[Most Recent Entries] [Calendar View] [Friends]
Below are the 17 most recent journal entries recorded in
iv_g's LiveJournal:
| Wednesday, January 26th, 2011 | |
| 4:10 pm | Федеральный бюджет РФ http://www.minfin.ru/ru/budget/federal_ Федеральный закон от 13 декабря 2010 г. № 357-ФЗ "О федеральном бюджете на 2011 год и на плановый период 2012 и 2013 годов" (14.12.2010) скачать архив (zip, 329653.38 Кб) http://www.minfin.ru/common/img/uploade |
| Friday, January 14th, 2011 | |
| 9:15 am | Киргизия: недропользование О результатах изучения Правительственной комиссией вопросов лицензирования недропользования и использования месторождений полезных ископаемых в Кыргызской Республике ( Read more... ) |
| Sunday, January 2nd, 2011 | |
| 7:15 pm | Правительство РФ утвердило новую формулу расчета экспортных пошлин на нефтепродукты http://gasforum.ru/wp-content/uploads/2 http://community.livejournal.com/ru_ene |
| Thursday, December 30th, 2010 | |
| 3:00 pm | Монголия: министерство минеральных ресурсов http://mram.gov.mn/en/ Mongolian Mining Registry and Cadastre System http://www3.gaf.de/mongolia_mining/page Ministry of Energy and Mining Mongolian Cadastre Maps http://www3.gaf.de/mongolia_mining/onli Public Downloads File Aerogeophysics Map Cadastral Map Exploration Map (scale 1:50 000) Exploration Map (scale 1:200 000) Geological Map Location Map Mineral Map MRPAM Presentation http://www3.gaf.de/mongolia_mining/page |
| Tuesday, December 21st, 2010 | |
| 10:00 am | Нефтяные компании получат новый генплан до 2020 года После доработки Генеральной схемы развития нефтяной отрасли (новая версия документа имеется у РБК daily) Минэнерго добавило к двум сценариям развития нефтянки третий. Если не брать худший и лучший вариант развития событий, то до 2020 года в России должны ежегодно добывать 505 млн т нефти, и для этого потребуются немалые инвестиции — более 8 трлн руб. Если государство снизит налоговую нагрузку для нефтяных компаний практически до нуля, нефтяники смогут нарастить добычу до 571 млн т в 2017 году. Такие цифры приводятся в Генеральной схеме развития нефтяной отрасли до 2020 года в соответствии с максимальным сценарием. Помимо него есть два других варианта развития событий: инерционный (другими словами — пессимистический) и целевой («золотая середина»). По инерционному сценарию, компании будут добывать те объемы, которые рентабельны при текущих ценах и пошлинах, и суммарная добыча нефти в России сократится с 494 млн т в 2009 году до 395 млн т в 2020 году. Но даже самые пессимистические прогнозы в новой редакции выглядят не столь мрачно на фоне предыдущих прогнозов, когда предполагалось, что Россия будет добывать в 2030 году только 175 млн т. Тон нового документа стал существенно мягче: из генсхемы убрали фразы о том, что с добычей в стране может сложиться «критическая ситуация» из-за высоких темпов «проедания» запасов. Третий вариант — целевой, он же основной: «Предусматривает стабилизацию добычи нефти на уровне 505 млн т в год, что исходит из условия стабильного уровня инвестиционной активности отрасли, а также оптимизации налогового регулирования». Для его реализации требуются инвестиции в 8,75 трлн руб. (около половины из которых пойдет на обустройство и разработку месторождений — 5,89 трлн руб.). Из регионов наибольший объем инвестиций будет направлен в Уральский федеральный округ (2,76 трлн руб.), который при любом сценарии играет ключевую роль в российской нефтедобыче. Чтобы сохранить и нарастить добычу в стране, не обойтись без поправок в Налоговый кодекс. Этот вопрос обсуждался в конце октября на совещании с премьером Владимиром Путиным в Новокуйбышевске. Глава правительства тогда принципиально одобрил генсхему, представленную министром энергетики Сергеем Шматко, но рекомендовал