Характеристика фонда скважин на перспективных площадях, всего

Год	Бурение скважин			Объем бурения, тыс. м	Ввод скважин								Выбытие нефтяных скважин	Эксплуатационный фонд скважин		Число дней работы новой скважины	Дебит нефти из новой скважины, т/сут	Добыча нефти из новых скважин, тыс. т
	Всего	в том числе			Нефтяных					нагнетательных
		нефтяных	Нагнета-тельных		всего	в том числе				всего	в том числе			нефтяных	Нагнета-тельных
						из бурения	из разведки	из освоения	Переводом		из бурения	из нефтяных
2012	14	8	6	29,0	10	8	2	0	0	6	6	0	0	10	160	160	31,2	49,9
2013	60	36	24	125,0	42	36	6	0	0	24	24	0	0	52	30	160	29,2	196,2
2014	81	51	30	171,0	58	51	7	0	0	30	30	0	0	110	60	160	25,9	240,3
2015	100	63	37	217,0	73	63	10	0	0	37	37	0	0	182	97	160	24,7	288,0
2016	133	83	48	315,0	91	85	6	0	0	48	48	0	0	274	145	160	23,4	341,2
2017	171	114	57	409,0	116	114	2	0	0	57	57	0	0	390	202	160	21,3	395,6
2018	204	138	66	506,0	142	138	4	0	0	66	66	0	0	532	258	160	18,9	429,0
2019	240	162	78	599,0	166	162	4	0	0	78	78	0	0	698	346	160	17,1	452,9
2020	274	194	80	695,0	201	194	7	0	0	80	80	0	0	899	426	160	15,1	484,9

Таблица 10

Характеристика фонда скважин в Иркутской области, всего

Год	Бурение скважин			Объем бурения, тыс. м	Ввод скважин								Выбытие нефтяных скважин	Эксплуатационный фонд скважин		Число дней работы новой скважины	Дебит нефти из новой скважины, т/сут	Добыча нефти из новых скважин, тыс. т
	Всего	в том числе			Нефтяных					нагнетательных
		нефтяных	Нагнета-тельных		всего	в том числе				всего	в том числе			нефтяных	Нагнета-тельных
						из бурения	из разведки	из освоения	переводом		из бурения	из нефтяных
2005	0	0	0	0,0	2	0	2	0	0	0	0	0	0	2	0	71	69,7	9,9
2006	5	2	3	8,0	2	2	0	0	0	3	3	0	0	4	3	80	65,0	10,4
2007	10	10	0	17,0	10	10	0	0	0	0	0	0	0	14	3	80	60,0	48,0
2008	38	25	13	75,0	27	25	2	0	0	13	13	0	0	41	16	160	51,0	224,0
2009	77	48	29	150,0	50	48	2	0	0	26	29	0	0	91	45	160	48,6	288,8
2010	113	76	37	220,0	77	76	1	0	0	37	37	0	0	168	82	160	44,6	549,5
2011	136	89	47	265,0	92	89	3	0	0	47	47	0	0	260	129	160	37,3	549,1
2012	153	107	46	300,0	111	107	4	0	0	46	46	0	0	371	175	160	31,0	550,9
2013	201	137	64	400,0	143	137	3	0	0	64	64	0	0	514	239	160	26,1	597,0
2014	224	152	72	450,0	159	152	7	0	0	72	72	0	0	673	311	160	22,2	563,5
2015	245	165	80	500,0	175	165	10	0	0	80	80	0	0	848	391	160	19,8	555,6
2016	279	188	91	600,0	196	188	8	0	0	91	91	0	0	1044	432	160	18,3	574,9
2017	335	229	106	730,0	237	229	8	0	0	106	106	0	0	1281	588	160	17,2	652,3
2018	378	259	119	845,0	263	259	4	0	0	119	119	0	0	1544	707	160	15,6	655,3
2019	440	306	134	989,0	310	306	4	0	0	134	134	0	0	1854	841	160	14,4	714,8
2020	481	342	141	1100	347	340	7	0	0	141	141	0	0	2201	982	160	13,0	719,5

Второй сценарий (умеренный) предусматривает более интенсивную динамику добычи нефти на Верхнечонском месторождении (9,5 млн. т). При отказе от разработки других месторождений и перспективных площадей этот объем добычи примерно соответствует минимальной добыче на Верхнечонском месторождении и других объектах по первому сценарию. Вовлечение в разработку этих объектов позволит довести объем добычи в Иркутской области до 12,5–14,5 млн. т. При усло-вии переработки 8,5 млн. т нефти на АНХК создается возможность подачи 4–6 млн. т нефти в восточном направлении или на экспорт.

Повышенный сценарий ориентирует на достижение уровней добычи нефти 11,5–16,5 млн. т (в зависимости от тех же факторов, что учитывались при умеренном сценарии) [49].

В случае реализации наиболее интенсивного варианта разработки Верхнечонского месторождения при различных сочетаниях добычи на прочих объектах, по области в целом может быть получено 14–20 млн. т нефти, из которых 6–12 млн. т могут использоваться за пределами области.

