ПРАВИТЕЛЬСТВО РЕСПУБЛИКИ САХА (ЯКУТИЯ)
ПОСТАНОВЛЕНИЕ
от 23 апреля 1999 г. N 227
О ПРОГРАММЕ ФИНАНСОВОЙ СТАБИЛИЗАЦИИ ОАО "ЯКУТГАЗПРОМ"
В целях обеспечения надежного газоснабжения потребителей
Республики Саха (Якутия) и финансовой стабилизации ОАО
"Якутгазпром" Правительство Республики Саха (Якутия) постановляет:
1. Утвердить Программу финансовой стабилизации ОАО
"Якутгазпром" на 1999-2000 годы.
2. Для реализации представленной Программы:
2.1. Министерству экономики и прогнозирования Республики Саха
(Якутия) (Алексеева О.И.), Министерству топливной промышленности и
энергетики Республики Саха (Якутия) (Гробман Ф.Х.), Министерству
финансов Республики Саха (Якутия) (Кугаевский А.А.) в срок до 15
мая 1999 года определить объемы централизованного выкупа
природного газа для нужд Центрального промышленного района
республики, с внесением соответствующих изменений и дополнений в
бюджет республики, начиная с 1999 года.
2.2. Министерству финансов Республики Саха (Якутия)
(Кугаевский А.А.), главам соответствующих улусов и городов
предусмотреть при формировании бюджетов выполнение пункта 2.1
настоящего постановления и обеспечить его приоритетное
финансирование.
2.3. Министерству экономики и прогнозирования Республики Саха
(Якутия) (Алексеева О.И.), Госкомитету по ценообразованию (Сивцев
И.С.), Министерству топливной промышленности и энергетики
Республики Саха (Якутия) (Гробман Ф.Х.) в срок до 1.06.99 внести в
Правительство Республики Саха (Якутия) предложения по изменению
методики формирования цены на продукцию топливно-энергетического
комплекса, с учетом потребности отрасли в реинвестировании и
техническом переоснащении.
2.4. Министерству экономики и прогнозирования Республики Саха
(Якутия) (Алексеева О.И.), Министерству финансов Республики Саха
(Якутия) (Кугаевский А.А.), Министерству жилищно-коммунального
хозяйства республики Саха (Якутия) (Попов В.Л.), главам
соответствующих улусов и городов провести поэтапный прием в
муниципальную собственность с 1999 года ведомственного жилого
фонда и объектов инженерных коммуникаций ОАО "Якутгазпром", с
внесением необходимых изменений в бюджет Республики Саха (Якутия).
3. ОАО "Якутгазпром" (Корнев И.А.) обеспечить:
3.1. Все необходимые подготовительные ремонтные работы в
весенне-летний период для обеспечения надежного и стабильного
газоснабжения потребителей республики в отопительный сезон.
3.2. Своевременные поставки природного газа и
газоконденсатного котельного топлива под государственные контракты
1999 года.
3.3. Разработать мероприятия по сокращению задолженности по
заработной плате и представить на рассмотрение Правительству
Республики Саха (Якутия) в срок до 20.05.99.
3.4. Провести всю необходимую подготовительную работу по
передаче жилого фонда и инженерных коммуникаций в муниципальную
собственность в пределах средств, предусмотренных ценой.
4. Установить срок отчета генерального директора ОАО
"Якутгазпром" о ходе реализации Программы по итогам 1999 года.
5. Контроль за исполнением данного постановления и реализацией
принятой Программы возложить на заместителей Председателя
Правительства Республики Саха (Якутия) Шипкова Р.Ю., Полушкина
Г.Н.
Председатель Правительства
Республики Саха (Якутия)
В.ВЛАСОВ
Утверждена
постановлением Правительства
Республики Саха (Якутия)
от 23 апреля 1999 г. N 227
ПРОГРАММА
ФИНАНСОВОЙ СТАБИЛИЗАЦИИ ОАО "ЯКУТГАЗПРОМ"
ПАСПОРТ ПРОГРАММЫ
------------------------------T----------------------------------¬
¦1. Наименование ¦Программа финансовой стабилизации ¦
¦ ¦ОАО "Якутгазпром" на 1999-2000 г.г¦
+-----------------------------+----------------------------------+
¦2. Основание для разработки ¦Протокол совещания Правительства ¦
¦Программы ¦Республики Саха (Якутия) от ¦
¦ ¦30.10.98 ¦
+-----------------------------+----------------------------------+
¦3. Государственный заказчик ¦Министерство топливной ¦
¦ ¦промышленности и энергетики ¦
¦ ¦Республики Саха (Якутия) ¦
+-----------------------------+----------------------------------+
¦4. Дирекция ¦Совет директоров ОАО "Якутгазпром"¦
+-----------------------------+----------------------------------+
¦5. Разработчик ¦ОАО "Якутгазпром" ¦
+-----------------------------+----------------------------------+
¦6. Цель и задачи ¦Обеспечение финансовой ¦
¦ ¦стабилизации предприятия, снижение¦
¦ ¦себестоимости 1 тыс. куб. м ¦
+-----------------------------+----------------------------------+
¦7. Сроки и этапы реализации ¦1999-2000 г.г. ¦
+-----------------------------+----------------------------------+
¦8. Перечень основных ¦1. Мероприятия по техническому ¦
¦мероприятий ¦развитию отрасли. ¦
¦ ¦2. Диверсификация производства. ¦
¦ ¦3. Совершенствование структуры и ¦
¦ ¦внедрение внутрифирменного ¦
¦ ¦хозрасчета. ¦
¦ ¦4. Изменение политики реализации ¦
¦ ¦продукции. ¦
¦ ¦5. Изменение методики ¦
¦ ¦ценообразования. ¦
¦ ¦6. Мероприятия по снижению ¦
¦ ¦издержек производства. ¦
+-----------------------------+----------------------------------+
¦9. Исполнители основных ¦ОАО "Якутгазпром" ¦
¦мероприятий ¦ ¦
+-----------------------------+----------------------------------+
¦10. Объемы и источники ¦Для выполнения Программы ¦
¦финансирования ¦необходимо 166,4 млн. рублей. ¦
¦ ¦Источник - цена продукции ¦
+-----------------------------+----------------------------------+
¦11. Ожидаемые конечные ¦1. Снижение себестоимости. ¦
¦результаты ¦2. Стабилизация финансового ¦
¦ ¦состояния предприятия ¦
+-----------------------------+----------------------------------+
¦12. Контроль за исполнением ¦Министерство топливной ¦
¦Программы ¦промышленности и энергетики ¦
¦ ¦Республики Саха (Якутия), Совет ¦
¦ ¦директоров ¦
L-----------------------------+-----------------------------------
СОДЕРЖАНИЕ
1. Цели и задачи Программы
2. Финансовое состояние по итогам девяти месяцев 1998 года
3. Техническое состояние ОАО "Якутгазпром"
4. Неотложные задачи технического развития
5. Перспективная программа технического развития
ОАО "Якутгазпром"
6. Основные финансовые проблемы ОАО "Якутгазпром" и
обоснование необходимости их решения программными
методами
7. Краткосрочная Программа реструктуризации и обеспечения
стабилизации финансового состояния ОАО "Якутгазпром"
до 1 января 2000 года
8. Выводы
1. ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ ПРОГРАММЫ
Программа финансовой стабилизации ОАО "Якутгазпром" составлена
в соответствии с Программой Правительства Республики Саха (Якутия)
"О первоочередных мероприятиях по преодолению кризисной ситуации в
экономике Республики Саха (Якутия) в 1998-99 годах" и Планом
стабилизационных мер Правительства на 1998-1999 годы.
