Топливно-энергетического комплекса дальнего востока




НазваниеТопливно-энергетического комплекса дальнего востока
страница1/9
Дата20.01.2013
Размер1.23 Mb.
ТипОтчет
  1   2   3   4   5   6   7   8   9



ЦЕНТР СТРАТЕГИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ

ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА ДАЛЬНЕГО ВОСТОКА





690091, г.Владивосток, ул. Фонтанная, д.15/2, телефон/факс: (4232) 43 15 69, 43 15 27, e-mail: dvars@stl.ru





ОТЧЕТ

об исследовательском обзоре по трубопроводной системе "Восточная Сибирь – Тихий океан"


Директор

ЦСИ ТЭК ДВ

д.т.н., профессор Светлов И.Б.


Ответственный

исполнитель

зам. директора Загуменнов А.Г.


Владивосток

2009г.


Содержание


Стр.




Введение………………………………………………………..

3

1.

Разработка нефтяных месторождений и контракты на поставку нефти………………………………………………...


4

1-1.

Состояние разработки месторождений, которые должны заполнять ВСТО……………………………………………….


5

1-2.

Современный уровень добычи (количество) и прогноз на будущее…………………………………………………………


20

1-3.

Какие месторождения будут разрабатываться в будущем и прогноз добычи там……………………………………………


23

1-4.

Контракты на поставку сырой нефти и ее конечные потребители (имеется в виду, в какие страны будет экспортироваться нефть). Если контракты еще не заключены, то, может быть, имеются сведения о высказанных какими-то странами или компаниями намерениях импортировать поступающую по ВСТО нефть с указанием объемов закупок, если они были объявлены…..



30

2.

Нефтепровод Тайшет-Сковородино………………………….

34

2-1.

Стоимость строительства и компании-исполнители………..

35

2-2.

Объем поставок труб для строительства нефтепровода и компании-поставщики этих труб……………………………..


38

2-3.

Конфигурация трубопроводной системы (спецификация трубопровода, его длина; диаметр, толщина стенок и изоляция труб; количество компрессорных станций, маршрут прокладки; количество и вес труб, которые будут использованы для его строительства, и т.д.)…………………



38

2-4.

Объем нефти, транспортируемой в реверсивном режиме….

48

2-5.

Приблизительный (оценочный) тариф на транспортировку нефти по трубопроводу………………………………………..


48

2-6.

Современная ситуация с реверсивным потоком (нет ли проблем?)……………………………………………………….


50

3.

Ответвление на Китай…………………………………………

50

3-1.

График проектирования и содержание строительства (что будет построено)……………………………………………….


50

3-2.

Когда будет принято решение о строительстве и начнутся строительные работы………………………………………….



51

3-3.

Техническая информация, такая, как стоимость строительства, исполнители строительства и объем нефти, который должен будет транспортироваться…………………



52

3-4.

Объем поставок труб для строительства ответвления и компании-поставщики этих труб……………………………..


53

4.

Нефтепровод от Сковородино до побережья Тихого океана…………………………………………………………..


53

4-1.

График проектирования. Когда начнется строительство…...

53

4-2.

Конфигурация этого нефтепровода………………………….

54

4-3.

График проведения экологических "общественных слушаний" на местах (имеются в виду "общественные слушания" по оценке воздействия строительства нефтепровода на окружающую среду). Когда, где они были проведены, каковы их результаты, как эти результаты повлияли на строительство нефтепровода и т.п. Территории, где активность оппозиции нефтепроводу имеет критический уровень…………………………………...



59

4-4.

Оценка стоимости строительства ВСТО-2. Прогноз по объему поставок труб для строительства этого нефтепровода и относительно компаний-поставщиков этих труб……………………………………………………………



60

4-5.

Возможность потенциального строительства газопровода "Газпромом" и информация о таком строительстве………...


61

4-6.

Информация о возможных покупателях. Каким странам будет отгружаться сырая нефть……………………………...


63

4-7.

