¦ газ ¦ млн. куб. ¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ 200,0 ¦ ¦ ¦ ¦ метров в год ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Всего ¦ нефть ¦ тыс. тонн ¦ 0,0 ¦ 277,0 ¦ 2335,0 ¦ 2548,0 ¦ 2137,0 ¦ ¦ Собинско- --------------------------------------------------------------------------------- ¦ Тэтэринский ¦ газ ¦ млн. куб. ¦ 0,0 ¦ 3449,0 ¦ 16065,0 ¦ 21261,0 ¦ 26668,0 ¦ ¦ НГР ¦ ¦ метров в год ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Юрубчено-Тохомский НГР ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Туколано- ¦ нефть ¦ тыс. тонн ¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ 300,0 ¦ 800,0 ¦ 550,0 ¦ ¦ Светланинский --------------------------------------------------------------------------------- ¦ ¦ газ ¦ млн. куб. ¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ ¦ ¦ ¦ метров в год ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Шушукский ¦ нефть ¦ тыс. тонн ¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ 1540,0 ¦ 1700,0 ¦ 1050,0 ¦ ¦ --------------------------------------------------------------------------------- ¦ ¦ газ ¦ млн. куб. ¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ 700,0 ¦ 2104,0 ¦ ¦ ¦ ¦ метров в год ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Всего ¦ нефть ¦ тыс. тонн ¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ 1840,0 ¦ 2500,0 ¦ 1600,0 ¦ ¦ Юрубчено- --------------------------------------------------------------------------------- ¦ Тохомский НГР ¦ газ ¦ млн. куб. ¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ 700,0 ¦ 2104,0 ¦ ¦ ¦ ¦ метров в год ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------- 1 Весь газ используется на собственные нужды,поэтому в балансе не учавствует Нижнеангарский перспективный газодобывающий район преимущественно на ресурсах С3 к 2008 году может иметь 400-500 млрд. куб. метров газа по категории С1+С2, что позволит начать добычу газа в районе в 2010 году. К 2015 году добыча может быть доведена до 6,9 млрд. куб. метров. За счет продолжения геологоразведочных работ и дополнительной подготовки запасов газа этот уровень добычи газа в районе может быть удержан и далее. В целях осторожности прогноза этот вариант детально не рассматривается, хотя компания-недропользователь рассматривает более оптимистичный вариант, который и приведен в таблице 2.1. Составы нижнеангарского и собинского газа могут быть близки, что позволяет перерабатывать их в одном месте и строить при необходимости единое хранилище гелия. Естественно, необходимо проектировать для поставки нижнеангарского и собинско-тэтэринского газа единую систему трубопроводного транспорта. Планируемые уровни добычи газа на Агалеевском газовом месторождении и Берямбинском перспективном участке приведены в таблице 2.1. Большехетский перспективный нефтегазодобывающий район находится на территории собственно Красноярского края и на юго-западе Таймырского (Долгано-Ненецкого) АО. В его пределах открыто четыре месторождения (Ванкорское, Лодочное, Тагульское, Сузунское). Газовые, газонефтяные и нефтяные залежи на этих месторождениях приурочены к меловым отложениям. При разработке Стратегии было принято, что первым в разработку будет введено самое крупное Ванкорское месторождение, а затем последовательно, с интервалом в три года, Лодочное, Тагульское и Сузунское (табл. 2.2, рис. 2.2). Таблица 2.2 Программа добычи нефти и газа в Большехетском НГР (по материалам действующих ТЭП и компаний-недропользователей) ------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Показатель ¦ Единицы ¦ Годы ¦ ¦ ¦ измерения -------------------------------------------------------- ¦ ¦ ¦ 2005 год ¦ 2010 год ¦ 2015 год ¦ 2020 год ¦ 2025 год ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦ 5 ¦ 6 ¦ 7 ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Большехетский НГР ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Базовые месторождения ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Ванкорское ГН ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Добыча нефти ¦ тыс. тонн ¦ 0 ¦ 10000,0 ¦ 14 000,0 ¦ 9 200,0 ¦ 6 400,0 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Добыча попутного ¦ млн. куб. ¦ 0 ¦ 3371,0 ¦ 3257,0 ¦ 2171,0 ¦ 1257,0 ¦ ¦ газа ¦ метров ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Лодочное ГКН ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Добыча нефти ¦ тыс. тонн ¦ 0 ¦ 569,7 ¦ 4627,4 ¦ 2992,6 ¦ 909,5 ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Тагульское ГН ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Добыча нефти ¦ тыс. тонн ¦ 0 ¦ 126,3 ¦ 5898,9 ¦ 3814,9 ¦ 1159,5 ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Сузунское ГН ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Реализация газа ¦ млн. куб. ¦ 1,391 ¦ 6,289 ¦ 7,886 ¦ 8,983 ¦ 10,081 ¦ ¦ ¦ метров ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Добыча нефти ¦ тыс. тонн ¦ 0 ¦ 0 ¦ 1041,3 ¦ 1195,0 ¦ 1340,2 ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ ИТОГО базовые месторождения Большехетского НГР ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Добыча нефти ¦ тыс. тонн ¦ 0 ¦ 10 696 ¦ 25 568 ¦ 17 203 ¦ 9 809 ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Добыча газа ¦ млн. куб. ¦ 0 ¦ 3371,0 ¦ 3257,0 ¦ 2171,0 ¦ 1257,0 ¦ ¦ ¦ метров ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Месторождения-спутники и перспективные площади ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Ново-Соленинская ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Добыча нефти ¦ тыс. тонн ¦ 13,6 ¦ 50 ¦ 50 ¦ 50 ¦ 50 ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Добыча попутного ¦ млн. куб. ¦ 1,4 ¦ 6,3 ¦ 7,9 ¦ 9 ¦ 10,1 ¦ ¦ газа ¦ метров ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Закачка газа ¦ млн. куб. ¦ 0,009 ¦ 0,011 ¦ 0,014 ¦ 0,017 ¦ 0,019 ¦ ¦ ¦ метров ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Горчинское ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Добыча нефти ¦ тыс. тонн ¦ 0 ¦ 574,6 ¦ 706,9 ¦ 859,1 ¦ 963,9 ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Cеверо-Ванкорская ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Добыча нефти ¦ тыс. тонн ¦ 0 ¦ 0 ¦ 2904,24 ¦ 3793,52 ¦ 1184,1 ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Добыча попутного ¦ млн. куб. ¦ 0 ¦ 0 ¦ 195 ¦ 347,8 ¦ 344,9 ¦ ¦ газа ¦ метров ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Реализация газа ¦ млн. куб. ¦ 0 ¦ 0 ¦ 195,0 ¦ 347,8 ¦ 344,9 ¦ ¦ ¦ метров ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Тайкинская ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Добыча нефти ¦ тыс. тонн ¦ 0 ¦ 168 ¦ 3713,12 ¦ 3163,57 ¦ 780,1 ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Добыча попутного ¦ млн. куб. ¦ 0 ¦ 8,2 ¦ 487,8 ¦ 494,6 ¦ 533,1 ¦ ¦ газа ¦ метров ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Реализация газа ¦ млн. куб. ¦ 0 ¦ 8,2 ¦ 487,8 ¦ 494,6 ¦ 533,1 ¦ ¦ ¦ метров ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ ИТОГО месторождения спутники и перспективные площади ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Добыча нефти ¦ тыс. тонн ¦ 13,6 ¦ 792,6 ¦ 7374,3 ¦ 7866,2 ¦ 2978,1 ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Добыча газа ¦ млн. куб. ¦ 1,4 ¦ 14,5 ¦ 690,7 ¦ 851,4 ¦ 888,1 ¦ ¦ ¦ метров ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Итого по Большехетской группе ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Добыча нефти ¦ тыс. тонн ¦ 13,6 ¦ 11488,6 ¦ 32941,9 ¦ 25068,7 ¦ 12787,3 ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Добыча газа ¦ млн. куб. ¦ 1,4 ¦ 3385,5 ¦ 3941,7 ¦ 3022,4 ¦ 2145,1 ¦ ¦ ¦ метров ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------- Максимальный уровень добычи нефти на Ванкорском месторождении прогнозируется на уровне 14 млн. тонн в год (рис. 2.2), начиная с 2013 года. Он должен удерживаться до 2018 года. После ввода Лодочного, Тагульского и Сузунского месторождений максимальный уровень добычи может составить 25 млн. тонн в год. Добыча нефти на месторождениях Большехетской зоны на базе разведанных запасов категории С1+С2, может достичь к 2015 году 17,0 млн. тонн нефти в год. Согласно выполненным расчетам этот уровень в 2020 году за счет ввода в разработку новых, не открытых в настоящее время месторождений, может быть увеличен до 30-32 млн. тонн нефти в год. Состояние прогнозных ресурсов позволяет осуществить такую добычу. Рис. 2.2. Программа добычи нефти на базовых месторождения в Большехетском НГР (по материалам действующих ТЭП и компаний недропользователей) В Красноярском крае добыча углеводородного газа осуществляется в настоящее время в одном районе - Танамском газоносном, где с начала разработки добыто около 92,0 млрд. куб. метров газа. Западная часть этого газоносного района находится в Ямало-Ненецком АО Тюменской области, восточная - в Таймырском (Долгано-Ненецком) автономном округе Красноярского края. Сырьевой базой этого района являются газовые и газоконденсатные месторождения, открытые в 1965-1992 годах. По состоянию на 01.01.05 г. остаточные запасы газа промышленных категорий обеспечивают Норильский промышленный узел на длительную перспективу. Поэтому в Большехетском