Главной целью Программы является стабилизация работы ОАО
"Якутгазпром", повышение надежности газоснабжения потребителей
Республики Саха (Якутия), безубыточность деятельности отрасли,
обеспечение своевременной выплаты заработной платы, создание
благоприятных социальных условий работникам отрасли.
Задачами финансовой стабилизации являются:
1. Улучшение управления ОАО "Якутгазпром" на основе анализа
финансово-хозяйственной деятельности с учетом стратегических задач
предприятия и снижения убыточности предприятия.
2. Обеспечение своевременных налоговых платежей всех уровней.
3. Выполнение мероприятий по ликвидации задолженности по
заработной плате работникам ОАО "Якутгазпром".
4. Снижение издержек производства за счет:
совершенствования организационно-управленческой структуры
Общества через переход отдельных структурных подразделений на
хозрасчет, ликвидация, либо передача в другую форму собственности
подразделений, не связанных напрямую с основной производственной
деятельностью;
наращивания объемов переработки газового конденсата,
природного газа, развития рынка потребления сжиженных газов,
соответствующего проектной производительности Якутского
газоперерабатывающего завода.
5. Создание системы хозяйственно-договорной деятельности на
основе принятия Закона Республики Саха (Якутия) "О нефти и газе",
постановления Правительства Республики Саха (Якутия) "О
государственном заказе", обеспечивающих соблюдение контрактных
обязательств потребителями.
6. Достижение прозрачности финансово-экономического состояния
Общества для его собственников.
2. ФИНАНСОВОЕ СОСТОЯНИЕ ПО ИТОГАМ ДЕВЯТИ МЕСЯЦЕВ
1998 ГОДА
За 9 месяцев 1998 года объем реализации ОАО "Якутгазпром"
составил 354934 тыс. рублей (приложение N 5). Цены на продукцию
формировались и применялись согласно постановлению Правительства
Республики Саха (Якутия) от 15.05.98 N 198.
При формировании цены на природный газ в 1998 году на
некоторые статьи затрат цены утверждены ниже объективно
необходимых. Так, по статье "Фонд оплаты труда" предусмотрено на
год 51763 тыс. рублей, фактически необходимо 81191 тыс. рублей, по
статье "Фонд на содержание социальной сферы" предусмотрено 11735
тыс. рублей, фактически необходимо 38000 тыс. рублей. При этом по
статье "Амортизационные отчисления" предусмотрено 147592 тыс.
рублей, фактически размер начисленных амортизационных отчислений
снизился на 49214 тыс. рублей в результате проведенной переоценки
основных средств. Балансовая прибыль за 9 месяцев 1998 года
составила 31403 тыс. рублей. Однако, предприятию необходимо на
1.01.98 149261 тыс. рублей прибыли для содержания объектов ЖКХ,
социальной сферы, платежей в бюджет и оплаты экономических
санкций. Это повлекло за собой отрицательный финансовый результат
деятельности предприятия в сумме 117858 тыс. рублей, который
нарастает с каждым годом.
Структура себестоимости такова: материальные затраты - 19,2%;
оплата труда - 26,8%; налоги в себестоимости - 24,7%; амортизация
- 23,7%; прочие - 5,6%.
Дебиторская задолженность общества на 1.10.98 составляет
646,4 млн. рублей, из них 48,9% - за реализованную продукцию,
32,1% - за выданные авансы, 14,7% - за кап. строительство, 4,3% -
за задолженность по подразделениям.
Реализовано за 9 месяцев продукции на сумму 412,8 млн. рублей,
оплачено за 9 месяцев 410,6 млн. рублей (приложение N 6), из них
69% за 1997 год. Из суммы оплаченной продукции поступило на
расчетный счет 0,02%; оплачено векселями 24,68%, произведены
зачеты на 75,3%.
Кредиторская задолженность на 1.10.98 - 759,6 млн. рублей, из
них: 15,4% - за выполненные работы и услуги, 27% - 225,6 млн.
рублей задолженность по ссудам и займам, 43,8% - задолженность по
бюджету - 332,6 млн. рублей; 13,8% - 84,5 млн. рублей -
задолженность по заработной плате.
За 9 месяцев 1998 года при крайне низкой платежеспособности
потребителей газа, обществом оплачено в бюджет 108,5 млн. рублей -
это 27,8% от полученных средств. Однако, со стороны Правительства
Республики инвестиций на капитальное строительство в рамках
инвестиционного бюджета в 1997 году, ни в 1998 году поступлений не
было.