Строительство экспортного нефтеналивного терминала в Козьмино (компании-проектировщики, строительные компании, информация о вместимости резервуаров и нефтеперерабатывающему заводу, как продвигается строительство и т.п.)…………………………………………..



63




Список источников…………………………………………….

70




Приложения…………………………………………………….

77-97



Введение


Нефтепроводная система "Восточная Сибирь – Тихий океан" (в дальнейшем ВСТО) создается для транспортировки нефти Сибирских месторождений на рынок Азиатско–Тихоокеанского региона в объеме 80 млн. тонн нефти в год.

Ресурсной базой для нефтепровода послужат месторождения Западной и Восточной Сибири. На первом этапе намечается поставка нефти из Западной Сибири по существующим нефтепроводам "Красноярск–Иркутск" и "Омск–Иркутск" в объеме 30 млн. т/год. При полном развитии транспортировка составит 80 млн. т/год нефти, в том числе на участке "Тайшет–Талакан" – 64 млн. тонн в год, на участке "Талакан– Козьмино " – 80 млн. тонн в год.

Проектируемый трубопровод начинается в районе существующей насосно-перекачивающей станции (НПС) Тайшет и технологически соединен с существующими магистральными нефтепроводами ОАО "АК "Транснефть". В перспективе это позволит создать единую нефтепроводную систему, обеспечивающую оперативное перераспределение экспортных потоков нефти в западном и восточном направлениях по территории России, а также возможных поставок на внутренний рынок страны.

Строительство нефтепровода осуществляется поэтапно с выделением 2-х пусковых комплексов.

Первый пусковой комплекс предназначен для транспортировки 30 млн. тонн нефти в год по маршруту "Тайшет–Сковородино". Для транспортировки нефти от нефтебазы "Сковородино" до нефтеналивного комплекса "Козьмино" предусмотрена перевалка нефти в цистерны на железнодорожной станции Сковородино, транспортировка по железной дороге с последующей перевалкой в резервуарный парк нефтеналивного комплекса.

Второй пусковой комплекс (полное развитие) обеспечит перекачку 80 млн. т нефти в год за счет строительства участка магистрального нефтепровода от нефтебазы "Сковородино" до морского нефтеналивного комплекса. (1)

Строительство осуществляется на основании Распоряжения Правительства РФ от 31.12.2004 г. № 1737-р "О строительстве трубопроводной системы "Восточная Сибирь – Тихий Океан". В соответствии с приказом Министра промышленности и энергетики России Христенко В.Б. от 26.04.2005г. № 91 строительство первого пускового комплекса ВСТО планировалось завершить во втором полугодии 2008г., однако в начале 2008 г. срок окончания строительства перенесли на 4 квартал 2009 года. По поручению Президента России Путина В.В. трасса нефтепровода была перенесена значительно севернее первоначального проекта, что позволило, во-первых, ликвидировать угрозу озеру Байкал и, во-вторых, приблизить ВСТО к месторождениям и перспективным нефтеносным районам севера Иркутской области, Эвенкийского района Красноярского края и Якутии.


1.Разработка нефтяных месторождений и контракты на поставку нефти.

Обоснование ресурсной базы для ВСТО было выполнено в соответствии с "Энергетической стратегией России на период до 2020 года", утвержденной Правительством РФ 28 августа 2003 года.

Согласно этому обоснованию, основными регионами, которые будут обеспечивать ресурсную базу ВСТО, являются месторождения нефти Западной и Восточной Сибири.

Регион Западной Сибири является главной нефтяной базой страны. По итогам работы 2004 года прием нефти в систему ОАО "АК "Транснефть" из Западной Сибири составил 314 млн. тонн. Доля производства нефти в Западной Сибири в общем объеме добычи страны по итогам 2004 года составила около 70%.

Добыча нефти в Западной Сибири показывала устойчивую тенденцию роста (около 30 млн. тонн в год). Так, прирост объемов добычи в 2002 г. по отношению к 2001г. составил 24 млн. т/год (или 10%), аналогичный показатель 2003г. относительно 2002 г. равен 30 млн. т/год (или 12%), прирост объемов добычи в 2004г. по отношению к 2003 г. составил 29 млн. т/год (или 10%). В соответствии с "Энергетической стратегией России" к 2010 году в Западной Сибири ожидается рост добычи нефти до 348 млн. т/год. Из этого проектировщиками был сделан вывод, что загрузка ВСТО в объеме 30 млн. т./год может быть обеспечена на месторождениях Западной Сибири за счет прироста добычи нефти.