Состояние разведанных запасов и имеющиеся ресурсные ограничения позволяют рекомендовать в качества наиболее вероятного третий (повышенный) сценарий. Реализация этого сценария позволит обеспечить сырьевые потребности Ангарского НХК и осуществлять поставки нефти за пределы области в размере 8–8,5 млн. т, что соответствует суммарной мощности Хабаровского и Комсомольского НПЗ.

В марте 2001 года представители РУСИА Петро­леум объявили о намерении создать специаль­ное дочернее предприятие, которому будет пе­редана принадлежащая компании лицензия на Верхнечонское месторождение. Судя по то­му, что приоритеты ВР в регионе за последнее время не поменялись, естественно предполо­жить, что эта «дочка» в итоге будет продана или обменена на акции РУСИА Петролеум. В первую очередь участие в Верхнечонском мо­жет быть интересно ЮКОСу. Данный проект ор­ганично вписывается в восточную стратегию компании, включающую в себя освоение нефтя­ных месторождений ЮТЗ и строительство неф­тепровода в Китай. Войти ЮКОСу помог пакет акций РУСИА Петролеум (8,46 %), запи­санный сегодня на компанию Нафтрад. Нафтрад купила акции РУСИА Петролеум в ян­варе 2001 года у компании Лурдо, которая стала акционером РУСИА Петролеум после того, как Сиданко продала Росинвестнефти (РИНКО) АНХК и другие свои дальневосточные активы. Фактически по итогам сделки Сиданко с РИНКО Лурдо заняла место АНХК в списке акционеров РУСИА Петролеум. Соответственно Лурдо представляла в РУСИА Петролеум интересы РИНКО и глава РИНКО Виталий Мащицкий вошел в Совет директоров РУСИА Петролеум.

Осенью 2000 г. РИНКО заключила соглашение с ЮКОСом о создании на паритетных началах компании, которая будет управлять АНХК, а в январе, как уже говори­лось, Лурдо продала свои акции РУСИА Петро­леум Нафтраду.

Для РИНКО перевод акций РУСИА Петролеум из одной аффилированной компании в другую аффилированную компанию не имеет очевид­ного смысла. С этой точки зрения январская сделка позволяет предположить, что 8,46 % ак­ций РУСИА Петролеум сменили реального вла­дельца. Далее. Партнерство РИНКО с ЮКОСом, помноженное на стратегические интересы ЮКОСа в регионе, позволяет предположить, что Нафтрад сегодня представляет в РУСИА Петро­леум интересы ЮКОСа. Если это так, то ЮКОС создал себе отличные условия для получения контроля над «верхнечонской дочкой» РУСИА Петролеум.

Перспективы освоения Верхнечонского месторождения еще в советские времена увязывали с проектами по освоению расположенных по соседству нефтя­ных месторождений Якутии, прежде всего Талаканского [12].

Очевидно, что для полномасштабной разработки Талаканского по­требуется создать транспортную инфраструкту­ру. На этой стадии должен быть создан альянс недропользователей Талаканского и Верхне­чонского месторождений, который условно можно назвать «Иркутско-Якутская нефтяная компания». С точки зрения перспектив проекта в целом, Сургутнефтегазу, так же как и ЮКОСу, может быть интересно участие в акционерном капитале «дочки» РУСИА Петролеум, которая займется Верхнечонским месторождением.

В настоящее время контроль над пакетом акций ЮКОСа осуществляет Роснефть.

Следует также учитывать все возрастающий интерес к нефти Верхнечонского месторождения со стороны Китая, который был и остается самым привлекательным рынком сбыта восточносибирской нефти и/или нефте­продуктов, из нее выработанных.

Таким образом, наиболее реальным уровнем «излишка» добываемой нефти над региональной потребностью в сырье для обеспечения работы действующего предприятия является величина 8–8,5 млн. т. Этого недостаточно для заполнения трубы экспортного нефтепровода. Нефть Иркутской области может лишь участвовать в реализации проектов экспорта сырья в страны АТР, прежде всего в Китай, наряду с другими перспективными территориями Сибирской платформы и Западно-Сибирской плиты.

Одним из наиболее перспективных рынков для экспорта восточносибирской нефти является нефтяной рынок Китая. В последние 10 лет темпы экономического роста в Китае составляли 9 % в год. Годовое потребление энергии приблизилось к 1 млрд. тонн в нефтяном эквиваленте, в том числе доля нефти – 20,5 % [37].

С начала 90-х годов темп увеличения годовых потребностей Китая в жидком топливе превзошел ежегодный рост собственной добычи, в результате с 1994 г. Китай начинает импортировать нефть. В 1997 г импорт достигает 11 млн. тонн. При темпах экономического роста 7–8 % в год потребности в нефти к 2010 году могут достичь 260–280 млн. тонн. Доказанные запасы нефти в Китае составляют около 940 млн. тонн. К началу 2001 года объем добычи нефти может увеличиться до 165-170 млн. тонн, а в 2010 году достигнет максимального уровня 200 млн. тонн. Разрыв между спросом и собственной добычей будет увеличиваться, и спрос на импортную нефть возрастет до 25-40 млн. тонн, а в дальнейшем до 60-80 млн. тонн. В долгосрочной перспективе потребление нефти в Китае может превысить добычу внутри страны в несколько раз [43].