нефтегазодобывающем районе планируется добывать только попутный газ, основные объемы которого ожидаются на Ванкорском месторождении. Наиболее серьезной является проблема поиска потенциальных потребителей газа Большехетского нефтегазодобывающего района. Потребности Норильского промышленного узла обеспечены на многие десятилетия разведанными запасами газа в Танамском районе. Наиболее реальным представляется соединение района газопроводным транспортом с магистральной системой газопроводов на севере Ямало-Ненецкого АО с последующей подачей газа на Нижневартовск и далее на юг Западной Сибири. Если произойдет задержка с поставками газа на юг из центральных районов Красноярского края, возможна поставка части этого газа в Красноярский край. Для однозначного решения этого вопроса необходима тщательная экономическая экспертиза различных альтернативных вариантов проекта. Для обеспечения приведенных в настоящих предложениях развития НГК уровней добычи углеводородов необходимо: 1) в Юрубчено-Тохомском НГР за расчетный период 20 лет прирастить не менее 570 млн. тонн нефти и 320 млрд. куб. метров газа, то есть ежегодно требуется приращивать около 28 млн. тонн нефти и 16 млрд. куб. метров газа. Такой объем прироста в данном районе потребует ежегодно бурить 47-48 тыс. метров или 18-20 скважин в год. Резерв локализованных ресурсов нефти категории С3 и Д1л здесь составляет 455,0 млн. тонн нефти и 574 млрд. куб. метров газа при минимальной потребности в локализованных ресурсах 900-910 млн. тонн нефти и 508-510 млрд. куб. метров газа. То есть требуется, как минимум, подготовить здесь еще локализованные ресурсы нефти в количестве 400-450 млн. тонн. Это означает, что в данном районе необходимо развивать программу лицензирования недр с целью их геологического изучения; 2) Собинско-Тэтэринский НГР практически обеспечен локализованными ресурсами, а прирост запасов нефти в 16 млн. тонн и газа 21,3 млрд. куб. метров может быть обеспечен в процессе доразведки базовых месторождений и проведения геологоразведочных работ на участках распределенного фонда недр (Чулаканском, Джелиндуконском, Оскобинском и др.). Проблема ввода в лицензирование новых участков здесь не столь актуальна, как в Нижнеангарском НГР; 3) в Нижнеангарском НГР для организации стабильной запланированной добычи газа необходимо локализовать ресурсы в объеме 950-960 млрд. куб. метров газа по категории С3 и Д1л. Для перевода такого объема ресурсов в запасы потребуется пробурить не менее 900 - 945 тыс. метров или 15-16 скважин в год. В резерве здесь числится 960 млрд. куб. метров газа и 23 млн. тонн нефти. Достоверность подготовки ресурсов газа в данном регионе не выше 60%, а нефти вообще проблематична, поэтому требуется их тщательная ревизия и ввод в лицензирование новых площадей, подготавливаемых с помощью высокоразрешающей сейсморазведки; 4) в Большехетском НГР уровни планируемой добычи нефти и дефицит в 55 млн. тонн могут быть обеспечены за счет проведения ГРР на новых перспективных площадях: Горчинской, Северо-Ванкорской, Тайкинской и других, извлекаемые ресурсы нефти на которых в сумме составляют 92,7 млн. тонн, газа - 247 млрд. куб. метров. Программы компаний на этапе геологического доизучения базовых месторождений и перспективных площадей в разрезе недропользователей по данным их проектной документации или их экспертным оценкам приведены в табл. 2.3-2.4. Таблица 2.3 Показатели Программы освоения запасов и ресурсов газа компаниями ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Наименование ¦ Единицы ¦ ОАО ¦ ООО ¦ ОАО ¦ ОАО НК ¦ ЗАО ¦ Всего ¦ ¦ показателей ¦ измерения ¦ "Красноярскгазпром" ¦ "Славнефть- ¦ "Востсибнефтегаз" ¦ "ЮКОС" ¦ "Ванкорнефть" ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ Красноярскнефтегаз" ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦ 5 ¦ 6 ¦ 7 ¦ 8 ¦ ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Прирост извлекаемых ¦ млрд. куб. ¦ 640 ¦ 0 ¦ 93,51 ¦ 1014,7 ¦ 48 ¦ 1 796 ¦ ¦ запасов газа С1 ¦ метров ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ в т.ч. ¦ ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ из запасов С2 ¦ млрд. куб. ¦ 130 ¦ 0 ¦ 73,48 ¦ 26,6 ¦ 20 ¦ 250 ¦ ¦ ¦ метров ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ из ресурсов С3 ¦ млрд. куб. ¦ 510 ¦ 0 ¦ 10,08 ¦ 156,2 ¦ 18 ¦ ¦ ¦ ¦ метров ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ из ресурсов Д1 ¦ млрд. куб. ¦ 0 ¦ 0 ¦ 9,95 ¦ 831,9 ¦ 0 ¦ 842 ¦ ¦ ¦ метров ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Затраты на подготовку ¦ млн. ¦ 225,4 ¦ 0 ¦ 42,55 ¦ 34,01 ¦ 34,3 ¦ 336 ¦ ¦ запасов газа: ¦ долларов ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ на стадии подготовки и ¦ млн. ¦ 30,4 ¦ 0 ¦ 12,5 ¦ 2,91 ¦ 2 ¦ 48 ¦ ¦ выявления структур ¦ долларов ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ на стадии опоискования ¦ млн. ¦ 80 ¦ 0 ¦ 10,05 ¦ 24,6 ¦ 0 ¦ 115 ¦ ¦ структур ¦ долларов ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ на стадии разведки ¦ млн. ¦ 115 ¦ 0 ¦ 20 ¦ 6,5 ¦ 32,3 ¦ 174 ¦ ¦ ¦ долларов ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Объемы ГРР по видам: ¦ ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ в натуральных ед. ¦ ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ сейсморазведка 2D ¦ километров ¦ 4200 ¦ 0 ¦ 520 ¦ 2300 ¦ 400 ¦ 7 420 ¦ ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ сейсморазведка 3D ¦ ¦ ¦ ¦ 0 ¦ 500 ¦ 0 ¦ 500 ¦ ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ поисково-разведочное ¦ тыс. метров ¦ 110 ¦ 0 ¦ 14 ¦ 31,45 ¦ 21,5 ¦ 177 ¦ ¦ бурение ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ в денежном выражении ¦ ¦ 225,4 ¦ 0 ¦ 42,55 ¦ 34,01 ¦ 34,3 ¦ 336 ¦ ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ сейсморазведочные ¦ млн. ¦ 29,4 ¦ 0 ¦ 5,85 ¦ 9,84 ¦ 2 ¦ 47 ¦ ¦ работы ¦ долларов ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ поисково-разведочное ¦ млн. ¦ 196 ¦ 0 ¦ 36,7 ¦ 24,17 ¦ 32,3 ¦ 289 ¦ ¦ бурение ¦ долларов ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- Таблица 2.4 Показатели Программы освоения запасов и ресурсов нефти компаниями ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Наименование ¦ Единицы ¦ ОАО ¦ ООО ¦ ОАО ¦ ОАО НК ¦ ЗАО ¦ Всего ¦ ¦ показателей ¦ измерения ¦ "Красноярскгазпром" ¦ "Славнефть- ¦ "Востсибнефтегаз" ¦ "ЮКОС" ¦ "Ванкорнефть" ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ Красноярскнефтегаз" ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦ 5 ¦ 6 ¦ 7 ¦ 8 ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Прирост извлекаемых ¦ тыс. тонн ¦ 40000 ¦ 251400 ¦ 16012 ¦ 60310 ¦ 80000 ¦ 447 722 ¦ ¦ запасов нефти С1 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ в т.ч. ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ из запасов С2 ¦ тыс. тонн ¦ 10000 ¦ 196100 ¦ 13050 ¦ 4978 ¦ 9000 ¦ 233 128 ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ из ресурсов С3 ¦ тыс. тонн ¦ 0 ¦ 55500 ¦ 2982 ¦ 38532 ¦ 72000 ¦ 169 014 ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ из ресурсов Д1 ¦ тыс. тонн ¦ 0 ¦ 0 ¦ 0 ¦ 16800 ¦ 0 ¦ 16 800 ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Затраты на подготовку ¦ млн. ¦ 90 ¦ 159 ¦ 113,5 ¦ 38,75 ¦ 34,3 ¦ 436 ¦ ¦ запасов нефти ¦ долларов ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ на стадии подготовки и ¦ млн. ¦ 10 ¦ 0 ¦ 22,8 ¦ 0 ¦ 2 ¦ 35 ¦ ¦ выявления структур ¦ долларов ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ на стадии опоискования ¦ млн. ¦ 20 ¦ 50 ¦ 23,8 ¦ 6,4 ¦ 0 ¦ 100 ¦ ¦ структур ¦ долларов ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ на стадии разведки ¦ млн. ¦ 60 ¦ 109 ¦ 66,9 ¦ 32,35 ¦ 32,3 ¦ 301 ¦ ¦ ¦ долларов ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Объемы ГРР по видам: ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ в натуральных единицах ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ сейсморазведочные ¦ километров ¦ 2600 ¦ 5874 ¦ 1260 ¦ 700 ¦ 400 ¦ 10 834 ¦ ¦ работы 2D ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ 3D ¦ кв. ¦ ¦ ¦ 1750 ¦ 100 ¦ 0 ¦ 1 850 ¦ ¦ ¦ километров ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ поисково-разведочное ¦ тыс. ¦ 50 ¦ 36 ¦ 79,7 ¦ 28,9 ¦ 21,5 ¦ 216 ¦ ¦ бурение ¦ метров ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ в денежном выражении ¦ ¦ 90 ¦ 159 ¦ 113,5 ¦ 38,75 ¦ 34,3 ¦ 436 ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ сейсморазведочные ¦ млн. ¦ 18 ¦ 31 ¦ 35,6 ¦ 5,5 ¦ 2 ¦ 92 ¦ ¦ работы ¦ долларов ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ поисково-разведочное ¦ млн. ¦ 72 ¦ 128 ¦ 77,9 ¦ 33,25 ¦ 32,3 ¦ 343 ¦ ¦ бурение ¦ долларов ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 2.2. Состояние недропользования и эффективность управления фондом недр Распределенный фонд недр включает 17 полностью или частично разведанных месторождений углеводородов, 30 нефтегазоперспективных площадей с локализованными ресурсами различной категории изученности. Из-за отсутствия транспортной инфраструктуры добыча газа и газового конденсата производится лишь на трех месторождениях Таймырского (Долгано-Ненецкого) автономного округа, а объемы годовой добычи (около 3,4 млрд. куб. метров газа) определяются