Транспортировка ковыктинского газа // Винокуров М.А., Суходолов А.П. Экономика Иркутской области

Ресурсы газа

В пределах Иркутской области располагается крупнейшее на востоке России Ковыктинское газоконденсатное мес­торождение. Находится оно в 350 км к северо-востоку от Иркутска. Газоносность здесь приурочена к отложениям нижнего кембрия на глубине 2900-3400 м. Хотя разведка месторождения еще продолжает­ся, а границы залежи уточняются, запасы газа, принятые на баланс (1,5 трлн м³), позволяют организовать его промышленную добычу в объеме более 30 млрд м³ в год.

Ковыктинский газ может использоваться для энергетических (улучшение топливного баланса) и технологических (в качестве хи­мического сырья) целей. Это обусловлено низкой себестоимостью его добычи и транспортировки. В частности, возможен перевод ТЭЦ с угля на газ, что существенно улучшит экологическую обстановку в Прибайкалье. Кроме того, в связи с высоким содержанием в ковык­тинском газе гелия и этановых фракций, его целесообразно исполь­зовать для дальнейшего развития в Восточной Сибири химической промышленности, прежде всего хлорной химии и химии органичес­кого синтеза. Газ может потребляться жилищно-коммунальным хо­зяйством и использоваться в быту. Наконец, его можно экспортиро­вать в страны АТР.

Любое из перечисленных направлений потребует прокладки магистрального газопровода от Ковыктинского месторождения до Иркутско-Черемховско-Зиминского промышленного района (и далее потребителям в страны АТР), а также создания региональной распре­делительной трубопроводной сети. При этом месторождение станет надежной сырьевой базой для обеспечения долгосрочных поставок региональным потребителям и для экспорта.

Региональные потребители. Основными потребителями ковык­тинского газа в Иркутской области могут быть предприятия энергети­ки, химической промышленности, строительной индустрии, ЖКХ, сельского хозяйства. Основные потребители в Забайкалье — энергетический сектор и ЖКХ.

Таблица 35.2 Возможные потребители газа Ковыктинского месторождения

Потребление природного газа в Иркутской области прогнози­руется на уровне 9 млрд м³, в Республике Бурятии — 1,2 млрд м³ (табл. 35.2).

Зарубежные рынки. Ими могут стать рынки Китая, Японии, Южной Кореи и даже Монголии.

Потребности стран мира

Китай. Суммарные запасы газа в Китае оцениваются пример­но в 35-40 трлн м³, доказанные — только в 1,5 трлн м³. Фактическая добыча составляет около 25 млрд м³ в год. Ведется она в четырех основных районах: в бассейнах Сычуань и Ордос, в районе Синьц­зян, в открытом море. Возможности значительного увеличения газо­добычи ограничены. Сеть магистральных и локальных газопроводов только развивается. Поэтому доля газа в топливно-энергетическом балансе страны пока небольшая — всего 2 %.

Имеется план развития национальной газовой сети Китая, спо­собной транспортировать до 150 млрд м³ газа в год. В рамках этой сети будут созданы газосборные центры и хранилища, которые смо­гут легко соединиться с магистральными газопроводами из Сибири. Все это позволит увеличить долю газа в суммарном потреблении пер­вичных энергоресурсов с 2 до 5 % и более При этом прогнозируемый объем импорта газа к 2005 г. может составить 15 млрд м³ (табл. 35.3).

Таблица 35.3 Прогнозная потребность Китая в природном газе, млрд м³

В настоящее время основными потребителями природного газа в Китае являются энергетика (40-50 %), химическая промышлен­ность (15-35 %), промышленность (топливо) (10-15 %), бытовой сектор (12-24 %).

Япония. Эта страна является одним из крупнейших мировых потребителей природного газа, доля которого в суммарном потребле­нии первичных энергоресурсов этой страны оценивается в 10-12 %. При таких очень высоких объемах даже один процент прироста по­требления потребует значительного увеличения импорта газа (при­мерно до 10 млрд м³).

