О СТРАТЕГИИ СОЗДАНИЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА ДЛЯ УСКОРЕНИЯ СОЦИАЛЬНО-ЭКОНОМИЧЕСКОГО РАЗВИТИЯ КРАСНОЯРСКОГО КРАЯ, ТАЙМЫРСКОГО (ДОЛГАНО-НЕНЕЦКОГО) И ЭВЕНКИЙСКОГО АВТОНОМНЫХ ОКРУГОВ

Таблица 4.4 Основные прогнозные показатели добычи природного газа

Накопленная добыча по Красноярскому краю (без Танамского ГДР) к 2030 году составит 486 млрд. куб. метров, в том числе 60% ее приходится на Агалеевское и Берямбинское месторождения Нижнеангарской группы (292 млрд. куб. метров), а на Собинское и Юрубчено-Тохомское месторождения Эвенкийского АО - 40% (194 млрд. куб. метров).

Максимальная годовая добыча конденсата увеличивается в течение расчетного периода от 1,5 до 4 млн. тонн, а накопленная к 2030 году - достигнет 61 млн. тонн. Из них 45 млн. тонн приходится на Нижнеангарскую группу месторождений, а 16 млн. тонн - на Эвенкийский АО.

Поставки газа на Богучанский ГПЗ к 2030 году достигнут 34 млрд. куб. метров в год, в том числе с Нижнеангарской группы месторождений 15 млрд. куб. метров, из Собинского газодобывающего центра они составят 10 млрд. куб. метров, а из Юрубчено-Тохомского - 9 млрд. куб. метров.

Основные прогнозные показатели затрат на развитие газодобывающего комплекса Эвенкии в разрезе газодобывающих регионов с выделением основных этапов его развития приведены в таблице 2.7.

Инвестиции в развитие газодобычи Красноярского края за расчетный период прогнозируются в объеме 2,33 млрд. долларов, в том числе до 2020 года осваивается 52% - 1,2 млрд. долларов. Из общего объема инвестиций на Нижнеангарскую группу приходится 47%, на газодобычу в Собинском центре - 41%, а на Юрубчено-Тохомский НГДР - только 12%.

В строительство газопроводов до газоперерабатывающего завода затраты за расчетный период составят чуть менее 1,2 млрд. долларов, в том числе для транспорта газа от Нижнеангарского ГДР они составят 0,5 млрд. долларов, от Собинско-Тэтэринского НГДР - 0,4 млрд. долларов, от Юрубчено-Тохомского - 0,3 млрд. долларов. К 2020 году будет освоено 60% их общего объема. Затраты на строительство газопровода для транспорта товарного газа от ГПЗ до Нижней Поймы прогнозируются в объеме 0,65 млрд. долларов, что составит около 36% суммарных затрат на транспорт природного газа.

Капиталовложения на переработку газа и хранение гелия прогнозируются в объеме чуть менее 2 млрд. долларов.

Из общего объема капиталовложений в 6,1 млрд. долларов на разработку месторождений приходится 38%. Капитальные затраты в газопереработку и хранение гелия составят 31%, на строительство системы газопроводов также приходится около 31% общего объема инвестиций.

Удельные затраты на добычу газа к 2030 году составят по Нижнеангарской группе около 13 - 14 долларов на 1 тыс. куб. метров, а по Эвенкийскому АО - около 20 долларов на 1 тыс. куб. метров, в том числе в Собинском центре - 22 доллара на 1 тыс. куб. метров, а в Юрубчено-Тохомском - 15 - 20 долларов на 1 тыс. куб. метров. Удельные затраты, включающие переработку газа и конденсата и транспорт товарного газа до ЕСГ в расчете на 1 тыс. куб. метров, существенно выше и к 2030 году составят 36 - 41 доллар на 1 тыс. куб. метров.

В настоящее время ООО "Подзем-Газпром" может осуществить разработку, проектирование и строительство подземных резервуаров в каменной соли методом подземного растворения для хранения гелиевого концентрата. Геологические условия для создания таких хранилищ в районе строительства имеются. В таблицах 4.5 - 4.6 приведены основные результирующие показатели комплексной переработки газа на ГПЗ, размещение которого предполагается в районе с. Богучаны, в разрезе газодобывающих центров.

Из приведенных данных видно, что при выходе ГПЗ на проектную мощность 30 - 35 млрд. куб. метров газа к 2030 году объемы производства жидких углеводородов в год составят: этилена - 0,8 - 0,9 млн. тонн, пропан-бутановой смеси - 1,9 - 2,0 млн. тонн, прямогонного бензина - 2,1-2,4 млн. тонн, дизельного топлива - 1,4 - 1,6 млн. тонн. Объем производства гелиевого концентрата при этом достигнет 170 - 180 млн. куб. метров в год.

Инвестиции в переработку газа прогнозируются в объеме около 2 млрд. долларов.