Нефть, добываемая в Западной Сибири, отличается хорошим качеством и, следовательно, хорошими потребительскими свойствами. Основной объем добываемой нефти имеет среднюю плотность 0,85 т/м3 и содержание серы-1,1%, содержание парафина нефти до 6%, температура застывания находится в отрицательной области шкалы. Таким образом, нефть, поставляемая с месторождений Западной Сибири в Тайшет, относится ко 2 классу, 2 типу в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51858-2002 "Нефть. Общие технические условия".

Основной объем добычи нефти в Западной Сибири на момент проектирования обеспечивался вертикально-интегрированными нефтяными компаниями (ВИНК), такими как, ОАО "ЛУКОЙЛ", ОАО "Сургутнефтегаз", ОАО "Сибнефть", ОАО "НК "Роснефть", ОАО "ТНК-ВР", ОАО "Славнефть".

Планировалось, что в ближайшей перспективе в нефтепровод ВСТО поступит нефть с Талаканского, Среднеботуобинского и Чаяндинского месторождений (суммарные геологические запасы – 823 млн.т; суммарные извлекаемые запасы – 219,8 млн. т).

В среднесрочной перспективе намечалось увеличение сырьевой базы нефтепровода за счет ресурсов Таас-Юряхского, Верхневилючанского, Иреляхского, Алинского и других месторождений (суммарные прогнозные запасы 463 млн. тонн).

С 2030 года, согласно проекту, ресурсной базой ВСТО станут новые месторождения в Байкитской, Катангской, Непско-Ботуобинской и Ангаро-Ленской нефтегазовых провинциях, суммарные запасы нефти в которых оцениваются в 1,1-1,2 млрд. тонн.

По данным нефтяных компаний "Славнефть", "Сургутнефтегаз", "ТНК-ВР", "Роснефть", полученным в период проектирования, в 2015г. подкачки нефти в трубопроводную систему ВСТО с месторождений Восточной Сибири составят примерно 18 млн. т/год (все данные из № 1).


1-1.Состояние разработки месторождений, которые должны заполнять ВСТО.


а) Западная Сибирь


- Ванкорское месторождение.

Ванкорское месторождение было открыто в 1988 году, расположено в северо-восточной части Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции на территории Туруханского района Красноярского края и Дудинского района Таймырского округа. Разработку месторождения ведет, ОАО "Нефтяная компания "Роснефть" (в дальнейшем НК "Роснефть" или "Роснефть") через свое дочернее общество – ЗАО "Ванкорнефть". Лицензии на его разработку  "Роснефть" получила в 2003 году в результате приобретения Англо-Сибирской нефтяной компании. На тот период извлекаемые запасы месторождения составляли 125 млн. тонн, а пиковая добыча прогнозировалась на уровне 12 млн. тонн в год

В результате широкомасштабных геологоразведочных работ, проведенных "Роснефтью" с 2003 по 2008 годы, запасы нефти Ванкорского месторождения были увеличены до 515 млн. тонн. В новой технологической схеме разработки, подготовленной в 2008 году с учетом дальнейшего прироста запасов, максимальный уровень добычи нефти увеличен до 23–25 млн. тонн в год.

"Роснефть" также обладает лицензиями на геологоразведку 14 лицензионных участков в районе Ванкорского месторождения. Компания "Degolyer & MacNaughton" оценивает ресурсы этих участков в 530 млн. тонн нефти и 188 млрд. куб. газа. Первая скважина, пробуренная в 2008 г. на одном из этих участков, дала обнадеживающие результаты. В случае дальнейшей успешной геологоразведки здесь можно будет говорить о фактическом создании новой нефтеносной провинции.