Южная Корея. Доля природного газа в структуре первич­ных энергоресурсов оценивается здесь в 6-7 % (по состоянию на 1995-2000 гг.). Его потребление за истекшее десятилетие увеличи­вал ось на 10-16 % в год. Столь высокие темпы роста сохранятся и в среднесрочной перспективе. Кроме того, в ближайшее десятилетие в Южной Корее ожидается изменение топливно-энергетического ба­ланса за счет увеличения в нем доли газа (до 10 %) и атомной энер­гии (с 10 до 19%). При этом страна будет ориентирована на импорт энергоносителей. Такая ситуация позволяет прогнозировать увели­чение спроса на газ.

Монголия. Рынок природного газа в Монголии находится еще в стадии формирования. Потребность этой страны в углеводо­родных ресурсах пока не велика. Основным потребителем является столичный город Улан-Батор. Суммарная же потребность Монголии в природном газе оценивается в 0,7-0,8 млрд м³. Эта величина сохра­нится и в среднесрочной перспективе.

Строительство магистрального газопровода. Сооружение ма­гистрального газопровода от Ковыктинского месторождения в юж­ные промышленно освоенные районы области планировалось еще в 1980-х гг. Однако начавшаяся «перестройка» существенно скоррек­тировала планы.

Сегодня к этой идее вновь вернулись. Подготовлены соответ­ствующие экономические обоснования. Предполагается, что газо­провод возьмет начало от головных сооружений Ковыктинского месторождения и пройдет через поселки Жигалово и Качуг до Ан­гарска и далее до российско-монгольской границы, с отводами для потребителей Иркутской области и Республики Бурятии. Его про­тяженность в пределах российской территории составит 997 км, диаметр трубы — 1420 мм. На этом участке намечено построить шесть компрессорных станций. Стоимость строительства оценена в 2,6 млрд дол.

За пределами России магистраль пройдет через территорию Монголии (1019 км) и Китая (1320 км), дойдет до морского порта. На данном участке планируется возведение трех компрессорных стан­ций. Стоимость строительства — 3,7 млрд дол.

Газопровод будет проложен по территории с самыми разнооб­разными ландшафтами и климатическими условиями. Придется про­ходить через горные перевалы высотой более 1500 м, лесные местно­сти, болотистые и степные участки, пустыни, населенные пункты, русла больших и малых рек, автомобильные и железные дороги.

Общая длина газопровода составит 2339 км (табл. 35.4). Метал­лоемкость — 1800 тыс. т (участок в пределах России — 600, за преде­лами — 1200 тыс. т). Полная стоимость строительства — 6,3 млрд дол.

Эксплуатация

Текущие эксплуатационные затраты при транс­портировке газа за период эксплуатации магистрали (около 30 лет) оценены в 5,5 млрд дол. (в том числе текущие расходы — 2,2; амортизация — 3,3 млрд дол.). Кроме того, в течение эксплуатационного периода потребуется реконструкция магистрали и компрессорных станций, это потребует 1,5 млрд дол. Общие эксплуатационные затра­ты превысят 7 млрд дол.

Таблица 35.4 Предполагаемые участки магистрального газопровода

Сколько человек будет занято на обслуживании? В соответствии с проектными нормами численность эксплуатационного персонала берется из расчета 30 чел. на 100 км газопровода и 20 чел. на одну компрессорную станцию. А численность административно-управлен­ческого персонала — из расчета 20 % от занятого на обслуживании линейного персонала. Таким образом, обслуживанием всего нефте­провода должно быть занято 1230 чел. (в том числе российского уча­стка — 260 чел.)

Транспортировка конденсата. Запасы газового конденсата на Ковыктинском месторождении превышают 50 млн т. Его тоже необ­ходимо транспортировать для переработки в Ангарск, где на АНХК имеются незагруженные мощности (по первичной переработке нефти в объеме 24 млн т, а также установки каталитического риформинга), способные переработать весь объем поступающего конденсата. Поэто­му параллельно с газопроводом предполагается проложить нитку конденсатопровода (с диаметром трубы — 300 мм, протяженностью — 430 км, производительностью — до 1 млн т в год).

Кроме собственно газопровода и конденсатопровода, вдоль трассы необходимо создавать обслуживающую инфраструктуру: автодорогу, промышленные базы, объекты связи и энергоснабжения и др.