доработать детали. В обновленной версии генсхемы разработчики дали понять, что премьера услышали, но все же с ним не согласились. В частности, отказались от предложенной г-ном Путиным дифференциации налогообложения в зависимости от дебита скважины. «Это не может быть критерием налогообложения, поскольку он зависит от многих факторов производственного, а иногда и субъективного характера», — сообщается в документе, а далее приводятся соответствующие расчеты. В новой редакции генсхемы освещены два принципиально важных вопроса — освоение шельфовых месторождений, а также экологическая безопасность нефтяной промышленности. Кроме того, в ней отражены вопросы инновационного развития. «В России на данный момент не рассматриваются современные технологии повышения нефтеотдачи», — сетуют разработчики документа. Винят в этом все ту же систему налогообложения, не передающую «недропользователям эффект роста цен на международной арене». Существенные изменения претерпел пункт о финансировании геологоразведочных работ (ГРР). В новом документе разработчики ограничились ссылкой на планы «Долгосрочной госпрограммы изучения недр и воспроизводства минерально-сырьевой базы России» 2008 года и фразой о том, что финансирование «ГРР на нефть и газ за счет средств федерального бюджета ежегодно подлежит уточнению с учетом возможностей федерального бюджета». Как пояснил РБК daily источник в правительстве, на данных поправках настоял Минфин, так как в условиях дефицита бюджета выполнение параметров долгосрочной программы слишком обременительно (планировалось, что государство в 2011—2020 годах вложит в ГРР на углеводороды 200,6 млрд руб. в ценах 2008 года). «Минприроды согласовало представленный документ с определенными замечаниями», — пояснили в ведомстве. «В соответствии с поручением правительства Минэнерго планирует представить на рассмотрение правительства генсхему в первом квартале 2011 года. Сейчас обсуждение генсхемы продолжается, идет и активная ее доработка», — заявил представитель министерства. Обновленная версия генеральной схемы была направлена на согласование нефтяникам. По словам представителя «Газпром нефти», компания уже направила в Минэнерго свои отзывы, но уточнять, какие именно, не стал. В ТНК-ВР не смогли прокомментировать данный вопрос, узнать мнение представителей «Роснефти» вчера не удалось. «В последнее время произошло заметное сближение позиций Минэнерго и нефтяных компаний», — отметили в ЛУКОЙЛе. http://www.rbcdaily.ru/2010/12/21/tek/5 Минэнерго доработало генсхему развития нефтяной промышленности ( Read more... ) |
| Friday, December 3rd, 2010 | |
| 11:27 am | Стенографический отчёт о президиуме Госсовета по вопросу повышения энергоэффективности экономики 2 июля 2009 года http://www.kremlin.ru/transcripts/4697 |
| Saturday, November 27th, 2010 | |
| 4:44 pm | Доклад С.И. Шматко по вопросу Генеральной схемы развития нефтяной отрасли на период до 2020 года 28.10.2010 http://minenergo.gov.ru/press/doklady/i http://minenergo.gov.ru/upload/iblock/6 http://energyfuture.ru/doklad-s-i-shmat 09.06.2010 Выступление Министра энергетики Российской Федерации С.И. Шматко на заседании Государственной Думы в рамках "Правительственного часа" - - - - - - - - - - - - - - - - - - 11.10.2010 Стенограмма совещания в Новом Уренгое по Генеральной схеме развития газовой отрасли на период до 2030 года http://minenergo.gov.ru/press/doklady/5 |
| 4:33 pm | Концепция "Большой нефти" ШАФРАНИК Юрий Константинович, Председатель Высшего горного совета и Совета Союза нефтегазопромышленников России БУШУЕВ Виталий Васильевич, Генеральный директор Института энергетической стратегии САЕНКО Владимир Васильевич, заместитель генерального директора Института энергетической стратегии КРЮКОВ Валерий Анатольевич, заведующий сектором ИЭОПП СО РАН (журнал "Нефть России", № 9 2010 г., стр. 34–41) http://www.energystrategy.ru/press-c/so Ключевые прогнозные оценки             |