лишь производственными потребностями Норильского промышленного узла. Добыча нефти в крайне небольших объемах (56 тыс. тонн) осуществляется в Эвенкийском автономном округе на трех месторождениях (Юрубчено-Тохомском, Куюмбинском, Пайгинском). Совершенно очевидно, что без принципиального решения вопросов создания инфраструктуры распределенный фонд недр будет по-прежнему оставаться в замороженном состоянии. Характерные особенности использования нераспределенного фонда недр в регионе следующие: в распределенный фонд вошли все месторождения нефти и газа, разведанные полностью и частично; баланс выданных лицензий весьма показателен: максимальное число, 27 лицензий - на геологическое изучение ресурсных участков, что составляет 57,4%, 17 - совмещенных лицензий (поиск, разведка и последующая добыча), что составляет 36,2%, и только 3 лицензии - на добычу газа и нефти, что составляет всего 6,4%; геологическое изучение по всем выданным лицензиям проводится недостаточно эффективно (ни один лицензированный объект не был разведан и оформлен для добычи); по совмещенным лицензиям также имеются характерные недостатки в организации процесса пользования недрами. По двум лицензиям работы первого этапа (разведка) не выполнены, что дает основания к досрочному прекращению права пользования недрами. По пяти лицензиям лицензионные соглашения выполняются не в полном объеме. Следовательно, по семи совмещенным лицензиям (41,2%) из-за недостаточных объемов работ задерживается срок подготовки месторождений к вводу в промышленную эксплуатацию. Ни одно из 17 месторождений распределенного фонда, на которые выданы лицензии, до сих пор не подготовлено к промышленной разработке; крайне незначительны объемы добычи нефти. Очевидна необходимость планирования в разрабатываемой стратегии развития НГК комплекса мероприятий по повышению эффективности использования недр по всему распределенному фонду. В настоящее время характерными особенностями нераспределенного фонда недр региона являются: значительное преобладание участков с ресурсами категории Д1, в меньшей степени локализованных ресурсов категории Д1л и небольшое количество объектов с ресурсами категории С3. Извлекаемые запасы категорий С1+С2 нераспределенного фонда недр невелики: нефти - 43,2 млн. т, газа - 237 млрд. куб. метров, конденсата - 3,6 млн. тонн. При этом 100% этих запасов нефти и 30% запасов газа сосредоточены на Лодочном месторождении, остальные распределены по восьми газовым месторождениям Таймырского (Долгано-Ненецкого) автономного округа и в настоящее время не представляют экономического интереса. Если рассматривать сводный баланс ресурсов нефти, газа и конденсата по каждому из трех регионов в отдельности, то совершенно очевидной становится крайне низкая изученность ресурсной базы углеводородов, характерная для всех территорий. Средняя разведанность ресурсов, исчисляемая как отношение запасов АВС1 + С2 к С3 + Д1, невысокая (табл. 2.5). Для обеспечения заданных уровней добычи углеводородов необходима подготовка локализованных ресурсов нефти в пределах Юрубчено-Тохомского НГР, а газа - в пределах Нижнеангарского НГР. При этом крайне важной задачей является повышение достоверности подготовки ресурсов газа. Решение ее потребует применения современных технологий сейсморазведки, в том числе технологии трехкомпонентной сейсморазведки (3С). Таблица 2.5 Степень разведанности недр территорий Красноярского края ---------------------------------------------------------------------- ¦ Административно- ¦ (АВС1 + С2)/(С3 + Д1), % ¦ ¦ территориальное ----------------------------------------------- ¦ образование ¦ нефть ¦ газ ¦ конденсат ¦ сумма УВ ¦ ---------------------------------------------------------------------- ¦ Таймырский (Долгано- ¦ 2,3 ¦ 3,4 ¦ 2,3 ¦ 3,0 ¦ ¦ Ненецкий) АО ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ---------------------------------------------------------------------- ¦ Эвенкийский АО ¦ 15,6 ¦ 8,4 ¦ 9,8 ¦ 10,2 ¦ ---------------------------------------------------------------------- ¦ Красноярский край ¦ 9,1 ¦ 4,7 ¦ 4,7 ¦ 5,5 ¦ ---------------------------------------------------------------------- Подобная ситуация диктует в качестве безотлагательных мер необходимость значительного (в разы) увеличения геологоразведочных работ с целью расширенного воспроизводства минерально-сырьевой базы, а поскольку ключевая роль в этом процессе будет принадлежать недропользователям, то принятие обоснованной программы лицензирования нераспределенного фонда недр является задачей государственной важности. Из 27 действующих лицензий по трем лицензиям (площади Зимняя, Тайкинская и Горчинская) постоянно действующей комиссией по природопользованию и охране окружающей среды Таймырского (Долгано-Ненецкого) автономного округа (протокол N 1 от 14 января 2005 года) принято решение о прекращении действия лицензий, недропользователь - ООО "Таймырская нефтяная компания". Не выполняются лицензионные соглашения по Чандашеминской, Южно-Вельминской, Бугариктинской и Мукуйско-Енгидинской площадям. Недропользователь - ООО "Межрегиональная топливная компания". Выполняются не в полном объеме лицензионные соглашения по пяти лицензиям на Шушукской, Сейсморазведочной, Колымовской, Исчухской, Белякской площадям. Недропользователь - ООО "Харьяга". Имеется частичное невыполнение лицензионных соглашений на Ильбокичской и Сользаводской площадях. Недропользователь - ОАО НК "ЮКОС". Значительное отставание в выполнении лицензионного соглашения имеет место на Имбинской площади, недропользователь - ООО "Богучанская газонефтяная компания". Таким образом, из 27 лицензий на геологическое изучение недр три аннулируются, по четырем - не полностью выполняются лицензионные соглашения, по восьми лицензиям - частично не выполняются лицензионные соглашения. Итого по пятнадцати лицензиям (около 55%) нужны серьезные усилия компаний и контролирующих органов для ликвидации отставания. Из 17 совмещенных лицензий по четырем имеется частичное недовыполнение лицензионных соглашений, которое в ближайший год будет устранено. Это Ванкорское месторождение (недропользователь - ЗАО "Ванкорнефть"), Тагульское (недропользователь - ООО "Тагульское"), Терско-Камовское южное (недропользователь - ОАО "Востсибнефтегаз") и Терско-Камовское северное (недропользователь - ООО "Славнефть-Красноярскнефтегаз"). Нет сомнений, что при переходе к промышленной эксплуатации нефтяных и газовых месторождений процесс недропользования усложнится многократно, что потребует существенного укрепления и усиления контролирующих и природоохранных служб. Следует признать, что в настоящее время эффективность управления фондом недр не полностью соответствует задачам создания нефтегазового комплекса. Определяющими факторами этого является ряд объективных причин. К их числу можно отнести: недостаточную геологическую изученность (3-15%) территории, вследствие чего имеет место отсутствие необходимых разведанных запасов нефти и газа при высоких прогнозных ресурсах и перспективах выявления новых месторождений; отсутствие экономических стимулов для инвестирования компаниями широкомасштабных геолого-поисковых и разведочных работ на лицензионных площадях; недостаточное освоение разведанных и переданных нефтегазовым компаниям для разработки месторождений углеводородного сырья; задержку формирования и реализации государственной политики в области развития в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке системы магистральных нефтепроводов и создания единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения; сложности правового регулирования предоставления земельных участков, в том числе участков земель лесного фонда и водного фонда, необходимых для размещения нефтяных и газовых промыслов, а также прокладки трубопроводов. Поскольку освоение новых регионов нефтегазодобычи является, прежде всего, общегосударственной проблемой, то государству необходимо создать эффективные экономические стимулы, делающие привлекательными инвестиции частного бизнеса в решение этой проблемы. Здесь необходимо задействовать целый комплекс механизмов экономического стимулирования инвестиций, в частности, государственные гарантии под крупные кредиты в освоение новых регионов, частичную компенсацию процентов за такие кредиты, освобождение от налогообложения средств нефтегазовых компаний, направленных на освоение новых регионов, создание в этих регионах льготного налогообложения. Следует всемерно поощрять вложение средств в интеллектуальный капитал, инновационную деятельность, во внедрение новых технологий производства и управления. Специального решения требует вопрос о дифференциации налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) в новых регионах, поскольку стартовые затраты на освоение месторождений крайне велики. В связи со значительным ростом объемов геологоразведочных работ уже в 2005 году необходимо обеспечить особый порядок отвода лесных земель под производство всех видов геологоразведочных работ. Все решения по поводу лесных земель должны приниматься на уровне субъектов Российской Федерации (Красноярский край, Таймырский (Долгано-Ненецкий) и Эвенкийский