На октябрь 2008 г. характеристики месторождения следующие:

3,7 млрд. баррелей запасов нефти АВС1+С2

более 3,2 млрд. баррелей запасов нефти SPE по категории 2Р

пик добычи нефти не менее 510 тыс. баррелей в сутки

более 5,0 млрд. баррелей прогнозных запасов нефти на прилегающих лицензионных участках.

Проектирование разработки месторождения было начато в 2005 г. К октябрю 2008 г. было пробурено 131,0 тыс. м эксплуатационного бурения, построен вахтовый поселок на 1200 мест, закончено строительство 100% резервуаров, начато строительство газотурбинной электростанции.

(все данные из № 2)

Всего же за время разработки месторождения запланировано построить 137 эксплуатационных, 90 водонагнетательных и 8 газонагнетательных скважин. (3)

Обустройство месторождения осуществляется на базе передовых технологий добычи нефти, в том числе горизонтальных скважин, интеллектуальных скважинных системам, обратной закачки газа в пласт и т.д. Эти технологии позволят увеличить объемы извлекаемой нефти в 3,9 раза и эффективность разработки в целом. Только за счет увеличения коэффициента извлечения нефти (КИН) с 34% до 41% будет достигнут прирост извлекаемых запасов на 77 миллионов тонн, что сопоставимо с открытием еще одного месторождения. Кроме того, будет утилизировано 100% попутного газа.

Ванкорское месторождение будет иметь самые высокие в России дебиты скважин (в среднем более 430 тонн нефти в сутки, а отдельные скважины будут давать более 1000 тонн в сутки). В среднем по стране суточный дебит нефтяной скважины составляет 39,5 тонны. Ванкорская нефть характеризуется низким содержанием серы - порядка 0,11-0,21 процента. Для сравнения: нефть марки Brent Blend содержит ее более 0,4 процента, а Urals - более 1,2 процента..(4)

Для транспортировки нефти Ванкора до ближайшего магистрального нефтепровода системы "Транснефти" осенью 2006 года начато строительство трубопровода Ванкор—Пурпе, протяженностью 543 км (по данным № 2 – 556 км) и диаметром 820 мм. Его северный участок протяженностью 216 км из-за вечной мерзлоты прокладывается надземным способом, а оставшиеся 327 км трубы - подземным.

Строительные подрядчики: ОАО "Стройтрансгаз", ЗАО "СНП "Нова", ООО "Сибнефтепроводстрой", ОАО  "Межрегионтрубопроводстрой", ОАО "Пурпетрубопроводстрой". Помимо линейной части, в рамках первого пускового комплекса обустройства Ванкора на 172-м км трассы трубопровода строится нефтеперекачивающая станция № 1 (НПС-1), а на месторождении — установка предварительного сброса воды (УПСВ-Ю) и центральный пункт сбора нефти (ЦПС). В сооружении этих объектов участвует "Стройтрансгаз". Эта же компания ведет строительство головной НПС и головной компрессорной станции (ГКС).

Для линейной части нефтепровода Ванкор—Пурпе потребовалось более 130 тыс. тонн труб большого диаметра. Порядка 30% поставок (более 40 тыс. тонн) пришлось на долю российского Челябинского трубопрокатного завода (ЧТПЗ), также было закуплено небольшое количество немецких труб, а большая часть труб была приобретена на украинском Харцизском трубном заводе (ХТЗ). В течение осени 2006 года "Ванкорнефть" в основном завершила завоз труб на трассу.

"Роснефть" нигде не обнародовала, сколько будет стоить строительство нефтепровода Ванкор—Пурпе. Вероятно, в окончательном варианте этой цифры пока просто нет. (5) В 2006 г. стоимость его строительства оценивалась в $1,3 млрд. (3)

"Роснефть" планировала начать промышленную эксплуатацию Ванкорского месторождения в конце 2008 г., а нефтепровод построить еще раньше – в сентябре того же года. Однако, в начале сентября 2008 г. "Роснефть" официально объявила о переносе срока ввода Ванкорского месторождения на середину 2009 года. Срок окончания строительства первой очереди нефтепровода  Ванкор–Пурпе пропускной способностью порядка 13 млн. тонн также был перенесен на май 2009 года. В июле 2009 года "Роснефть" планирует закончить опрессовку нефтепровода и начать его заполнение. К сентябрю 2008 г. было полностью закончено строительство только 362 километров этого трубопровода.