| 12:25 pm | О "Генеральной схеме развития нефтяной отрасли" - - - - - - |
| Wednesday, November 24th, 2010 | |
| 10:00 am | bloom-boom.ru: Нефтяная стратегия Путина до 2030 Основные тезисы нефтяной стратегии РФ до 2030 года В основе стратегии до 2030 годы заложены два ключевых направления развития нефтяной отрасли: курс на сохранение существующих объемов добычи нефти – в 2009 году было добыто 494 млн тонн нефти с частичной переориентацией экспорта нефти на Восток, а также повышение глубины первичной переработки с уменьшением доли экспорта мазута в пользу увеличения объемов экспорта светлых нефтепродуктов. Более расширенно данные тезисы выглядят так: 1) Восполнение минерально-сырьевой базы за счет геолого-разведки и прироста запасов нефти в Западно-Сибирской, Лено-Тунгусской, Волго-Уральской и Тимано-Печорской нефтегазоносных провинциях, а также на шельфах северных морей (Баренцева, Печорского и Карского). Более 79% текущих запасов нефти уже введены в разработку, при этом разведанные запасы смогут обеспечить добычу нефти на текущих уровнях на протяжении лишь 20-25 лет. Основным регионом добычи нефти до 2030 года останется Западная Сибирь, прежде всего, ХМАО. Однако в перспективе будет происходить снижение добычи нефти на уникальных и крупнейших месторождениях региона, выработанность которых, в среднем, оценивается в 70%: Самоотлорского (ТНК-ВР) — около 73%, Мамонтовского (Роснефть) – 85%, Федоровского (Сургутнефтегаз) – 70%, Ромашкинского (Татнефть) – 85%. Повышению добычи нефти на истощенных месторождениях способствует развитие новых технологий увеличения нефтеотдачи пластов. Перспективными же новыми регионами нефтедобычи являются: *шельф Каспия – месторождения им. Корчагина и Филановского (осваивает ЛУКОЙЛ), *Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция (Ненецкий АО) – месторождения Южно-Хылчуюсское (ЛУКОЙЛ), им. Требса и Титова (скорее всего, достанется Башнефти), *шельфы арктических морей – Приразломное месторождение в Печорском море ( Газпром), *Восточная Сибирь и Дальний Восток – месторождения Верхнечонское (Роснефть, ТНК-ВР), Юрубчено-Тохомское (Роснефть), Талаканское (Сургутнефтегаз), Сахалин-1 (Роснефть), Сахалин-2 (Газпром). Большинство из вышеназванных месторождений уже осваиваются и в скором времени могут выйти на проектную мощность, что в совокупности может дать стране более 80 млн тонн нефти в год. Крупнейшие новые нефтяные месторождения  Стратегией предусматривается также увеличение доли экспорта в восточном направлении с текущих 6% до 22-25% в 2030 году. В настоящее время приоритетным экспортным направлением (около 90% экспорта в дальнее зарубежье) является европейский рынок. 2) Увеличение доли светлых нефтепродуктов в структуре российского экспорта с текущих 35,5% (2009) до 57-76% в 2030 году и увеличение глубины переработки нефти с текущих 72% (2009) до 90% к 2030 году. Доля мазута в нефтепереработке России составляет 26% от всего объема переработки нефти, при этом 64% произведенного мазута отправляется на экспорт. То есть в настоящее время из России экспортируются, в основном, низкооктановый и прямогонный бензины, а также топочный мазут — эти «полуфабрикаты» из РФ перерабатываются в дальнейшем на европейских НПЗ в высококачественное топливо. Ключевые меры стимулирования от государства Итак, для того, чтобы сохранить достигнутые объемы добычи нефти (порядка 500 млн тонн в год) на десятилетия вперед, по мнению Путина, «необходимо найти аккуратный баланс между потребностями нефтяных компаний в инвестициях и задачей устойчивого наполнения бюджета». Суммарно инвестиции на развитие нефтяной отрасли до 2020 года