автономные округа), а в дальнейшем, после завершения процесса объединения, на уровне Красноярского края с участием соответствующих федеральных территориальных органов. Исключительно важным представляется разработка механизма координации всех основных направлений и видов работ по проекту создания и развития НГК, на уровне сначала администраций трех субъектов Российской Федерации, а с 2007 года - на уровне администрации Красноярского края. 2.3. Инвестиционный потенциал нефтегазовых ресурсов и потенциальная доходность их освоения Потребность в инвестициях на эксплуатационное бурение и обустройство нефтяных промыслов по Красноярскому краю в целом (табл. 2.6) до 2025 года составляет 20,3 млрд. долларов, в том числе по Эвенкийскому АО - 14,7 млрд. долларов, по Большехетской зоне - 5,7 млрд. долларов. При этом к 2010 году необходимо инвестировать 4,0 млрд. долларов, к 2015 году - 14,9 млрд. долларов, к 2020 - 20,3 млрд. долларов. Таблица 2.6 Основные прогнозные показатели затрат на освоение запасов и ресурсов нефти в Красноярском крае в целом ------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Вариант, ¦ Затраты на ¦ Капитальные затраты, млн. долларов ¦ Текущие издержки ¦ ¦ год ¦ подготовку ---------------------------------------- на добычу и ¦ ¦ ¦ запасов ¦ в добычу ¦ в транспорт ¦ всего ¦ транспорт, ¦ ¦ ¦ млн. долларов ¦ нефти ¦ до МНП ¦ капитальных ¦ млн. долларов ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ затрат ¦ ¦ -------------------------------------------------------------------------------------- ¦ 2010 год ¦ 4731,78 ¦ 1201,62 ¦ 2121,31 ¦ 3322,93 ¦ 561,44 ¦ -------------------------------------------------------------------------------------- ¦ 2015 год ¦ 6977,93 ¦ 11816,31 ¦ 2121,31 ¦ 13937,62 ¦ 4996,29 ¦ -------------------------------------------------------------------------------------- ¦ 2020 год ¦ 9772,14 ¦ 18102,41 ¦ 2152,81 ¦ 20255,22 ¦ 11404,58 ¦ -------------------------------------------------------------------------------------- ¦ 2025 год ¦ 11617,51 ¦ 18185,06 ¦ 2152,81 ¦ 20337,87 ¦ 16829,24 ¦ -------------------------------------------------------------------------------------- Удельные капиталовложения в бурение и обустройство на 1 тонну добытой нефти по Красноярскому краю в целом составляют около 24,1 долларов. По Эвенкийскому АО этот показатель составляет 31,8 долларов на тонну, а по Большехетской зоне более чем в 2 раза ниже - около 14,8 долларов на тонну. Инвестиции в систему нефтепроводов-подключений до магистрального нефтепровода "Тайшет - Находка" составят около 1,0 млрд. долларов. На строительство нефтепровода от месторождений Большехетской зоны до Кынского месторождения и Пурпе с учетом инфраструктуры потребуется около 1,1 млрд. долларов. Инвестиции в развитие газодобычи Красноярского края за расчетный период до 2030 года прогнозируются в объеме 2,33 млрд. долларов, в том числе до 2020 года осваивается 52% - 1,2 млрд. долларов (табл. 2.7). Таблица 2.7 Основные прогнозные показатели затрат на освоение запасов и ресурсов природного газа в Красноярском крае ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ ¦ Период ¦ Накопленные капитальные затраты, млн. долларов ¦ Текущие млн.долларов ¦ Удельные ¦ ¦ --------------------------------------------------------------------------------------------- затраты на ¦ ¦ ¦ в добычу ¦ в ¦ в ¦ в ¦ всего ¦ в добычу и ¦ в ¦ освоение, ¦ ¦ ¦ газа и ¦ транспорт ¦ переработку ¦ транспорт ¦ капитальных ¦ транспорт ¦ переработку ¦ долларов ¦ ¦ ¦ конденсата ¦ до ¦ газа и ¦ от ГПЗ ¦ затрат ¦ газа до ¦ и транспорт ¦ за 1 ¦ ¦ ¦ ¦ ГПЗ ¦ хранения ¦ до ЕСГ* ¦ ¦ ГПЗ ¦ до ЕСГ* ¦ тыс. куб. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ гелия* ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ метров ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ ¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦ 5 ¦ 6 ¦ 7 ¦ 8 ¦ 9 ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ ¦ Собинско-Тэтэринский НГДР ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ ¦ 2010 год ¦ 0,00 ¦ 0,00 ¦ - ¦ - ¦ 0,00 ¦ 0,00 ¦ - ¦ 0,00 ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ ¦ Юрубчено-Тохомский НГДР ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ ¦ 2015 год ¦ 0,00 ¦ 0,00 ¦ - ¦ - ¦ 0,00 ¦ 0,00 ¦ - ¦ 0,00 ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ ¦ 2020 год ¦ 248,70 ¦ 234,38 ¦ - ¦ - ¦ 483,07 ¦ 187,97 ¦ - ¦ 30,17 ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ ¦ 2025 год ¦ 567,04 ¦ 281,25 ¦ - ¦ - ¦ 848,29 ¦ 626,42 ¦ - ¦ 22,10 ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ ¦ 2030 год ¦ 948,30 ¦ 393,12 ¦ - ¦ - ¦ 1341,42 ¦ 1252,46 ¦ - ¦ 22,63 ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ ¦ 2010 год ¦ 0,00 ¦ 0,00 ¦ - ¦ - ¦ 0,00 ¦ 0,00 ¦ - ¦ 0,00 ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ ¦ 2015 год ¦ 0,00 ¦ 0,00 ¦ - ¦ - ¦ 0,00 ¦ 0,00 ¦ - ¦ 0,00 ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ ¦ 2020 год ¦ 0,00 ¦ 0,00 ¦ - ¦ - ¦ 0,00 ¦ 0,00 ¦ - ¦ 0,00 ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ ¦ 2025 год ¦ 178,63 ¦ 266,69 ¦ - ¦ - ¦ 445,32 ¦ 151,81 ¦ - ¦ 27,60 ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ ¦ 2030 год ¦ 278,41 ¦ 310,62 ¦ - ¦ - ¦ 589,03 ¦ 527,66 ¦ - ¦ 15,20 ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ ¦ Эвенкийский АО ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ ¦ 2010 год ¦ 0,00 ¦ 0,00 ¦ - ¦ - ¦ 0,00 ¦ 0,00 ¦ - ¦ 0,00 ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ ¦ 2015 год ¦ 0,00 ¦ 0,00 ¦ - ¦ - ¦ 0,00 ¦ 0,00 ¦ - ¦ 0,00 ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ ¦ 2020 год ¦ 248,70 ¦ 234,38 ¦ - ¦ - ¦ 483,07 ¦ 187,97 ¦ - ¦ 30,17 ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ ¦ 2025 год ¦ 745,67 ¦ 547,94 ¦ - ¦ - ¦ 1293,61 ¦ 778,22 ¦ - ¦ 23,45 ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ ¦ 2030 год ¦ 1226,71 ¦ 703,74 ¦ - ¦ - ¦ 1930,45 ¦ 1780,13 ¦ - ¦ 19,73 ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ ¦ Нижнеангарский НГДР ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ ¦ 2010 год ¦ 0,00 ¦ 0,00 ¦ - ¦ - ¦ 0,00 ¦ 0,00 ¦ - ¦ 0,00 ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ ¦ 2015 год ¦ 877,19 ¦ 466,84 ¦ - ¦ - ¦ 1344,03 ¦ 238,61 ¦ - ¦ 38,11 ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ ¦ 2020 год ¦ 954,19 ¦ 485,16 ¦ - ¦ - ¦ 1439,36 ¦ 785,19 ¦ - ¦ 17,78 ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ ¦ 2025 год ¦ 1016,70 ¦ 485,16 ¦ - ¦ - ¦ 1501,87 ¦ 1417,87 ¦ - ¦ 13,99 ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ ¦ 2030 год ¦ 1101,17 ¦ 485,16 ¦ - ¦ - ¦ 1586,33 ¦ 2158,55 ¦ - ¦ 12,81 ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ ¦ Всего Красноярский край (без Танамского ГДР) ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ ¦ 2010 год ¦ 0,00 ¦ 0,00 ¦ 0,00 ¦ 0,00 ¦ 0,00 ¦ 0,00 ¦ 0,00 ¦ 0,00 ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ ¦ 2015 год ¦ 877,19 ¦ 466,84 ¦ 876,71 ¦ 457,98 ¦ 2678,73 ¦ 238,61 ¦ 642,92 ¦ 85,74 ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ ¦ 2020 год ¦ 1202,89 ¦ 719,54 ¦ 1468,77 ¦ 556,12 ¦ 3947,33 ¦ 973,16 ¦ 2278,00 ¦ 48,86 ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ ¦ 2025 год ¦ 1762,38 ¦ 1033,11 ¦ 1906,84 ¦ 654,26 ¦ 5356,59 ¦ 2196,09 ¦ 4590,76 ¦ 40,88 ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ ¦ 2030 год ¦ 2327,88 ¦ 1188,91 ¦ 1906,84 ¦ 654,26 ¦ 6077,89 ¦ 3938,68 ¦ 7425,63 ¦ 36,31 ¦ ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ * - затраты на переработку газа и транспорт товарного газа до ЕСГ не распределяются по газодобывающим регионам районам и относятся на Красноярский край в целом Потребность в инвестициях на эксплуатационное бурение и обустройство газоконденсатных месторождений Эвенкийского АО составляет 1,23 млрд. долларов (53% от общего объема), в том числе по Собинскому центру - 0,95 млрд. долларов, а по Юрубчено-Тохомскому - 0,28 млрд. долларов. Начало освоения этих месторождений предполагается не ранее 2016 года в связи с необходимостью отбора основных запасов нефти из оторочек. Поэтому все капиталовложения здесь осуществляются во второй половине расчетного периода. Инвестиции в добычу газа в Нижнеангарском НГР прогнозируются в объеме 1,1 млрд. долларов. Здесь добычу газа предполагается начать значительно раньше, и в этом случае к 2015 году 80% объема инвестиций в добычу (0,88 млрд. долларов) будет освоено. Таким образом, из общего объема инвестиций за расчетный период на Нижнеангарскую группу приходится 47%, на газодобычу в Собинско-Тэтэринском НГДР- 41%, а на Юрубчено-Тохомский - только 12%. Газ Красноярского края предполагается перерабатывать на ГПЗ. В строительство газопроводов до ГПЗ затраты за расчетный период составят чуть менее 1,2 млрд. долларов, в том числе для транспорта газа от Нижнеангарского НГР они составят 0,5 млрд. долларов, от Собинско-Тэтэринского - 0,4 млрд. долларов, а от Юрубчено-Тохомского - 0,3 млрд. долларов. К 2020 году осваивается более 50% их общего объема. Затраты на строительство газопровода для транспорта товарного газа от ГПЗ до Нижней Поймы прогнозируются в объеме 0,65 млрд. долларов, что составляет около 35% суммарных затрат на транспорт