Нефть Ванкорского месторождения является основным ресурсом для заполнения нефтепровода ВСТО. В июле 2008 года НК "Роснефть" заключила своп-соглашение с "ТНК-BP", в соответствии с которым после завершения строительства ВСТО ежегодно 13 млн. т нефти, добываемой на Ванкорском месторождении, будет "обмениваться" на 13 млн. т нефти, добываемой на Самотлорском месторождении "ТНК-BP". Нефть с Самотлорского месторождения будет поставляться на восток в нефтепровод ВСТО, а также на принадлежащую "Роснефти" "Ангарскую нефтехимическую компанию", в то время как нефть с Ванкорского месторождения пойдет на "Рязанский нефтеперегонный завод" (входит в состав "ТНК-ВР"). (2)

Инвестиции в проект освоения Ванкорского месторождения (включая создание транспортной инфраструктуры) в 2006 г. оценивались компанией "Роснефть" на уровне $4,5 млрд. (3). В 2007 г. планируемый объем инвестиций в проект составил уже $6,5 млрд.(5)

  1   2   3   4   5   6   7   8   9

Похожие:

Топливно-энергетического комплекса дальнего востока iconПривлечение иностранных инвестиций в топливно-энергетический комплекс дальнего востока россии
Диссертация выполнена на кафедре Международных проблем топливно-энергетического комплекса Международного института энергетической...
Топливно-энергетического комплекса дальнего востока iconПрограмма дисциплины «правовое регулирование налогообложения топливно-энергетического комплекса в РФ и зарубежных странах» Москва
Цель курса: формирование у выпускников мгимо(У) системных знаний о налогообложении топливно-энергетического комплекса в РФ и зарубежных...
Топливно-энергетического комплекса дальнего востока iconРазвитие легкой промышленности на юге дальнего востока СССР ( середина
Работа выполнена в отделе истории Дальнего Востока России Учреждения Российской академии наук Институте истории, археологии и этнографии...
Топливно-энергетического комплекса дальнего востока iconОборонный потенциал дальнего востока СССР в годы великой отечественной войны (1941-1945)
Диссертационная работа выполнена в отделе истории Дальнего Востока России хvii—хх вв. Федерального государственного бюджетного учреждения...
Топливно-энергетического комплекса дальнего востока iconОао сибгипрошахт
Источники: Центральное диспетчерское управление топливно-энергетического комплекса (гп "цду тэк"), собственные расчеты
Топливно-энергетического комплекса дальнего востока iconОао «лукойл» нефть и газ западной сибири
Тюменского топливно-энергетического комплекса и 80-летию Грайфера Валерия Исааковича
Топливно-энергетического комплекса дальнего востока iconИнженерно-экономический факультет
Профили по направлению 080200: 1- экономика и управление на предприятиях топливно-энергетического комплекса; 2- экономика и управление...
Топливно-энергетического комплекса дальнего востока iconГражданская оборона
Мероприятия, проводимые для повышения устойчивости работы машинно-тракторного парка и топливно-энергетического комплекса в мирное...
Топливно-энергетического комплекса дальнего востока iconИзобразительное искусство юга дальнего востока россии в средние века (по материалам археологических памятников)
Работа выполнена в секторе средневековой археологии Института истории, археологии и этнографии народов Дальнего Востока дво ран
Топливно-энергетического комплекса дальнего востока iconПеречень нормативной документации, на соответствие которым проводится сертификация в Системе добровольной сертификации топливно-энергетического комплекса
Факторам машин, приборов и других технических изделий. Испытания на транспортирование и хранение
Разместите кнопку на своём сайте:
Библиотека


База данных защищена авторским правом ©lib.znate.ru 2014
обратиться к администрации
Библиотека
Главная страница