оцениваются в 8,6 трлн рублей. Прежде всего, здесь подразумевается введение налоговых льгот, а именно: *существенное снижение ставки НДПИ для старых и сильно истощенных месторождений, *введение специального фискального режима для новых месторождений, *в перспективе — переход к налогу на сверхприбыль в нефтедобыче. В Госдуму соответствующие законопроекты должны попасть уже летом 2011 года. Здесь я считаю, что наиболее действенными для стимулирования инвестиций в разработку нефтяных месторождений станут льготы, в первую очередь, по экспортной пошлине. Поскольку только одна экспортная пошлина уменьшает экспортные доходы от продажи нефти почти вполовину, а ведь кроме нее нефтяные компании уплачивают также НДПИ и налог на прибыль. В любом случае, экспортная пошлина являет собой основное налоговое бремя для нефтяников. Отдельного упоминания, на мой взгляд, стоит налог на сверхприбыль – под ним подразумевается так называемый «налог на дополнительный доход» (НДД), налоговой базой для которого будет стоимость добытых и реализованных углеводородов, уменьшенная на величину затрат за вычетом амортизации, капвложений и невозмещенных затрат предыдущего налогового периода (грубо говоря, фактическая EBITDA за вычетом капвложений). Ставка НДД будет зависеть от отношения накопленного дохода от реализации добытых углеводородов к накопленным капитальным и эксплуатационным затратам на их добычу, и варьироваться от 15% до 60%. Данный налог не будет взиматься до полной окупаемости капвложений в освоение новых месторождений. При этом предполагается, что при введении НДД нефтяные компании будут продолжать выплачивать НДПИ и экспортные пошлины, правда, ставки по НДПИ могут быть существенно снижены, а нефть с новых месторождений будет обложена льготной экспортной пошлиной. Кроме всего прочего, предусматривается, что с введением налога на дополнительный доход нефтяные компании будут избавлены от уплаты налога на прибыль во избежание двойного налогообложения. Впрочем, НДД — это перспектива отдаленного будущего. Этапы реформирования системы налогообложения для новых месторождений  Второй момент — для стимулирования повышения глубины первичной переработки нефти и увеличения выхода светлых нефтепродуктов правительством предусмотрены следующие меры: *выравнивание пошлин на светлые и темные нефтепродукты, *запрет на подключение к магистральным нефтепроводам новых НПЗ, глубина переработки на которых меньше 70%. Поскольку средняя глубина переработки на крупных НПЗ составляет около 72% по итогам 2009 год, предлагаемые меры, скорее, направлены против существующих в России «керосинок» и «самоваров» (мини-НПЗ), «глубина переработки на которых едва достигает 40 с небольшим процентов». По словам премьер-министра, они выпускают промежуточное сырье для поставок на экспорт и неплохо зарабатывают на разнице пошлин для нефти и нефтепродуктов. Уравнивание пошлин на светлые и темные нефтепродукты подтолкнет эти мини-компании к модернизации. Кроме всего прочего, на текущий момент предусмотрены строительство и реконструкция 6 мини-НПЗ, не входящих в ВИНК совокупной мощностью по первичной переработке 21,5 млн тонн нефти. Предполагается, что мера, предусматривающая недопуск НПЗ к магистральному нефтепроводу, также явится стимулом к модернизации, так как поставит владельцев перед фактом снижения рентабельности из-за удорожания сырья (т.е. нефти) за счет более высоких расходов на транспортировку. http://www.bloom-boom.ru/blog/hotmarcke |
| Wednesday, November 10th, 2010 | |