природного газа. Капиталовложения на переработку газа и хранение гелия прогнозируются в объеме чуть менее 2 млрд. долларов. Капитальные удельные затраты на эксплуатационное бурение, обустройство, транспортировку и переработку природного газа с промыслов Красноярского края за расчетный период в целом составят около 13 долларов на 1 тыс. куб. метров. По Нижнеангарской зоне этот показатель (без учета переработки) составляет около 5,5 долларов на 1 тыс. куб. метров, по Эвенкийскому АО почти вдвое выше - 10,3 долларов на 1 тонну. Суммарные инвестиции в освоение запасов и ресурсов углеводородов Красноярского края в целом за расчетный период прогнозируются в объеме 40,0 млрд. долларов. Из них 14 млрд. долларов составляют затраты на подготовку запасов нефти и газа, практически той же величины 20,5 млрд. долларов достигают инвестиции в добычу нефти и газа, около 4 млрд. долларов потребует строительство трубопроводов и около 2 млрд. долларов - строительство ГПЗ и хранилищ гелиевого концентрата. В результате освоения нефтяных запасов к 2025 году может быть получен доход 103 млрд. долларов, в том числе по Эвенкийскому АО - 63 млрд. долларов, Большехетской зоне - 40 млрд. долларов. Внутренняя норма рентабельности по Эвенкийскому АО составит 20,6%, по Большехетской зоне - 38,6%. Затраты по Эвенкийскому АО окупятся через 12 лет, по Большехетской зоне - через 6,5 лет. При приведении денежных потоков к 2005 году при ставке дисконтирования 10% чистый доход от освоения запасов и ресурсов нефти Красноярского края составит 27,1 млрд. долларов (рис. 2.3), в том числе доход недропользователя - 9,3 млрд. долларов, поступления в бюджеты всех уровней - 17,8 млрд. долларов. Освоение запасов и ресурсов нефти и газа Эвенкийского АО зоны может принести доход недропользователю в размере 3,33 млрд. долларов и обеспечить поступление в бюджет 11,5 млрд. долларов. ЧДД недропользователя при освоении запасов и ресурсов Большехетской зоны достигнет 5,96 млрд. долларов, бюджета - 6,27 млрд. долларов. В среднем по Красноярскому краю к 2025 году удельная стоимость запасов (удельный дисконтированный доход недропользователя) составит 11,0 долларов за тонну, удельные поступления в бюджет - 21,1 долларов за тонну. По Эвенкийскому АО удельная стоимость запасов немного выше - 7,2 долларов за тонну, а удельные поступления в бюджет ниже - 25,0 долларов за тонну. По Большехетской зоне: удельный ЧДД недропользователя - 15,5 долларов за тонну, удельный ЧДД бюджета - 16,3 долларов за тонну. Коэффициент доходности инвестиций по Эвенкийскому АО составит 1,55 долларов на доллар, по Большехетской зоне - 3,03 долларов на доллар. Срок окупаемости затрат по Эвенкийскому АО увеличится до 13,5 лет, по Большехетской зоне - до 7 лет. Рис. 2.3. Структура чистого дисконтированного дохода (@10%) инвестора и государства от освоения запасов и ресурсов нефти Сравнение удельной стоимости от освоения запасов и ресурсов нефти по Красноярскому краю и по типичному лицензионному участку Среднего Приобья показывает, что вложение средств в освоение запасов и ресурсов нефти Красноярского края (11 долларов на тонну) не уступает альтернативным вариантам освоения новых участков в Западной Сибири (6 долларов на тонну). При этом вероятность открытия новых крупных месторождений УВ в Красноярском крае значительно выше, чем в Западной Сибири. Показатели эффективности освоения запасов и ресурсов природного газа и конденсата Красноярского края относительно невысоки. В результате освоения запасов природного газа и конденсата, включая их переработку на Богучанском ГПЗ, к 2030 году может быть получен доход 33,6 млрд. долларов. Из них доходы инвесторов составят 10,4 млрд. долларов, а поступления в бюджеты всех уровней - 23,2 млрд. долларов. Срок окупаемости затрат без учета дисконтирования составит 16 лет от начала расчетного периода и 9 лет от начала добычи газа в Нижнеангарском ГДР. Внутренняя норма рентабельности проекта может достигнуть 16 процентов. Удельный доход инвестора на единицу добытого газа за 25 лет составит около 21,6 долларов за 1 тыс. куб. метров, а удельные поступления в бюджет - 48,3 долларов за 1 тыс. куб. метров. В среднем в год инвестор сможет получать по 0,4 млрд. долларов дохода, среднегодовые бюджетные поступления в это время могут составить 0,9 млрд. долларов. Доходность инвестиций в разработку, транспорт и переработку запасов и ресурсов природного газа и конденсата в среднем - 1,7 долларов на доллар. При приведении денежных потоков к 2005 году (@10%) чистый дисконтированный доход от освоения запасов и ресурсов природного газа по Красноярскому краю составит 5,2 млрд. долларов, в том числе доход недропользователя - 0,7 млрд. долларов, поступления в бюджеты - 4,5 млрд. долларов. В среднем по краю к 2030 году удельная стоимость запасов (удельный дисконтированный доход инвестора) составит 1,4 долларов за 1 тыс. куб. метров, удельные дисконтированные поступления в бюджет - 9,4 долларов за тонну. 3. СТРАТЕГИЯ РАЗВИТИЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА 3.1. Формирование структуры топливно-энергетического баланса на основе анализа рынков сбыта УВ, учета региональных и федеральных приоритетов В соответствии с разработанными (табл. 3.1) сценариями к 2010 году будут достигнуты весьма значительные уровни добычи нефти: по северу Красноярского края, включая Таймырский автономный округ - 10,8 млн. тонн, по югу Эвенкийского автономного округа и Красноярского края - 4,8 млн. тонн. К 2020 году будет достигнут максимум суммарной годовой добычи нефти - 63,9 млн. тонн, в том числе по югу Эвенкии и Красноярского края - 35,2 млн. тонн, по северу Красноярского края с Таймырским автономным округом - 28,7 млн. тонн. Для реализации такого объема нефти и газа должны быть одновременно задействованы две схемы транспортировки нефти: первая - по нефтепроводу "Ванкор - Кынское месторождение - Пурпе", вторая - по нефтепроводу "Юрубчен - Нижняя Пойма" с подключением к экспортному нефтепроводу "Восточная Сибирь - Тихий океан" (табл. 3.1). Таблица 3.1 Прогнозный баланс нефти Красноярского края, Таймырского (Долгано-Ненецкого) и Эвенкийского автономных округов --------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Статьи баланса ¦ Единицы ¦ 2005 ¦ 2008 ¦ 2009 ¦ 2010 ¦ 2011 ¦ 2012 ¦ 2015 ¦ 2020 ¦ 2025 ¦ ¦ ¦ измерения ¦ год ¦ год ¦ год ¦ год ¦ год ¦ год ¦ год ¦ год ¦ год ¦ --------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦ 5 ¦ 6 ¦ 7 ¦ 8 ¦ 9 ¦ 10 ¦ 11 ¦ --------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Добыча, всего: ¦ млн. тонн ¦ 0,09 ¦ 3,49 ¦ 9,86 ¦ 15,6 ¦ 24,1 ¦ 38 ¦ 58,7 ¦ 63,9 ¦ 45,6 ¦ --------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Таймырский АО и ¦ млн. тонн ¦ 0,01 ¦ 2,61 ¦ 7,54 ¦ 10,8 ¦ 14,2 ¦ 17,5 ¦ 26,7 ¦ 28,7 ¦ 15,6 ¦ ¦ север Красноярского ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ края ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ --------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Юг Эвенкийского АО ¦ млн. тонн ¦ 0,08 ¦ 0,88 ¦ 2,32 ¦ 4,8 ¦ 9,9 ¦ 20,5 ¦ 32 ¦ 35,2 ¦ 30 ¦ ¦ и Красноярского края ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ --------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Поставки из Томской ¦ млн. тонн ¦ 10 ¦ 12 ¦ 12 ¦ 12 ¦ 12 ¦ 12 ¦ 12 ¦ 12 ¦ 12 ¦ ¦ области ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ --------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Внутреннее ¦ млн. тонн ¦ 17 ¦ 18,5 ¦ 21,1 ¦ 21,2 ¦ 21,2 ¦ 21,7 ¦ 22,3 ¦ 22,4 ¦ 22,5 ¦ ¦ потребление, всего: ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ --------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Таймырский АО ¦ млн. тонн ¦ 0,4 ¦ 0,4 ¦ 0,4 ¦ 0,5 ¦ 0,5 ¦ 0,6 ¦ 0,6 ¦ 0,6 ¦ 0,6 ¦ --------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Эвенкийский АО ¦ млн. тонн ¦ 0,1 ¦ 0,1 ¦ 0,2 ¦ 0,2 ¦ 0,2 ¦ 0,3 ¦ 0,4 ¦ 0,5 ¦ 0,6 ¦ --------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Красноярский край ¦ млн. тонн ¦ 5,5 ¦ 5,5 ¦ 6,5 ¦ 6,5 ¦ 6,5 ¦ 6,5 ¦ 6,0 ¦ 6,0 ¦ 6,0 ¦ --------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Соседние регионы ¦ млн. тонн ¦ 11 ¦ 12,5 ¦ 14,0 ¦ 14 ¦ 14 ¦ 14,3 ¦ 15,3 ¦ 15,3 ¦ 15,3 ¦ ¦ Восточной Сибири ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ (Ангарский НХК) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ --------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Поставки на экспорт, ¦ млн. тонн ¦ - ¦ 2,21 ¦ 7,14 ¦ 10,3 ¦ 14,4 ¦ 27,7 ¦ 47,8 ¦ 52,9 ¦ 34,5 ¦ ¦ всего: ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ --------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Нефтепровод ¦ млн. тонн ¦ - ¦ 2,21 ¦ 7,14 ¦ 10,3 ¦ 13,7 ¦ 16,9 ¦ 26,1 ¦ 28,1 ¦ 15,0 ¦ ¦ ("Ванкор - Кынское ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ месторождение - ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ Пурпе") ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ --------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Нефтепровод ¦ млн. тонн ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ 0,7 ¦ 10,8 ¦ 21,7 ¦ 24,8 ¦ 19,5 ¦ ¦ "Восточная Сибирь - ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ Тихий