ФИНАНСОВО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
ОАО "ЯКУТГАЗПРОМ"
(тыс. рублей)
-----T-------------------T---------T---------T---------T---------¬
¦ NN ¦Показатели ¦ Отчет ¦ Первое ¦9 месяцев¦Ожидаемая¦
¦п/п ¦ ¦1997 года¦полугодие¦1998 года¦ оценка ¦
¦ ¦ ¦ ¦1998 года¦ ¦1998 года¦
+----+-------------------+---------+---------+---------+---------+
¦1. ¦Объем товарной ¦ ¦ справка ¦ ¦
¦ ¦продукции: ¦ ¦ прилагается ¦ ¦
¦ ¦- в нат. выражении,¦ ¦ (приложение 1) ¦ ¦
¦ ¦ед. изм. ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦- в стоимостном ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦выражении, тыс. ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦руб. ¦ ¦ ¦ ¦
+----+-------------------+---------+---------T---------+---------+
¦2. ¦Реализация ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦продукции: ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦- в нат. выражении,¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ед. изм. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦- в стоимостном ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦выражении, тыс. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦руб. ¦ 504626¦ 299155¦ 354934¦ 510000¦
+----+-------------------+---------+---------+---------+---------+
¦2.2.¦В ценах поставщика ¦ 9885¦ 2337¦ 3611¦ ¦
+----+-------------------+---------+---------+---------+---------+
¦3. ¦Затраты на ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦производство и ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦реализацию, из них:¦ 524399¦ 222211¦ 315526¦ 447500¦
+----+-------------------+---------+---------+---------+---------+
¦3.1.¦Себестоимость ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦продукции, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦в т.ч.: ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦Матер. затраты ¦ 82385¦ 45757¦ 60525¦ 85000¦
¦ ¦Оплата труда ¦ 103657¦ 55733¦ 84531¦ 110000¦
¦ ¦Отчисления на ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦оплату ¦ 36714¦ 19422¦ 28642¦ 38500¦
¦ ¦Налоги в ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦себестоимость ¦ 103140¦ 41666¦ 49382¦ 72000¦
¦ ¦Амортизация ¦ 157853¦ 48925¦ 74628¦ 100000¦
¦ ¦Прочие, из них: ¦ 40650¦ 10708¦ 17818¦ 42000¦
¦ ¦% за кредит ¦ ¦ - ¦ - ¦ ¦
+----+-------------------+---------+---------+---------+---------+
¦4. ¦Результат от ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦основной ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦деятельности ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦(стр. 2 - стр. 2.2.¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦- стр. 3) ¦ -29658¦ 74607¦ 35797¦ 62500¦
+----+-------------------+---------+---------+---------+---------+
¦4.1.¦Налоги на прибыль ¦ 24276¦ 4897¦ 7254¦ 9672¦
+----+-------------------+---------+---------+---------+---------+
¦4.2.¦Прочие доходы и ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦расходы (+, -) ¦ +126057¦ +2871¦ +2860¦ +2672¦
+----+-------------------+---------+---------+---------+---------+
¦5. ¦Балансовая прибыль ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦(убыток) стр. 2 - ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦стр. 3 - стр. 4.1. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦(+-стр. 4.2.) ¦ 72123¦ 72581¦ 31403¦ 55500¦
+----+-------------------+---------+---------+---------+---------+
¦5.1.¦Налог на прибыль ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦(прочие налоги) ¦ 21399¦ 23936¦ 8727¦ 19400¦
+----+-------------------+---------+---------+---------+---------+
¦5.2.¦Затраты на развитие¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦производства, соц. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦выплаты ¦ 38997¦ 9816¦ 13199¦ 41000¦
+----+-------------------+---------+---------+---------+---------+
¦5.3.¦Убытки от ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦содержания объектов¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ЖКХ и соцкультбыта ¦ 51716¦ 16165¦ 32648¦ 40000¦
+----+-------------------+---------+---------+---------+---------+
¦5.4.¦Пени ¦ 71071¦ 28825¦ 94687¦ 100000¦
+----+-------------------+---------+---------+---------+---------+
¦6. ¦Финансовый ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦результат ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦деятельности ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦предприятия ¦ -111060¦ -6161¦ -117858¦ -144900¦
+----+-------------------+---------+---------+---------+---------+
¦7. ¦Численность всего ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦персонала в т.ч.: ¦ 2462¦ 2484¦ 2491¦ 2500¦
¦ ¦ППП, чел. ¦ 1454¦ 1502¦ 1514¦ 1520¦
+----+-------------------+---------+---------+---------+---------+
¦8. ¦Среднемесячная ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦заработная плата, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦руб. всего ¦ 4031¦ 4152¦ 4066¦ 4091¦
¦ ¦в т.ч.: ППП ¦ 4461¦ 4562¦ 4415¦ 4440¦
+----+-------------------+---------+---------+---------+---------+
¦9. ¦Среднегодовая ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦стоимость основных ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦производственных ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦фондов в т.ч.: ¦ 4008873¦ 3177407¦ 3277952¦ ¦
¦ ¦- износ ОПФ ¦ 2265033¦ 1750288¦ 1886419¦ ¦
L----+-------------------+---------+---------+---------+----------
3. ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ ОАО "ЯКУТГАЗПРОМ"
Газовая отрасль Республики Саха (Якутия) берет начало с 1968
года. За 30 лет существования отрасли было введено в разработку 6
газовых и газонефтеконденсатных месторождений, построено и сдано в
эксплуатацию 1639 км магистральных газопроводов и газопроводов -
отводов. Потребители республики получили 27,9 млрд. куб. м
природного газа, 923 тыс. тонн газового конденсата и 500 тыс. тонн
нефти.
-----------------------------------T-----------------------------¬
¦ Потребители ¦ Доля от общего потребления %¦
+----------------------------------+-----------------------------+
¦АО "Якутскэнерго" ¦ 53% ¦
¦АК "Алмазы России-Саха" ¦ 11% ¦
¦Комбыт ¦ 18% ¦
¦Агропромышленный комплекс ¦ 11% ¦
¦Население ¦ 3% ¦
L----------------------------------+------------------------------
Основным потребителем природного газа в Центральном регионе
республики является Якутский промышленный узел, где расположены
ЯГРЭС, ЯТЭЦ, практически все объекты агропромышленного комплекса,
объекты стройиндустрии и предприятия тепловых сетей. В Западной
Якутии потребителями газа являются объекты алмазодобывающей
промышленности и энергетики.
Единственное предприятие газовой отрасли - Открытое
акционерное общество "Якутгазпром". Основные задачи предприятия -
добыча, транспорт и переработка природного газа, газового
конденсата, нефти на территории Республики Саха (Якутия).
Акционерного общество организовано 16 мая 1994 года на базе
Государственного предприятия "Якутгазпром", входившего ранее а
структуру Министерства газовой промышленности СССР, а позднее - в
структуру РАО "Газпром". ОАО "Якутгазпром" создано решением Фонда
управления государственным имуществом при Правительстве Республики
Саха (Якутия) путем преобразования государственного предприятия в
процессе его приватизации с подчинением органам управления
Республики Саха (Якутия).