| 9:15 am | У России появилась Антарктическая стратегия Правительство РФ утвердило стратегию развития деятельности России в Антарктике до 2020 года и на более отдаленную перспективу. Как сообщается на сайте правительства, соответствующее распоряжение подписал премьер-министр Владимир Путин. Текст стратегии также опубликован на сайте правительства. http://government.ru/media/2010/11/8/36 Так, приоритетными задачами в ней названы, в частности, охрана окружающей среды Антарктики, обеспечение экономически эффективного рыбного промысла, развитие комплексных научных исследований, а также модернизация и реорганизация экспедиционной инфраструктуры РФ в Антарктике. Стратегия будет осуществляться в три этапа - до 2013, до 2020 и до 2030 года соответственно. Координацию действий органов власти по реализации стратегии поручено осуществлять Росгидромету. В рамках осуществления стратегии планируется построить пять судов, самолет Ил-114-100Т на колесно-лыжном шасси, реконструировать восемь полярных станций и сезонных баз. Как отмечает РИА Новости, на финансирование деятельности РФ в Антарктике до 2020 года предполагается выделить 60,5 миллиарда рублей. http://lenta.ru/news/2010/11/08/antarkt |
| Thursday, October 21st, 2010 | |
| 11:10 am | vedomosti: из проекта Генеральной схемы развития нефтяной отрасли до 2020 г. Нефтегазовые доходы — это почти половина всех поступлений в казну России, и альтернатив в ближайшем будущем нет. Но если для газовой отрасли прогнозы вполне оптимистичны (например, 50%-ный рост добычи к 2020 г.), то с нефтянкой все сложнее. В ближайшие 10 лет новых амбициозных проектов чиновники здесь не ждут. Ханты-Мансийский округ и дальше будет центром добычи, но западносибирские месторождения истощены. И если сохранить нынешний налоговый режим, то к 2020 г. Россия может потерять как минимум пятую часть своей добычи. Все это следует из проекта Генеральной схемы развития нефтяной отрасли, с которым удалось ознакомиться «Ведомостям». «Задел ограничен» По итогам 2009 г. Россия — крупнейший производитель нефти в мире (494 млн т), а вот доказанные запасы России — всего лишь седьмая строчка в мировом рейтинге (10,2 млрд т, по данным BP). «На первый взгляд, недра России содержат значительный потенциал ресурсов», — отмечается в проекте генсхемы. Но если применить коэффициент подтверждаемости, «задел для поиска новых запасов нефти в России достаточно ограничен и только 25% ресурсов еще не выявлено», перечисляется в документе. В проекте есть два сценария развития отрасли. Первый — плановый, т. е. «осуществляются те виды основной деятельности, которые приносят максимальную доходность в текущих экономических условиях и при действующей системе налогообложения». Второй вариант — проектный: он предполагает, что отрасль получит другой налоговый режим, вырастут инвестиции и объемы добычи, будут выполнены цели Энергетической стратегии РФ до 2030 г. А там говорится, что через 10 лет добыча нефти должна составить 525 млн т (+6,3% к прошлому году). Если ничего не менять, такой цели Россия не добьется, отмечается в новом документе Минэнерго. По плановому варианту страна уже вышла на пик добычи, в 2011 г. будет снижение на 2,4%, а в 2020 г. Россия добудет всего 388 млн т нефти и конденсата — почти на 21% меньше прошлогоднего. А «при небольших ухудшениях ситуации» (при нестабильных ценах на нефть, например) показатель рухнет к 2020 г. до 250-270 млн т, гласит документ. Проектный вариант предполагает, что Россия выйдет на пик добычи в 2017 г. (571 млн т), а в 2020 г. добудет 547 млн т нефти. То есть цель будет выполнена. Но для этого нужно дифференцировать налоги для старых и новых месторождений, заменить НДПИ для новых участков новым налогом, а для старых — снизить нагрузку, чтобы у нефтяников оставалось хотя бы 40% мировой цены на нефть (вместо нынешних 33%). Потому что цена такого сценария — 7,2 трлн руб. до 2020 г., из которых почти 5,8 трлн руб. требуется для обустройства и разработки месторождений. Похожая оценка была и в энергостратегии — около $200 млрд до 2020 