океан" ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ --------------------------------------------------------------------------------------------------- Накопленная добыча за 20 лет по северу края составит 384 млн. тонн, по Эвенкии - 461 млн. тонн. Годовая добыча газа в целом по краю к 2020 году ожидается в объеме 65 млрд. куб. метров. Добыча нефти ведется на Юрубчено-Тохомском, Куюмбинском и Пайгинском месторождениях не более 60 тыс. тонн в год. Часть ее перерабатывается на НПУ мощностью 40 тыс. тонн непосредственно на Юрубчено-Тохомском месторождении. За счет данного производства частично удовлетворяются потребности Эвенкии в дизельном топливе. Остальная нефть используется для топливных нужд. В перспективе потребность только Эвенкийского АО в нефти и нефтепродуктах возрастет до 200 тыс. тонн в год. Прогнозная потребность Таймырского (Долгано-Ненецкого) автономного округа в нефтепродуктах составляет 400-500 тыс. тонн в год. Объем транспортируемой нефти по проектируемому нефтепроводу "Восточная Сибирь - Тихий океан", добываемой на Сибирской платформе, предполагается довести до 55-60 млн. тонн в год. Из них на Красноярский край (Юрубчено-Тохомского и Собинско-Тэтэрского НГР) приходится 15 млн. тонн в 2012 году, более 25 млн. тонн - в 2019 году. Для доставки нефти необходимо строительство нефтепровода-подключения от Юрубчено-Тохомской зоны до Тайшета протяженностью около 500 километров. Природный газ является наиболее экономичным и экологически приемлемым видом топлива. Тем не менее, на данный момент уровень газификации Восточно-Сибирского и Дальневосточного регионов страны очень низок. Использование экологически чистого топлива будет способствовать решению многих социально-экономических проблем региона. К 2020 году спрос на газ в Красноярском крае с автономными округами ожидается около 11 млрд. куб. метров. Из них около 4 млрд. куб. метров будет составлять потребность Норильского промышленного узла и 7 млрд. куб. метров - юга Красноярского края. Освоение газоконденсатных месторождений Эвенкийского АО начнется в 2011-2013 годах. Особенностью освоения газоконденсатных месторождений Сибирской платформы является проблема утилизации гелия. В связи с этим необходимо предусмотреть переработку газа с выделением гелия, а также хранилищ для хранения гелиево-азотного концентрата. Потенциальные возможности добычи газа на юге Эвенкии и в Приангарье составляют 50 млрд. куб. метров. При наличии трубопровода газа уже в 2010 году можно добывать порядка 2,7 млрд. куб. метров газа. По имеющимся оценкам потребность Восточной Сибири и Дальнего Востока в природном газе к 2020 году составит около 35 млрд. куб. метров. Потребность Дальнего Востока предполагается удовлетворять за счет месторождений сахалинского шельфа, таким образом, с месторождений Восточной Сибири на местные нужды можно поставлять около 17 млрд. куб. метров природного газа. Для Красноярского края можно рассматривать варианты поставок газа с месторождений как в западном, так и в восточном направлениях. Первый вариант, предусматривающий подключение газопроводов от Собинского и Юрубчено-Тохомского месторождений к ЕСГ, соответствует предложениям ОАО "Газпром". В случае реализации восточного варианта данные месторождения могут быть подключены к Ковыктинскому месторождению для транспорта газа на экспорт в Китай и другие страны АТР. В таблице 3.2 приведен прогнозный баланс газа до 2025 года. Таблица 3.2 Прогнозный баланс газа Красноярского края, Таймырского (Долгано-Ненецкого) и Эвенкийского автономных округов (млрд. куб.метров) ---------------------------------------------------------------------------------- ¦ Статьи баланса ¦ Годы ¦ ¦ -------------------------------------------------------- ¦ ¦ 2005 год ¦ 2010 год ¦ 2015 год ¦ 2020 год ¦ 2025 год ¦ ---------------------------------------------------------------------------------- ¦ Добыча всего: ¦ 3,6 ¦ 14,5 ¦ 47,2 ¦ 65,1 ¦ 61,2 ¦ ¦ в т.ч. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ---------------------------------------------------------------------------------- ¦ Таймырский (Долгано- ¦ 3,6 ¦ 7,0 ¦ 7,5 ¦ 6,6 ¦ 5,7 ¦ ¦ Ненецкий) АО и север ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ Красноярского края ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ---------------------------------------------------------------------------------- ¦ Юг Эвенкийского АО и ¦ 0 ¦ 7,45 ¦ 39,7 ¦ 58,5 ¦ 55,5 ¦ ¦ Красноярского края ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ---------------------------------------------------------------------------------- ¦ Внутреннее потребление, ¦ 3,6 ¦ 11,8 ¦ 14,1 ¦ 15,2 ¦ 15,8 ¦ ¦ всего: ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ в т.ч. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ---------------------------------------------------------------------------------- ¦ Таймырский (Долгано- ¦ 3,6 ¦ 3,6 ¦ 3,6 ¦ 3,6 ¦ 3,6 ¦ ¦ Ненецкий) АО ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ---------------------------------------------------------------------------------- ¦ Эвенкийский АО ¦ 0 ¦ 0,2 ¦ 0,5 ¦ 0,6 ¦ 0,8 ¦ ---------------------------------------------------------------------------------- ¦ Красноярский край ¦ 0 ¦ 8,0 ¦ 10,0 ¦ 11,0 ¦ 11,4 ¦ ---------------------------------------------------------------------------------- ¦ Поставки на экспорт ¦ 0 ¦ 2,7 ¦ 33,1 ¦ 49,9 ¦ 45,4 ¦ ---------------------------------------------------------------------------------- 3.2. Программа геологоразведочных работ Предлагаемая ниже программа геологоразведочных работ (ГРР) была подготовлена как часть общей Программы на всю Сибирскую платформу. В рамках программы ГРР на территории Красноярского края вместе с округами за счет федерального бюджета намечен ряд региональных профилей и площадных региональных работ, которые необходимо выполнить в 2006 - 2010 годах. Часть из них является переходящими с 2005 года. Кроме того, программой предусмотрено на участках, подготавливаемых к лицензированию в 2006 и в последующие годы, доведение плотности информативной сейсморазведки МОГТ до 0,5 километров на кв. километр и бурение по 1-2 параметрической скважины с целью повышения их инвестиционной привлекательности за счет достоверности выделения нефтегазоносных горизонтов и локализации перспективных ресурсов. При этом на многих участках целесообразно дополнять или предварять сейсморазведку комплексом дистанционных геохимических поисков, позволяющих дифференцировать изучаемую территорию по вероятности обнаружения новых скоплений углеводородов по ореолам их рассеивания. В ряде случаев с учетом конкретных геологических особенностей участка эффективным может оказаться применение современных методов картирования потенциальных полей (гравиразведка, магниторазведка), потенциальных и наведенных электрических полей (электроразведка), спектрозональные съемки ландшафтов и изучение неотектоники. Переходящие с 2005 года объекты расположены практически на всей рассматриваемой территории. К ним в пределах Таймырского (Долгано-Ненецкого АО) относятся сейсморазведочные работы на Северо-Пясинской и Хантайской площадях, а также в зоне сочленения Сибирской платформы, Западно-Сибирской плиты и Енисей-Хатангского прогиба. Все они направлены на обоснование локализованных ресурсов углеводородов в большинстве случаев в перспективных палеозойских горизонтах Сибирской платформы и частично мезозойских - Западно-Сибирской плиты. Кроме того, продолжаются сейсморазведочные работы на севере регионального профиля "Диксон - оз. Хантайское" с детализационными работами на Ефремовской площади с целью обоснования локализованных ресурсов нефти и газа под надвигами Таймыра вблизи планируемого трубопровода на п. Диксон. В качестве переходящих с 2005 года на территории Эвенкийского АО будут продолжены работы на пяти объектах: сейсморазведочные работы на Кондроминской, Чунской и Тычанской площадях, переработка сейсмопрофилей прошлых лет с дополнительными сейсморазведочными работами и прямыми геохимическими методами на Среднечунской и Верхнеилимпейской площадях с целью выявления и обоснования новых нефтегазоперспективных зон. Остальные пять переходящих с 2005 года объектов находятся собственно на территории Красноярского края. Кроме опорного профиля "Карабула - Восточный Саян", являющегося фрагментом опорного профиля "Алтай - Северная Земля" региональные сейсморазведочные работы МОГТ-80 запланированы в пределах Бахтинского мегавыступа и зоны сочленения Байкитской антеклизы и Енисейского прогиба. Также сейсморазведочные работы МОГТ-60-80, но в комплексе с геохимией, запланированы на южном склоне Байкитской антеклизы и в пределах Кежемской зоны поднятий. Кроме того, будут завершаться комплексные работы на региональном профиле "Енгида - Байкит - Чуня" с рассечкой "Байкит - Енисейский кряж". Новые объекты ГРР за счет федерального бюджета, планируемые на 2006-2010 годы, расположены на территории 6 нефтегазоносных областей. Так, в пределах Таймырского (Долгано-Ненецкого) АО планируется бурение параметрической скважины на Песчаной, сейсморазведочные работы и бурение параметрических скважин на Северо-Байкаловской