Организационная структура ОАО "Якутгазпром" представлена в
приложении N 1. В ее основе положен цеховой принцип, когда
основное производство осуществляется в цехах на местах добычи,
транспорта и переработки природного газа. Представленная структура
сложилась в результате прошедших реорганизаций с учетом
накопленного опыта управления производства.
3.1. РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ
В Республике Саха (Якутия) открыто 31 месторождение
углеводородного сырья. Первый объект эксплуатации - Усть-Вилюйское
газовое месторождение, открытое в 1958 году и введенное в
разработку в 1968 году. В 1993 году в связи с истощением
эксплуатация месторождения была прекращена; накопленный отбор газа
на то время составил 1963 млн. куб. м или 69% от начальных
запасов.
В настоящее время в освоении ОАО "Якутгазпром" находятся
четыре месторождения: Средневилюйское и Мастахское
газоконденсатные, расположенные в Вилюйском регионе, а также
Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное и Северо-Нелбинское
газоконденсатное (Западный регион республики).
Газоснабжение Центрального промышленного региона и г. Якутска
осуществляется от Средневилюйского и Мастахского месторождений.
Мастахское газоконденсатное месторождение было введено в
эксплуатацию в марте 1973 года. Промышленная разработка началась в
1976 году. В настоящее время месторождение находится в завершающей
стадии разработки и эксплуатируется в соответствии с Проектом
довыработки Мастахского ГКМ. Из пяти продуктивных горизонтов
четыре практически выработаны при текущих коэффициентах газоотдачи
0,6-0,7. Эксплуатационный фонд насчитывает 3 скважины, добывные
возможности составляют 760 тыс. куб. м газа в сутки. В ожидании
ликвидации находятся 18 обводнившихся скважин. Накопленный отбор
газа в целом по месторождению на 1.01.98 достиг 12846 млн. куб. м.
Для основных продуктивных горизонтов отбор газа составляет от 28%
до 82% по отношению к начальным запасам.
Средневилюйское газоконденсатное месторождение введено в
разработку в 1986 году по пусковой схеме для покрытия дефицита
газа в Центральном промышленном регионе республики. В настоящее
время является основным месторождением по объемам добычи.
Обустройство месторождения осуществляется по двум разработанным и
утвержденным проектам, предполагающим годовую добычу газа в
объемах до 2 млрд. куб. м и до 4 млрд. куб. м соответственно.
Появление последнего варианта связано с необходимостью покрытия
пиковых нагрузок, а также с планами газификации села.
До октября 1997 подготовка газа осуществлялась на УКПГ
производительностью 5 млн. куб. м/сут., к которой было подключено
15 скважин. К тому времени в периоды пиковых нагрузок подача газа
с месторождения достигала 6,2 млн. куб. м/сут. Режим перегрузки
установки существенно влиял на качество подготовки газа.
Увеличился унос конденсата в газопровод, уменьшая его пропускную
способность.
В 1997 году в эксплуатацию введена одна из двух проектных
технологических ниток новой УКПГ-2 производительностью 5 млн. куб.
м/сут. с подключением к ней группы скважин, что позволило
обеспечить необходимый объем добычи газа в зимний период.
Средневилюйское месторождение разделено рекой Вилюй на две
примерно равные части. До 1997 года разрабатывалась только
правобережная часть.
Преимущественный отбор газа с правобережной части
месторождения привел к формированию в его юго-западной части
депрессионной воронки, которая с течением времени углубляется и
расширяется по площади. Продолжение массированного отбора из этой
части месторождения в ближайшей перспективе приведет к
некомпенсируемым потерям газового конденсата, обводнению
продуктивных горизонтов и, как следствие этого - к массовому
выходу из строя скважин эксплуатационного фонда.
Для стабилизации ситуации в 1997 году введена в разработку
левобережная часть: введены 4 скважины и по пусковому минимуму
начата эксплуатация блока входных ниток. Основной проблемой
обустройства левого берега является отсутствие проектных переходов
через реку Вилюй. Запущенный в 1997 году газовый межпромысловый
коллектор Ду 150 мм может обеспечить подачу не более 800
тыс. куб. м/сутки, что позволяет эксплуатировать не более двух
скважин. Вместе с тем, общий фонд подготовленных скважин на левом
берегу насчитывает 10 единиц.
Для ликвидации угрозы обводнения основной залежи T1-III на
Средневилюйском месторождении необходимо выполнить следующие
работы:
построить через р. Вилюй газопровод Д 426 мм с резервной
ниткой, длиной 9,2 км;
произвести обустройство левобережной части месторождения;
ввести в разработку горизонт T1-II;
произвести корректировку проектов разработки и обустройства
месторождений согласно сложившейся ситуации.
Добыча газа в 1997 году в целом по месторождению достигла
1227,4 млн. куб. м, накопленный отбор на 01.01.98 - 10588 млн.
куб. м, что составляет 7,3% от начальных запасов.
Газоснабжение Западного региона Республики осуществляется со
Средне-Ботуобинского и Северо-Нелбинского месторождений.
Северо-Нелбинское газоконденсатное месторождение находится в
стадии завершающей разработки. В 1997 году в эксплуатации
находилась лишь одна скважина. Добыча газа в 1997 году составила
2,2 млн. куб. м, накопленная - 343 млн. куб. м (39% от начальных
запасов).
Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторождение
является многокомпонентным с содержанием как природного газа, так
и нефти. Для целей добычи природного газа с 1985 года
разрабатывается газоконденсатная залежь в пределах северного
(газового) блока. В эксплуатационном фонде насчитывается 10
скважин. Добывные возможности - 1,5 млн. куб. м в сутки при
потребности региона 2,0 млн. куб. м. Подготовка газа производится
на УКПГ производительностью 1,7 млн. куб. м/сут.
В 1997 году добыча газа по Среднеботуобинскому месторождению
составила 237,5 млн. куб. м, накопленный отбор достиг 2036 млн.
куб. м (10,1% от начальных запасов).
Дефицит добывных возможностей приводит к тому, что в зимнее
время Мирнинская ГРЭС работает в режиме ограниченного потребления,
что заранее оговаривается при составлении договора на поставку
газа.
Эксплуатируемый блок Среднеботуобинского месторождения не
является достаточно надежным источником газоснабжения вследствие
тектонической раздробленности залежи. В 1990 году головным
институтом "ВНИИГаз" пересмотрен проект разработки месторождения с
корректировкой объемов добычи газа в сторону уменьшения до 260
млн. куб. м в год.