г. (в ценах 2007 г.). Однако новых крупных проектов в ближайшие 10 лет не ожидается — ни в добыче, ни в транспорте нефти, следует из проекта генсхемы. Стабилизацию и рост добычи должны дать участки, открытые еще при СССР, а поиск и разведка новых залежей нужны для стабильного производства после 2020 г. Спорные цифры Оценки зарубежных экспертов по добыче в России сильно разнятся — от 345 млн т к 2020 г. (пессимистичный сценарий Управления энергетической информации США, EIA) до 513-533 млн т (базовый и оптимистичный варианты ОПЕК и EIA). Правда, Саудовская Аравия в любом случае обойдет Россию, гласят все основные прогнозы. Кто и как делал оценки для Минэнерго, представители ведомства не говорят. Но некоторые цифры в проекте как минимум спорные, отмечает чиновник другого ведомства, который видел документ. Так, при обоих вариантах рост добычи в первой пятерке компаний будет только у ТНК-ВР, следует из документа (см. рисунок). Добыча четвертого по величине производителя — «Сургутнефтегаза» может упасть в 1,5-2 раза. Те же прогнозы для производства «Газпром нефти», хотя сама компания намерена удвоить добычу к 2020 г., о чем не раз заявляло ее руководство. Эти цифры в Минэнерго комментировать также не стали. Документ еще сырой, говорит чиновник одного из ведомств, которое участвует в обсуждении вопроса. Другой добавляет, что цифры все время меняются и они уже другие; но какие именно — не говорит. Представители первой пятерки нефтяников комментировать документ также отказались. Представители Минэкономразвития и Минфина на вопросы «Ведомостей» не ответили.  http://www.vedomosti.ru/newspaper/artic Как поменяется добыча нефти в России  *Вариант, который подразумевает новый налоговый режим, чтобы выполнить цели, заложенные в Энергетической стратегии РФ до 2030 г. (утверждена в 2009 г.) **Вариант, который «соответствует текущему бизнес-плану компаний», т.е. «осуществляются те виды основной деятельности, которые приносят максимальную доходность в текущих экономических условиях и при действующей системе налогообложения» ИСТОЧНИК: ЦДУ ТЭК, проект Генеральной схемы развития нефтяной отрасли до 2020 г. (редакция начала октября 2010 г.) Как поменяется добыча основных компаний России  *Данные за 2008 г. совпадают с ЦДУ ТЭК: для "Роснефти" - с учетом 100% добычи "Томскнефти" (у "Роснефти" - 50%), для ТНК-ВР - без учета 50% "Славнефти", для "Газпром нефти" - без учета 50% "Славнефти" и "Томскнефти" (с 2010 г. добавилась также Sibir Energy) ИСТОЧНИК: ЦДУ ТЭК, проект Генеральной схемы развития нефтяной отрасли до 2020 г. (редакция начала октября 2010 г.), данные компаний Добыча нефти в России и в мире   1) BP Statistical Review of World Energy 2010 2) World Oil Outlook - 2009 (ОПЕК) 3) Здесь и далее - управление энергетической информации США (U.S. Energy Information Administration, EIA), июль 2010 г. 4) Сценарий с ростом цен на нефть до $210/барр. к 2035 г. 5) Сценарий с учетом текущей ситуации и тенденций (business-as-usual), цена на нефть к 2035 г. - $133/барр. 6) Сценарий со снижением цен на нефть до $52/барр.к 2015 г. и примерно таким же уровнем вплоть до 2035 г. 7) За 2015-2030 гг. пересчитано из баррелей по коэффициентам из BP Statistical Review (мировое производство - в среднем 7,6 барр./т, ОПЕК - 7,8 барр./т, Саудовская Аравия - 7,7 барр./т, Россия - 7,4 барр./т) ИСТОЧНИК: ВР, EIA, ОПЕК, проект генеральной схемы развития нефтяной отрасли до 2020 г. (редакция начала октября 2010 г.), расчеты "Ведомостей" http://www.vedomosti.ru/cgi-bin/get_doc |
| Monday, October 18th, 2010 | |