В результате намечается существенное увеличение импорта, строительство новых морских терминалов, создание собственного танкерного флота. Особую важность приобретает поиск надежных и экономически выгодных внешних источников нефти для обеспечения прогнозируемого дефицита. Россия относится к числу важнейших зарубежных партнеров Китая в данной области.

Перспективы развития двухсторонних связей между Россией и Китаем в нефтяном секторе связаны с реализацией подписанных в феврале 1999 года соглашений – «Соглашения по обмену и поставкам нефти между ОАО НК ЮКОС и КННК» и «Соглашения между КННК, ОАО НК ЮКОС и ОАО АК «Транснефть» по разработке ТЭО строительства нефтепровода Россия – КНР». Основной предпосылкой разработки проекта этого нефтепровода, который находится в стадии завершения технико-экономического обоснования, является намерение российских компаний приступить к освоению месторождений Восточной Сибири, что весьма важно для доведения пропускной способности нефтепровода до проектной мощности 30 млн. тонн в год. Вариант проекта, предусматривающий прокладку трубопровода до Пекина, открывает возможности последующей транспортировки нефти на рынки Южной Кореи и Японии.

В дополнение к указанным ранее соглашениям, в сентябре 1999 года был подписан контракт между ОАО НП ЮКОС и второй ведущей китайской нефтяной компанией СИНОПЕК на поставку в Китай 500 тыс. тонн российской нефти на взаимовыгодных условиях. С компанией СИНОПЕК был подписан меморандум об укреплении двухстороннего сотрудничества, который предусматривает доведение ПК ЮКОС поставок в Китай российской нефти до 1 млн. т в 2000 г. Небольшие партии нефти (30–50 тыс. т) уже доставлены в Китай танкерным флотом. Нефтепродукты предполагается поставлять сначала по железной дороге, а затем, при увеличении поставок, возможно строительство нефтепровода. ЮКОС совместно с «Транснефтью» при участии китайской стороны, готовы построить нефтепровод из Ангарска в Северный Китай. Соглашение фиксирует заинтересованность СИНОПЕК в долгосрочных масштабных поставках российской нефти (20–25 млн. т в год) и участия в этой связи в разработке ТЭО строительства нефтепровода Россия – Китай.

Рассматриваются четыре основных варианта транспортировки нефти Сибирской платформы в Китай.

1. Южный вариант, предполагающий строительство нового нефтепровода от Юрубченского месторождения до п. Нижняя Пойма, затем использование существующего нефтепровода до п. Мегет (10 км от г. Ангарска), а затем снова строительство новой магистрали Мегет – Улан-Удэ – Улан-Батор – Пекин – порт Циньхуандао. Протяженность новых нефтепроводов составит 3175 км, затраты на их создание прогнозируются 85,622 млрд. р. К преимуществам варианта относятся прохождение трассы нефтепровода через столицу Китая, учет интересов Монголии, возможность последующего использования инфраструктуры для строительства газопроводов.

2. Промежуточный вариант, предполагающий транспортировку нефти от Юрубченского месторождения до п. Мегет путем, аналогичным южному варианту, затем строительство новой трассы Мегет – Улан-Удэ – Чита – Забайкальск – Цициrар – Харбин – Дацин – порт Далянь. Протяженность новых нефтепроводов составит 2985 км, капиталовложения прогнозируются 80,538 млрд. р. К преимуществам варианта относятся подкрепление потребителей нефти Дациньского месторождения; стимулирование экономики северо-восточного региона Китая; возможность продолжения нефтепроводов до Корейского полуострова.

3. Центральный вариант, предполагающий строительство новой трассы нефтепровода по маршруту Талаканское – Верхнечонское – Киренск -Северобайкальск – Тында – Невер – Благовещенск – Хэйхэ – Дацин – порт Далянь. Протяженность новой трассы 3562 км, инвестиции прогнозируются 63,607 млрд. р. К преимуществам варианта относятся прохождение трассы через важную промышленную зону Китая (северо-восточные провинции), вдоль трассы БАМ, возможность объединения с маршрутом вывоза нефти Сахалинского шельфа.

4. Восточный вариант, предполагающий транспортировку нефти от Юрубченского месторождения до п. Мегет путем, аналогичным южному и центральному вариантам, затем строительство новой трассы Мегет – Улан-Удэ – Чита – Забайкальск – Цицикар – Харбин – Уссурийск – Владивосток. Протяженность новых нефтепроводов составит 3961 км, капиталовложения прогнозируются 105,927 млрд. р. К преимуществам варианта относятся расположение экспортного порта на территории России, создание реальной возможности обеспечения Приморья энергоресурсами, прохождение через северо-восточные провинции Китая, возможность продолжения трассы до Корейского полуострова.

Объем перекачки нефти по всем вариантам предполагается в 25 млн. тонн. Технико-экономические параметры трубопровода приведены в табл. 11.

Таблица 11