Надежное газоснабжение г. Мирного возможно только с
подключением дополнительного месторождения, в частности,
Таас-Юряхского. В конце 1998 года на этом месторождении будут
введены в эксплуатацию 2 разведочные скважины. Прирост добычи газа
составит порядка 700 тыс. куб. м/сут., на это требуется расширение
существующей УКПГ.
Газопотребление в республике характеризуется большой сезонной
и суточной неравномерностью, о чем можно судить по графику
сезонных поставок природного газа в крупнейший потребитель - г.
Якутск. Такая неравномерность является следствием особенностей
потребления природного газа, когда максимум потребления приходится
на зимние месяцы (пики отопительного сезона, выработки
электроэнергии).
Сложившийся коэффициент неравномерности составляет 0,6;
потребление газа достигает своего максимума в зимнее время
(декабрь-февраль) и превышает среднегодовое значение суточного
потребления более чем в два раза.
В последние годы в Центральном регионе стала отмечаться
ситуация, когда в самое холодное время года (декабрь-январь) при
температуре окружающего воздуха ниже -45 град. С отмечается
дефицит природного газа. Его появление связано с ограниченной
пропускной способностью двух ниток магистрального газопровода (5,8
млн. куб. м в сутки), в то время как общая потребность
Центрального региона достигает 6,5-6,7 млн. куб. м/сутки.
В дальнейшем ситуация может ухудшиться из-за сокращения фонда
действующих скважин. За 1992-97 годы ввод новых скважин по всем
месторождениям составил 8 единиц, за этот же период выбыло из
эксплуатационного фонда 13 скважин.
3.2. ТРАНСПОРТ ПРИРОДНОГО ГАЗА
Подача газа Центральному промышленному району осуществляется
по 2-ниточному магистральному газопроводу Кысыл-Сыр-Мастах -
Берге-Якутск протяженностью по трассе 466 км диаметром 529 мм.
Магистральный газопровод с проектной производительностью 4,2 млн.
куб. м в сутки в пиковые периоды потребления эксплуатируется с
большой перегрузкой - фактически по газопроводу подается до 6,3
млн. куб. м газа в сутки, а в отдельные самые морозные дни - до
6,5-6,7 млн. куб. м сутки. Такая эксплуатация приводит к нарушению
технологического режима работы газопровода: к снижению давления на
входе газа в ГРС города Якутска, поселков Покровск и Табага до
аварийных значений.
Первая нитка газопровода Таас-Тумус-Якутск на участке
протяженностью 192 км, введенная в эксплуатацию в 1967 году для
подачи газа с Усть-Вилюйского ГМ, отрабатывает свой нормативный
срок. С начала эксплуатации газотранспортной системы произошло 189
аварий, из них 5 крупных, в результате которых вводились
ограничения потребления газа промышленным предприятиям
Центрального региона. Дальнейшее увеличение объемов
газопотребления Якутского промышленного узла невозможно без
строительства третьей нитки протяженностью 384 км на участке
Мастах-Берге-Якутск.
Из-за отсутствия средств последние шесть лет не производится
полномасштабный капитальный ремонт линейной части газопроводов.
Выполняются только ремонтно-профилактические работы.
Газоснабжение г. Якутска осуществляется от
газораспределительной станции (ГРС), построенной 30 лет назад. На
сегодня Якутская ГРС работает со значительной перегрузкой. При
проектной производительности 183 тыс. куб. м в зимний период
максимальный часовой расход газа составляет 230 тыс. куб. м.
Оборудование и технологические трубопроводы морально и физически
устарели.
Для изменения создавшейся ситуации и создания кольцевой
системы газоснабжения необходимо возобновить строительство новой
ГРС-1 мощностью 500 тыс. куб. м/час, которая совместно с ГПЗ
позволит создать единый комплекс подготовки газа. Необходимо также
продолжить строительство ГРС-2 в районе Птицефабрики мощностью 200
тыс. куб. м/час, законсервированной в настоящее время из-за
отсутствия средств.
В Западном регионе природный газ подается потребителям по
однониточному магистральному газопроводу Таас-Юрях - Мирный Ду
500 мм и протяженностью 171 км. Производительность газопровода - 1
млрд. куб. м/год, что обеспечивает поставку необходимых объемов
газа потребителям, но не гарантируют надежности вследствие
однониточного исполнения.
3.3. ДОБЫЧА НЕФТИ
Разработка нефтяной залежи Среднеботуобинского НГКМ ведется с
1984 года по проекту опытно-промышленной эксплуатации (ОПЭ).
Ежегодно на месторождении добывается 48-50 тыс. тонн нефти,
используемой в качестве котельно-печного топлива.
С начала разработки на месторождении добыто более 500 тыс.
тонн нефти.
Добыча нефти на уровне 48-50 тыс. тонн является убыточной и
оправдана необходимостью получения геолого-промысловой информации
для составления проекта разработки нефтяной залежи на период
промышленной эксплуатации.
Планируемый ввод в эксплуатацию установки по переработке нефти
НПУ-100 Акционерным обществом "Таас-Юряхнефть (ориентировочно до
1.01.99) позволит АО "Якутгазпром" довести добычу нефти в 1999
году до 80 тыс. тонн, а в 2000 году - до 110 тыс. тонн, что
приведет к снижению удельных затрат на 1 тонну нефти и обеспечит
рентабельность ее добычи.
3.4. ПЕРЕРАБОТКА УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ
Газоперерабатывающий завод в г. Якутске.
Начало строительства - 1993 год. Финансирование
предусматривалось осуществлять из средств республиканского
бюджета.
По функциональной принадлежности ГПЗ является составной частью
единой технологической системы транспорта природного газа и его
подготовки перед подачей потребителям. Наряду с получением
сжиженных углеводородных газов, основное назначение завода -
глубокая осушка природного газа - освобождение его от тяжелых
углеводородов перед подачей газа потребителям г. Якутска.
Производительность 1 очереди завода (проектная) составляет 15,1
тыс. тонн/год сжиженных газов и изопентан-пентановой (бензиновой)
фракции с одновременной подготовкой 630 млн. куб. м/год природного
газа для коммунально-бытовых потребителей.
Пуск газоперерабатывающего завода в постоянную эксплуатацию
планируется в III квартале т.г., при изыскании средств в объеме 13
млн. рублей.
В 1999 году предусмотрено производство пропан-бутановой смеси
1,3 тыс. тонн, изопентан-пентановой фракции 1,25 тыс. тонн.