и Журавлиной площадях, а также сейсморазведочные работы на Кубинской площади. На всех площадях, кроме Журавлиной, основной целью является приращение локализованных ресурсов газа и, частично, нефти в юрско-меловых перспективных горизонтах. На Журавлиной площади необходимо уточнение перспектив нефтегазоносности верхне- и среднепалеозойских горизонтов. Значительный объем региональных работ за счет федерального бюджета планируется в пределах Эвенкийского АО вблизи коридора вдоль магистрального трубопровода. Прежде всего, это параметрические скважины Нижнеенгидинская-276, Суритдинская-274 и Майгунская, и на некотором удалении - Канандинская-278. Первые три скважины нацелены на оценку нефтегазоносности нижневендских терригенных и, возможно, рифейских карбонатных горизонтов, последняя - нижнекембрийских рифогенных пород. В этой же зоне вблизи нефтепровода планируется провести сейсморазведочные работы с целью локализации ресурсов нефти и газа на площадях: Юкталинской, Майгунской, Муторайской, Подкаменной. На некотором удалении от рассмотренной зоны планируется также охватить современными модификациями сейсморазведки МОГТ Кислоканскую, Хошонскую, Верхневилюйскую, Тутончанскую площади. В пределах Эвенкийского АО запланировано также несколько региональных сейсморазведочных профилей с целью оконтуривания областей распространения нефтегазоперспективных рифейских и вендских горизонтов. Среди них субширотные профили по линиям: Лебяжья - Кондромо-Илимпея и Енисей-Хошонская скважина N 256 и субмеридиональные: Оленчимо-Чисково и Байкит-Виви. В пределах собственно Красноярского края планируется бурение параметрических скважин: Бугариктинская, Каменская, Онокская, Южно-Кычетская, Северо-Араканская и Тынепская. Первые три из них расположены в зоне сочленения Байкитской антеклизы и Енисейского кряжа и нацелены на определение перспектив газоносности терригенных вендских отложений. Две следующие должны охарактеризовать перспективные горизонты в венд-кембрийских отложениях Присаяно-Енисейской синеклизы, до сих пор еще крайне слабо изученной. И последняя, Тынепская, - на определение параметров перспективных горизонтов в нижнекембрийских рифогенных горизонтах. Основные площади сейсморазведки МОГТ на территории Красноярского края (в пределах Сибирской платформы) приурочены к юго-западной и южной окраине Байкитской антеклизы - Енгидинская, Восточно-Иркинеевская, Каменская и к северу Присаяно-Енисейской синеклизы - Кычетская. На всех этих площадях планируется проводить локализацию ресурсов углеводородов с учетом результатов бурения рассмотренных выше параметрических скважин. Главным направлением ГРР на территории Присаяно-Енисейской синеклизы является картирование терригенных отложений венда. Дополнительно к планируемым работам КНИИГиМС предлагается проведение сейсморазведочных профильных работ в южной и западной частях Присаяно-Енисейской синеклизы, где установлено наличие пород с хорошими фильтрационно-емкостными свойствами, выявлены региональные флюидоупоры и прогнозируется зона с развитием барьерных рифов. Согласно оценкам КНИИГиМС только северо-северо-восточная часть Присаяно-Енисейской синеклизы содержит прогнозных ресурсов газа 5,4 трлн. куб. метров. В этой связи предлагается в пределах Присаяно-Енисейской синеклизы отработать 3 региональных сейсмических профиля в крест профилю "Алтай-Северная Земля". Комплексная интерпретация материалов глубокого бурения и сейсморазведки позволит уточнить структурный план, геологические разрезы кембрия, венда и рифея, наметить границы фациальных зон и выявить новые зоны нефтегазонакопления. По результатам интерпретации материалов геофизического профиля "Батолит" на левобережье р. Енисея прогнозируется наличие продуктивных пород кембрия, терригенного венда и рифея. В этой связи на левобережье Енисея предлагается проведение региональных сейсморазведочных работ по профилям Восток-1-11. Одновременно с этим планируется бурение 4 параметрических скважин. Одну из них предлагается заложить на границе с Томской областью на профиле "Батолит". Проектный горизонт бурения - рифей. Эта скважина позволит откорректировать привязку сейсмических горизонтов по профилям, изучить разрез венд-рифейских отложений, определить наличие коллекторов и локальных покрышек, установить их нефтегазоносность. Здесь прогнозируются ловушки рифового типа. Выполнение программы создаст основу для регулярного вовлечения новых площадей вблизи намеченных трасс магистральных трубопроводов в лицензирование с последующим наращиванием запасов углеводородного сырья за счет средств недропользователей. 3.3. Программа лицензирования нераспределенного фонда недр Программы лицензирования нераспределенного фонда недр по Красноярскому краю и Эвенкийскому автономному округу разработаны на период 2005-2011 годов, по Таймырскому автономному округу лишь частично, на период 2005-2007 годов. Объекты лицензирования приведены на схеме лицензирования на нефть и газ Красноярского края 2005-2011 годов (рис. 3.1). Всего программа лицензирования на период 2005-2011 годов включает 83 площади, в том числе: по Эвенкийскому автономному округу - 38 площадей, по Красноярскому краю - 29 площадей, по Таймырскому автономному округу - 16 площадей. В первоочередном порядке лицензирование будет проведено в 2005-2008 годах (табл. 3.3). На этот период предусмотрено проведение аукционов по 54 объектам, в том числе: по Эвенкийскому автономному округу - 22 объекта, по Красноярскому краю - 16 объектов, по Таймырскому автономному округу- 16 объектов. Рис. 3.1. Схема лицензирования на нефть и газ Красноярского края, Таймырского (Долгано-Ненецкого) и Эвенкийского АО на 2005-2011 годы (СНИИГГиМС, 2005) Объекты нераспределенного фонда недр, входящие в программу лицензирования, включают лишь два месторождения - Лодочное и Пайгинское, 5 объектов с ресурсами категории С3 (Эвенкийский АО и Красноярский край) и 6 объектов с ресурсами С3+Д1 (Таймырский АО). Остальные объекты содержат ресурсы категории Д1. Следует отметить, что большинство подлежащих лицензированию объектов, расположенных в 200-километровой зоне от планируемой сети трубопроводов, находится в зоне высоких вероятностей открытия месторождений (от 0,5 до 0,8). На 2005 год для лицензирования предусмотрено 17 площадей, в том числе по Эвенкийскому автономному округу - 11, по Таймырскому автономному округу - 4, по Красноярскому краю - 2 объекта (табл. 3.3). Таблица 3.3 Распределение первоочередных участков по годам начала лицензирования (2005-2008 годы) ----------------------------------------------------------------------------- ¦ Год ¦ Номер ¦ Наименование ¦ Год ¦ Номер ¦ Наименование ¦ ¦ ¦ участка ¦ участка ¦ ¦ участка ¦ участка ¦ ¦ ¦ на карте ¦ ¦ ¦ на карте ¦ ¦ ----------------------------------------------------------------------------- ¦ 2005 ¦ 5э ¦ Таимбинский ¦ 2006 ¦ 42э ¦ Аргишский ¦ ¦ --------------------------------- ------------------------------- ¦ ¦ 8э ¦ Пайгинский ¦ ¦ 31э ¦ Муторайский ¦ ¦ --------------------------------- ------------------------------- ¦ ¦ 12э ¦ Чулаканский ¦ ¦ 14э ¦ Кулиндинский ¦ ¦ --------------------------------- ------------------------------- ¦ ¦ 16э ¦ Кординский ¦ ¦ 13э ¦ Тэтэрский ¦ ¦ --------------------------------- ------------------------------- ¦ ¦ 17э ¦ Подпорожный ¦ ¦ 7к ¦ Мунтульский ¦ ¦ --------------------------------- ------------------------------- ¦ ¦ 20э ¦ Придутский ¦ ¦ 10к ¦ Араканский ¦ ¦ --------------------------------- ------------------------------- ¦ ¦ 23э ¦ Чамбинский ¦ ¦ 12к ¦ Терянский ¦ ¦ --------------------------------- ------------------------------- ¦ ¦ 26э ¦ Туколано- ¦ ¦ 20к ¦ Еломовский ¦ ¦ ¦ ¦ Светланинский ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ --------------------------------- ------------------------------- ¦ ¦ 29э ¦ Абракупчинский ¦ ¦ 27к ¦ Верхнепитский ¦ ¦ ---------------------------------------------------------------------- ¦ ¦ 39э ¦ Байкитский ¦ 2007 ¦ 10э ¦ Катский ¦ ¦ --------------------------------- ------------------------------- ¦ ¦ 48э ¦ Среднетаймуринский ¦ ¦ 11э ¦ Юраченский ¦ ----------------------------------------------------------------------------- ¦ 2005 ¦ 21к ¦ Нижнемадашенский ¦ 2007 ¦ 22э ¦ Кимчукский ¦ ¦ --------------------------------- ------------------------------- ¦ ¦ 32к ¦ Оленчиминский ¦ ¦ 1к ¦ Троицкий ¦ ¦ --------------------------------- ------------------------------- ¦ ¦ 14т ¦ Зап. Пендомаяхский ¦ ¦ 2к ¦ Верхнеманзинский ¦ ¦ --------------------------------- ------------------------------- ¦ ¦ 15т ¦ Пендомаяхский ¦ ¦ 3к ¦ Карабульский ¦ ¦ --------------------------------- ------------------------------- ¦ ¦ 16т ¦ Северо-Чарский ¦ ¦ 5к ¦ Абаканский ¦ ¦ --------------------------------- ------------------------------- ¦ ¦ 17т ¦ Западно-Сузунский ¦ ¦ 22к ¦ Тамышский ¦ ----------------------------------------------------------------------------- ¦ 2008 ¦ 30э ¦ Янготойский ¦ 2008 ¦ 16к ¦ Пуньский ¦ ¦ --------------------------------- ------------------------------- ¦ ¦ 40э ¦ Чункунский ¦ ¦ 25к ¦ Мундукшинский ¦ ¦ --------------------------------- ------------------------------- ¦ ¦ 41э ¦ Паимбинский ¦ ¦ 26к ¦ Лаушкардинский ¦ ¦ --------------------------------- ------------------------------- ¦ ¦ 14к ¦ Мадашенский ¦ ¦ ¦ ¦ ----------------------------------------------------------------------------- Необходимо учесть, что организация и проведение этих аукционов будет осуществляться в соответствии с изменениями, внесенными в новую редакцию федерального закона "О недрах". С учетом общегосударственных приоритетов создания и развития Красноярского НГК следует добиваться получения согласований и экспертиз материалов готовящихся аукционов на уровне федеральных органов исполнительной власти в первоочередном порядке. Для реализации предлагаемой программы потребуется ежегодное финансирование ГРР из федерального бюджета 88,3 млн. долларов (2648,8 млн. рублей) и инвестиции недропользователей - 163,4 млн. долларов (4903,2 млн. рублей) ежегодно. Суммарные извлекаемые ресурсы нефти категории Д1, вводимые в лицензирование, составят 1277,7 млн. тонн, газа - 2850,8 млрд. куб. метров, по категории С3: нефти - 189,3 млн. тонн, газа - 88,5 млрд. куб. метров. 