Основные направления
и объемы использования сжиженного газа:
1. Баллонный газ - в коммунально-бытовом потреблении для целей
пищеприготовления с объемами использования до 1000 тонн в год.
2. В промышленности - сварка и резка металлов, дорожное
строительство (400-500 тонн в год).
3. Для целей газификации индивидуальных строений (коттеджи,
фермерские хозяйства) - до 2000 тонн в год с перспективой
газификации 400-500 строений.
4. В качестве альтернативного моторного топлива для
карбюраторных автомобилей. Из приведенных цифр потребления
следует, что данное направление необходимо рассматривать в
качестве основного с точки зрения использования вырабатываемых
объемов сжиженных газов.
Поэтому, в качестве ближайшей задачи увеличения реализации СУГ
рассматривается необходимость строительства в г. Якутске
специализированной станции по переводу автотранспорта на
использование сжиженных газов с полным сервисным обслуживанием
автомобилей, укомплектованных газобаллонными установками. Планами
АО "Якутгазпром" предусмотрено также строительство в 1999 году
стационарной автогазозаправочной станции.
Дополнительные доходы от реализации СУГ могут быть получены
также при прямой продаже продукции потребителям, минуя
существующее на сегодня посредническое звено - ОАО "Ленагаз".
Такая возможность появится после ввода объектов ГПЗ, позволяющих
производить круглогодичное наполнение баллонов, а также проводить
их освидетельствование и ремонт.
Первые годы эксплуатации Якутского ГПЗ выявили несовпадение по
времени максимумов выпуска и реализации сжиженных углеводородных
газов (СУГ). Так, максимальное производство СУГ приходится на
зимние месяцы, когда имеется возможность полной загрузки
оборудования на уровне номинальной производительности. Реализация
продукции, наоборот, максимальна в летние месяцы, когда
оборудование завода недозагружено из-за малого потребления
природного газа. В связи с этим, возникает необходимость
накопления СУГ в зимнее время для его последующей реализации
летом.
В качестве варианта принято решение создания дополнительных
объемов хранения СУГ путем строительства подземных резервуаров,
общим объемом 15000 куб. м (6,0-6,3 тысяч тонн).
Для выполнения работ по договору субподряда привлечено МГП
"Бурфок". Работы начаты в 1998 году, но из-за финансовых и
технических трудностей общий объем размыва подземной полости не
превысил 300-400 куб. м. На 1999 год запланировано завершение
работ по строительству первого резервуара объемом до 1000 куб. м.
Переработка газового конденсата.
В 1997 году общая добыча газового конденсата составила 70,3
тыс. тонн, из них на Средневилюйском ГКМ - 64,4 тыс. тонн. После
предварительной подготовки основная часть газового конденсата
используется как котельное топливо в различных улусах республики.
Вместе с тем этот продукт является превосходным сырьем для
производства моторных топлив, поскольку представляет собой
природную смесь бензиновой (66-80%) и дизельной (16-30%) фракций.
Переработка конденсата осуществляется в ограниченных объемах
на Средневилюйском месторождении. Для этого используется
установка, смонтированная в 1987 г. собственными силами.
В целях реализации проектных решений обустройства
Средневилюйского ГКМ, в 1987 году закуплена малогабаритная
установка переработки газового конденсата, изготовленная опытным
заводом ВНИИГаз - "Якутск, СВ-1" для получения товарных бензинов
на основе смешения получаемой на ней бензиновой фракции с
антидетонационными присадками, а также производство дизельного
топлива.
К настоящему времени на установке проведены пуско-наладочные
работы, в процессе которых произведено 5 тыс. тонн опытной партии
бензиновой фракции. Осуществляется подготовка документации к
принятию данного объекта в постоянную эксплуатацию. Общая мощность
перерабатывающих производств на промысле - 45 тыс. тонн в год по
газовому конденсату.
К действующим объектам переработки относится также линия по
извлечению пропан-бутановой фракции (до 600 тонн в год),
смонтированная на УКПГ-1 Средневилюйского ГКМ.
Другое назначение линии - регенерация метанола из
водно-метанольных растворов, отделяемых в процессе добычи
природного газа и его подготовки к транспорту. Регенерация
метанола производится также на Мастахском ГКМ на установке
производительностью до 1000 тонн переработки водно-метанольных
растворов. Планируемая на 1999 год реконструкция установки
позволит существенно повысить ее производительность и, тем самым,
в два раза снизить объемы завозимого метанола, текущая потребность
которого составляет 3500 тонн в год.
3.5. СОСТОЯНИЕ ОБОРУДОВАНИЯ И СПЕЦТЕХНИКИ
Технологическое оборудование газовых промыслов имеет
амортизацию от 50 до 100%. Устьевое оборудование газоконденсатных
скважин эксплуатируется с грубейшими нарушениями требований Правил
безопасности в нефтяной и газовой промышленности. Обслуживание и
ремонт оборудования производятся собственными силами. В виду
отсутствия средств, с 1992 года к ремонтным работам не
привлекаются специализированные подрядные организации. Своя
ремонтная база развита только в управлении буровых работ. В
остальных цехах и подразделениях ремонтная база практически
отсутствует.
Усиливается острота ситуации с заменой и пополнением парка
автомобильной и тракторной техники, основную часть которого
составляет техника специального назначения, с заменой физически
изношенного парка автомашин и механизмов (буровых станков,
грузоподъемных машин, сварочных агрегатов, насосов и пр.).
Эксплуатируемая спецтехника, в основном, выпущена до 1990 года.
Подлежит замене 60% автомобильного парка, 85% тракторного парка,
необходимо пополнение и замена сварочного оборудования. За
последние шесть лет закупки спецтехники и автотранспорта
практически не осуществлялись.
3.6. СОСТОЯНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СВЯЗИ И СИСТЕМЫ
ТЕЛЕМЕХАНИКИ
АО "Якутгазпром" эксплуатирует в составе газопроводов
Таас-Тумус-Берге-Якутск и Кысыл-Сыр-Мастах-Берге радиорелейную
линию (РРЛ) протяженностью 580 км. Наличие устойчивой оперативной
связи является неотъемлемой частью обеспечения надежной работы
единой технологической схемы газовый промысел - магистральный
газопровод - потребитель.
С целью повышения надежности работы магистральных
газопроводов, в 1988 году институтом "Укргазпроект" выполнен ТЭР
телемеханизация магистральных газопроводов и АСУТП ПО
"Якутгазпром". Оборудование для системы телемеханизации поступало
в период 1991-96 г.г. К настоящему времени на его основе создан
центр с рабочими местами в лаборатории телемеханики, цехе
транспорта газа, диспетчерской; проведен монтаж датчиков давления,
температуры на ГРС г. Якутска, г. Покровска, п. Табаги, п.
Хатассы.
В 1992 году оборудование РРЛ связи достигло предельного срока
износа, что в значительной степени сказывается на качестве связи,
требования к которой повышаются в связи с необходимостью
обслуживания системы телемеханики. Отсутствие запасных частей для
оборудования, эксплуатируемого на РРЛ, снижает надежность работы и
часто приводит к отсутствию связи, что в свою очередь может
привести к аварийным ситуациям на газопроводах.
До настоящего времени не решен вопрос по строительству РРЛ на
газопроводе Таас-Юрях-Мирный, Мирный-Айхал-Удачный. Связь на
участке Мирный-Таас-Юрях-Ленск организована по временной схеме с
использованием антенных опор и технических зданий Министерства
связи.
4. НЕОТЛОЖНЫЕ ЗАДАЧИ ТЕХНИЧЕСКОГО РАЗВИТИЯ
Производственные задачи на ближайшие три года, связанные с
основной деятельностью ОАО "Якутгазпром", представлены в следующей
таблице:
ПЛАН
ПРОИЗВОДСТВА ПРОДУКЦИИ ПО ОАО "ЯКУТГАЗПРОМ"
НА ПЕРИОД ДО 2001 ГОДА
-------------------T-------T-------T-------T-------T-------T-------¬
¦ Показатели ¦ Един. ¦1997 г.¦1998 г.¦1999 г.¦2000 г.¦2001 г.¦
¦ ¦ измер.¦ факт ¦ ожид. ¦ план ¦проект ¦проект ¦
+------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦1. Добыча газа, ¦млн. ¦ 1577¦ 1535¦ 1550¦ 1600¦ 1600¦
¦всего ¦куб. м ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦в том числе: ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦Средневилюйское ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ГКМ ¦ ¦ 1227,4¦ 1150¦ 1190¦ 1220¦ 1230¦
¦Мастахское ГКМ ¦ ¦ 110,2¦ 135,3¦ 100¦ 90¦ 80¦
¦Среднеботуобинское¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ГКМ ¦ ¦ 237,2¦ 247¦ 230¦ 220¦ 200¦
¦Северо-Нелбинское ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ГКМ ¦ ¦ 2,2¦ 2,7¦ -¦ -¦ -¦
¦Таас-Юряхское ГКМ ¦ ¦ -¦ -¦ 30¦ 70¦ 90¦
+------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦- собственные ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦нужды и потери в ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦добыче газа ¦ ¦ 55,44¦ 49,6¦ 50¦ 50¦ 50¦
+------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦- поставка газа в ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦газопроводы ¦ ¦ 1521,6¦ 1532,4¦ 1500,4¦ 1550¦ 1550¦
+------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦- собственные ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦нужды в транспорте¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦газа ¦ ¦ 17,8¦ 16,7¦ 13,8¦ 15,5¦ 15,5¦
+------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦- техпотери в ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦транспорте газа ¦ ¦ 8,9¦ 8,5¦ 8,5¦ 8,5¦ 8,5¦
+------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦- товарный газ ¦ ¦ 1493,9¦ 1463,1¦ 1478,1¦ 1526¦ 1526¦
+------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦2. Добыча газового¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦конденсата ¦тыс. тн¦ 70,3¦ 66,3¦ 67¦ 70¦ 70¦
+------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦- техпотери в ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦добыче конденсата ¦ ¦ 3,8¦ 3¦ 2¦ 2¦ 2¦
+------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦- переработка ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦газового ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦конденсата ¦ ¦ 62,5¦ 74,5¦ 65¦ 68¦ 68¦
+------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦- потери в ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦переработке ¦ ¦ 3¦ 3¦ 7,2¦ 7,5¦ 7,5¦
+------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦- Выпуск продукции¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦переработки ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦газового ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦конденсата: ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦- бензин ¦ ¦ 6¦ 8,3¦ 15¦ 24¦ 24¦
+------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+ ¦
¦- котельное ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦топливо ¦ ¦ 53,3¦ 62,9¦ 41,8¦ 34,5¦ 34,5¦
+------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+ ¦
¦- дизельное ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦топливо ¦ ¦ 0,2¦ 0,3¦ 1¦ 2¦ 2¦
+------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+ ¦
¦3. Добыча нефти ¦ ¦ 48,4¦ 30¦ 80¦ 110¦ 110¦
+------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+ ¦
¦4. Выпуск ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦продукции ГПЗ: ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦- пропан-бутановая¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦смесь ¦ ¦ 0,8¦ 1,0¦ 1,3¦ 1,7¦ 2,1¦
¦- изопентан - ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦пентановая ¦ ¦ 0,1¦ 0,8¦ 1,25¦ 1,5¦ 2,0¦
¦фракция ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
L------------------+-------+-------+-------+-------+-------+--------
Для их выполнения, а также покрытия дефицита в газе
Центрального и Западного регионов, необходимо вовлечение в
разработку новых мощностей по добыче, транспортировке и
переработке природного газа, газового конденсата и нефти.
В частности, для стабилизации ситуации с разработкой
Средневилюйского ГКМ необходимо:
- построить газовый коллектор через р. Вилюй d - 426 мм, L =
9,2 км;
- построить коллектор N 1, проходящий по территории основных
запасов горизонта T1-II (левый берег) d - 273 мм, L = 8,6 км;
- провести реконструкцию УКПГ-1 согласно проекта разработки
Средневилюйского ГКМ до 2 млрд. м/год.
5. ПЕРСПЕКТИВНАЯ ПРОГРАММА ТЕХНИЧЕСКОГО РАЗВИТИЯ
ОАО "ЯКУТГАЗПРОМ"
1. Строительство III нитки магистрального газопровода
Кысыл-Сыр-Мастах-Берге-Якутск. Обоснование необходимости
строительства изложено выше и связано с необходимостью повышения
надежности газотранспортной системы подачи газа потребителям
Центрального региона республики, а также снятия дефицита газа во
время пиковых нагрузок.
По данному объекту имеется рабочая документация. В 1998 году
совместно с ННГК "Саханефтегаз" подготовлен бизнес-план,
направленный в Минэкономики Российской Федерации на конкурс
инвестиционных проектов для получения гарантии Правительства РФ.