3.4. Обоснование рационального размещения нефтегазотранспортной сети региона в связи с проектируемым нефтегазопроводом В качестве нефтегазотранспортной инфраструктуры единого Красноярского края рассматриваются существующие трубопроводный, железнодорожный, автомобильный и речной транспорт с соответствующими пунктами приема-сдачи нефти и газа. Состояние нефтегазотранспортной инфраструктуры Красноярского края с автономными округами и схема ее развития приведены на рис. 3.2. В целях экономии капитальных затрат на дорожном строительстве, строительстве сопутствующих объектов социальной и технологической инфраструктуры, рационального размещения трудовых ресурсов и электроэнергетики предусматривается строительство нефте-, газопроводов в едином коридоре, первоочередное обеспечение газом внутренних потребностей населения и промышленности Красноярского края. Основные параметры систем внешнего транспорта следующие (табл. 3.4-3.5). Таблица 3.4 Параметры систем внешнего транспорта нефти первой очереди -------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Объекты строительства внешнего транспорта ¦ Протяженность, ¦ Диаметр, ¦ Мощность (объем ¦ ¦ нефти ¦ километров ¦ миллиметров ¦ перекачки), млн. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ тонн в год ¦ -------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦ -------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Нефтепровод "Юрубчено-Тохомское ¦ 311 ¦ 530 ¦ 9,0 ¦ ¦ месторождение - Кучеткан" (1-я нитка) ¦ ¦ ¦ ¦ -------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Нефтепровод "Кучеткан - Нижняя Пойма" ¦ 206 (255) 2 ¦ 720 ¦ 19,0 ¦ -------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Нефтепровод "Юрубчено-Тохомское ¦ 590 ¦ 720 ¦ 19,0 ¦ ¦ месторождение - Нижняя Пойма" (2-я нитка) ¦ ¦ ¦ ¦ -------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Нефтепровод "Собинское месторождение - ¦ 380 ¦ 325 ¦ 2,0 ¦ ¦ Кучеткан" ¦ ¦ ¦ ¦ -------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Нефтепровод "Ванкор - Кынское месторождение ¦ 685 ¦ 820 ¦ 25,6 ¦ ¦ - Пурпе" ¦ ¦ ¦ ¦ -------------------------------------------------------------------------------------------------- 2 В скобках расстояние до ст.Тайшет. Конечный пункт врезки в магистральный трубопровод будет определен на этапе технического проектирования Таблица 3.5 Параметры систем внешнего транспорта газа ---------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Объекты строительства внешнего транспорта газа ¦ Протяженность, ¦ Диаметр, ¦ Мощность (объем ¦ ¦ ¦ километров ¦ миллиметров ¦ перекачки), млрд. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ куб. метров в год ¦ ----------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Газопровод "Юрубчено-Тохомское месторождение ¦ 91 ¦ 1020 x 1 ¦ 18,9 ¦ ¦ точка врезки с Оморинского ГКМ" ¦ ¦ ¦ ¦ ----------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Газопровод "Точка врезки с Оморинского ГКМ - ¦ 220 ¦ 1420 x 1 ¦ 30 ¦ ¦ Богучанский ГПЗ" ¦ ¦ ¦ ¦ ----------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Газопровод "Богучанский ГПЗ - Нижняя Пойма" ¦ 206 ¦ 1220 x 2 ¦ 50 ¦ ----------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Газопровод "Оморинское - точка врезки с ¦ 80 ¦ 1020 x 1 ¦ 10 ¦ ¦ газопроводом с Юрубчено-Тохомского ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ месторождение" ¦ ¦ ¦ ¦ ----------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Газопровод "Агалеевское месторождение - ¦ 145 ¦ 1420 x 1 ¦ 31,5 ¦ ¦ Богучанский ГПЗ" ¦ ¦ ¦ ¦ ----------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Газопровод "Берямбинское - Агалеевское ¦ 70 ¦ 1220 x 1 ¦ 25 ¦ ¦ месторождение" ¦ ¦ ¦ ¦ ----------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Газопровод "Богучанский ГПЗ - Нижняя Пойма - ¦ 330 ¦ 1220 x 2 ¦ 48,7 ¦ ¦ Канск" ¦ ¦ ¦ ¦ ----------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Газопровод "Канск - Красноярск - Ачинск - ¦ 800 ¦ 1420 x 2 ¦ 48,7 ¦ ¦ Анжеро-Судженск - Проскоково" ¦ ¦ ¦ ¦ ----------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Газопровод "Собинское - Агалеевское ¦ 205 ¦ 820 x 1 ¦ 6,5 ¦ ¦ месторождение" ¦ ¦ ¦ ¦ ----------------------------------------------------------------------------------------------------- Таким образом, из приведенных материалов следует, что максимальная пропускная способность нефтепроводов с Юрубчено-Тохомской группы месторождений составит 38 млн. тонн в год при условии поэтапного их строительства, газа - 48,7 млрд. куб. метров в год. Наиболее подготовленным к началу строительства является отрезок перспективной трассы на участке "Юрубченский опытный участок (скважина Юр-5) - площадка "Кучеткан">, которая находится в районе железнодорожной станции Карабула. Для северного проекта максимальная пропускная способность составляет 25,6 млн. тонн в год. Такие производительности (мощности) транспортных систем обеспечивают как внутренние потребности действующих НПЗ Сибири, так и дефицит экспортных потоков для дозагрузки нефтепровода "Восточная Сибирь - Тихий океан (Тайшет - Сковородино - бухта Перевозная)" за счет недопоставок нефти из Иркутской области и с юга Якутии. 3.5. Первоочередные меры по развитию инфраструктуры НГК и созданию нефтеперерабатывающих производств В соответствии с внутренними потоками светлых нефтепродуктов и их потребностью в период строительства нефтегазотранспортной сети трубопроводов, а также начала пробной эксплуатации месторождений, с учетом уже имеющихся нефтеперерабатывающих мощностей предлагается строительство модульного НПЗ производительностью 400-500 тыс. тонн в районе Ванкорского месторождения и одного - производительностью 100 тыс. тонн на Юрубчено-Тохомском месторождении. В целях сокращения сроков строительства целесообразна сборка перерабатывающих установок на основе модулей с наращиванием блоков в зависимости от роста спроса на светлые нефтепродукты и тенденций развития рынка привозного топлива. При разработке вариантов размещения объектов по переработке нефтяного и природного газа, а также газового конденсата будут соблюдены следующие принципы: необходимость глубокой переработки газа в связи с высоким содержанием в нем гелия - 0,2% по Юрубчено-Тохомскому месторождению и 0,6% - по Собинскому; максимальное использование ценного УВ сырья - этана, пропана и других углеводородов для производства нефтехимической продукции наиболее простым и экономичным способом; применение передовых, разработанных в России и за рубежом, технологических процессов; строительство ГПЗ и газохимического комплекса (ГХК) в местах, приближенных к потребителям, существующей транспортной системе и источнику электроэнергии. Учитывая, что природный газ на промысловых установках низкотемпературной сепарации (НТС) подготовлен к условиям его транспорта по магистральным газопроводам, а потребители продукции переработки газа расположены за пределами добывающего региона, не рекомендуется строительство ГПЗ непосредственно на месторождении. Производство моторных топлив из газового конденсата на малотоннажных установках планируется в местах его добычи для удовлетворения нужд нефтегазодобывающего промысла и местных потребителей, что гарантирует надежное обеспечение последних топливом и независимость от поставок в удаленные и труднодоступные добывающие районы. Информация по документуЧитайте также
Изменен протокол лечения ковида23 февраля 2022 г. МедицинаГермания может полностью остановить «Северный поток – 2»23 февраля 2022 г. ЭкономикаБогатые уже не такие богатые23 февраля 2022 г. ОбществоОтныне иностранцы смогут найти на портале госуслуг полезную для себя информацию23 февраля 2022 г. ОбществоВакцина «Спутник М» прошла регистрацию в Казахстане22 февраля 2022 г. МедицинаМТС попала в переплет в связи с повышением тарифов22 февраля 2022 г. ГосударствоРегулятор откорректировал прогноз по инфляции22 февраля 2022 г. ЭкономикаСтоимость нефти Brent взяла курс на повышение22 февраля 2022 г. ЭкономикаКурсы иностранных валют снова выросли21 февраля 2022 г. Финансовые рынки |
Архив статей
2024 Ноябрь
|