2. Переработка всех объемов добываемого газового конденсата с
целью производства товарных моторных топлив. Создание
перерабатывающего предприятия планируется на базе Средневилюйского
ГКМ. Его создание позволит полностью закрыть потребности г.
Якутска, а также Вилюйской группы улусов в автомобильном бензине
А-93 и значительной доли бензина А-76, что является немаловажным
фактором в обеспечении потребностей республики в собственных видах
продукции.
Для цели переработки конденсата совместно с ННГК
"Саханефтегаз" проведен тендер среди отечественных фирм на
поставку блочно-модульной установки, позволяющей получать
автомобильные бензины необходимого ассортимента, включая АИ-93, а
также дизельное топливо. Основная задача, связанная с организацией
переработки, - высвобождение необходимых объемов газового
конденсата, который в настоящее время используется как
котельно-печное топливо.
С финансовой точки зрения проект является высокоэффективным со
сроком окупаемости около 2 лет.
3. Строительство комплекса по переработке нефти на
Среднеботуобинском месторождении мощностью 300 тыс. тонн с
глубокой переработкой нефти для получения товарных бензинов,
дизельного топлива, битума.
4. Строительство установки получения метанола
производительностью 10 тыс. тонн в год на Средневилюйском
месторождении, что позволит отказаться от сезонного завоза
метанола, необходимого для добычи и подготовки природного газа, и
приведет к оздоровлению экологической обстановки, учитывая, что
метанол является сильнодействующим ядом.
5. Внедрение технологий использования сжиженного и сжатого
природного газа в качестве моторных топлив, что даст значительный
эффект при использовании данного вида топлива для карьерных
самосвалов на алмазодобыче с существенным снижением
загазованности карьеров.
6. Строительство завода по производству синтетических
нефтепродуктов из природного газа.
Совместно с развитием нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей
промышленности Республики Саха (Якутия) производство синтетических
нефтепродуктов является весомым вкладом в решении задач по полной
замене завозимых нефтепродуктов их производством из собственных
углеводородных ресурсов.
К достоинствам данного производства следует отнести:
- к настоящему времени в стадии завершения (в течение 2-3 лет)
находятся опытные работы по разработке промышленных технологий
получения из природного газа жидких моторных топлив, сопоставимых
по затратам с получением этих продуктов из нефти первичной
переработкой (ректификацией), но без мазута;
- производство будет осуществляться в наиболее развитой и
населенной части республики (Центральный промышленный регион),
имеющей возможности с минимальными затратами создания всех
необходимых составляющих инфраструктуры и кадрового обеспечения;
- вновь возникают технические предпосылки для обустройства
Средневилюйского газоконденсатного месторождения по оптимальной
схеме разработки (ранее предполагалась подача части газа на запад
республики);
- социальное значение строительства третьей нитки
магистрального газопровода Кысыл-Сыр-Мастах-Якутск меняется на
экономическое. Анализ первичных материалов показывает, что при
производительности завода 420 тыс. тонн/год (что необходимо для
ликвидации навигационного завоза нефтепродуктов) срок окупаемости
III нитки газопровода менее 20 лет и может быть снижен при
увеличении производительности завода, полностью обеспечивающей
потребности в дизельном топливе и бензинах;
- значительно сглаживается сезонная неравномерность
эксплуатации газовых промыслов и газотранспортных трубопроводных
систем, устраняется сезонная неритмичность выпуска продукции на
действующем Якутском газоперерабатывающем заводе (ГПЗ).
В настоящее время осуществляется поиск партнера на разработку
ТЭО строительства завода синтетических нефтепродуктов
производительностью до 560 тыс. тонн в год (1,2 млрд. куб. м по
природному газу).
Реализацию проекта предлагается осуществить в два этапа.
Первый из них предполагает строительство завода по
производительности, обеспеченной существующими возможностями
добычи и поставок природного газа (550 млн. куб. м в год по сырью
или 260-280 тыс. тонн в год нефтепродуктов). Второй этап -
расширение завода с увеличением производительности в два раза, что
позволит отказаться от навигационного завоза основных
нефтепродуктов (дизтоплива и бензина). Его реализация возможна при
наличии третьей нитки магистрального газопровода с одновременным
завершением обустройства Средневилюйского ГКМ на добычу не менее 2
млрд. куб. м/год.
Для осуществления проекта предполагается использовать заемные
средства.
7. Поставка природного газа и продуктов его переработки на
экспорт. Среди различных вариантов поставки газа за пределы
Республики Саха (Якутия) и Российской Федерации наиболее
перспективным представляется вариант экспортных поставок газа в
Китайскую Народную Республику с организацией обустройства
Чаяндинского газового месторождения и объединением потоков газа
Чаяндинского и Ковыктинского (Иркутская область) месторождений.
Данный вариант станет возможным только после детальной
доразведки Чаяндинского месторождения и подтверждения оценочных
запасов газа, которые по оптимистическим прогнозам составляют
порядка 800 млр. куб. м. В случае подтверждения запасов газа,
которые в долларовом эквиваленте могут составить сумму порядка 60
млрд. долларов США появляется реальная основа оздоровления
экономической ситуации не только в газонефтяной отрасли, но всей
республики в целом. Кроме того следует рассмотреть альтернативные
варианты, связанные с переработкой природного газа в республике и
экспортом получаемой продукции в соседние регионы и на рынки
Юго-Восточной Азии.
Что касается сегодняшнего дня, можно показать определяющую
роль ОАО "Якутгазпром" в топливно-энергетическом комплексе
республики на следующем примере:
Исходя из потребностей республики в нефтепродуктах планами
предусмотрен их завоз в 1998 году в общем объеме 1100 тысяч тонн
или, в переводе на условное топливо, 1605 тысяч тонн. Необходимые
затраты на завоз топлива при этом составят порядка 3500 млн.
рублей.
В этом же году ОАО "Якутгазпром" произведет продукции в объеме
1913 тысяч тонн условного топлива, затратив при этом на ее выпуск
447,5 млн. рублей.
Исходя из приведенных цифр следует, что доля затрат на единицу
условного топлива для ОАО "Якутгазпром" в 9 раз ниже, чем доля
затрат на такую же единицу завозимого топлива. При этом
предприятие поставляет 63,5 всех топливно-энергетических ресурсов,
не считая угля.
Таким образом, ОАО "Якутгазпром" является предприятием,
имеющим определяющее значение для экономики республики в целом
(приложение N 3).
Дальнейший текст Программы не приводится
|