| 12:01 am | Республика Коми. Общие сведения Площадь - 416 774 км² Население - 951 155 (2010) ВРП Всего, в текущих ценах - 295,6 млрд. руб. (2008) На душу населения - 306,9 тыс. руб. На площади 600 тыс км² располагается Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция, геологические запасы нефти достигают 4 млрд тонн, углеводородных газов — около 3 триллионов кубических метров. Каменная и калийная соль. Солеварение на территории Коми края известно с XII века. Промышленные запасы месторождения у села Серёгово — 2,7 млрд тонн. Из него ежегодно добывалось до 6 тыс. тонн пищевой соли. http://ru.wikipedia.org/wiki/Респуб о коми http://kominarod.narod.ru/about/about.h  ( 1181×1452 ) http://kominarod.narod.ru/about/abo Также Карты Республики Коми http://www.syktyvkar.ws/maps.htm http://www.syktyvkar.ws/maps/mapkomi.jp http://topmap.narod.ru/11/index.htm Экономическая карта республики Коми  ( 1164×1282 ) http://topmap.narod.ru/11/1/econom.h  http://www.expert.ru/images/maps/5736/5 http://www.expert.ru/printissues/northw  ( 2031×2615 ) http://topmap.narod.ru/29/omap/03komiar Карта геологическая  ( 4960×3507 ) Схема сейсмческого районирования  http://komionline.ru/images/seism_c Социально-экономическая характеристика республики Коми  По сравнению с 1960 в 1995 протяженность железнодорожных путей увеличилась в 1,5 раза, трубопроводов - в 9,8 раза, автомобильных дорог с твердым покрытием - в 10 раз. http://works.tarefer.ru/101/100021/inde  http://komi.gks.ru/r09_1/Республика%20К http://komi.gks.ru/digit/Производство.a Республика Коми на общероссийском фоне и в сравнении с другими регионами северо-западного федерального округа России по итогам 2008 года http://www.rublev.info/t_sykt01.htm В разведанных на территории республики месторождениях сосредоточено общероссийских запасов: нефти – около 3%, угля – 4,5%, барита – 13%, бокситов – 30%, титана – около 50%, кварцево-жильного сырья – около 80%. ( Read more... ) Запасы и ресурсы углеводородного сырья на территории республики сосредоточены в центральной и южной частях Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Запасы нефти учтены в 131 месторождении, из которых 114 нефтяных, 8 нефтегазоконденсатных, 4 нефтегазовых, 5 газонефтяных. Суммарное количество извлекаемых запасов нефти категорий А+В+С1 превышает 600 млн. тонн. Более 60% остаточных извлекаемых запасов нефти сконцентрированы в трех крупных месторождениях – Ярегском и Усинском нефтяных и Возейском нефтегазоконденсатном. Запасы горючего газа учтены в 132 месторождениях углеводородов, в том числе свободный газ в 38 месторождениях, в 94 месторождениях – попутный (растворенный в нефти газ, газовые шапки). Объем запасов газа категорий А+В+С1 составляет около 140 млрд. куб. м. Около половины его объема содержится в крупном Вуктыльском газоконденсатном месторождении. Весьма значительны ресурсы горючих сланцев, сосредоточенные в трех сланценосных районах и насчитывающие 62 млрд. тонн, в том числе – более 6 млрд. тонн оцененных запасов. Горючие сланцы пригодны практически для всех современных областей их применения, включая энергоклинкерное производство, получение смол, компонентов топлива, лекарственных препаратов, микроудобрений. ( Read more... ) http://rkomi.ru/left/info/prir_res/ Министерство природных ресурсов и охраны окружающей среды Республики Коми http://mpr.rkomi.ru/ Ежегодные государственные доклады о состоянии окружающей природной среды Республики Коми 2001-2009 http://www.agiks.ru/gos_doklad.aspx Государственный доклад о состоянии окружающей природной среды Республики Коми в 2001 году Карта "Размещение нефтегазоносных объектов"   http://www.agiks.ru/data/gosdoklad/gd20 Государственный доклад о состоянии окружающей природной среды Республики Коми в 2009 году В 2009 г. добыча нефти велась на 71 месторождении и составила 13,244 млн. т нефти, что на 0,008 млн. т больше, чем в 2008 г. Основные нефтедобывающие предприятия: ООО «ЛУКОЙЛ-Коми», ОАО «НК Роснефть», ООО «Енисей», ОАО «Битран», ЗАО «Печоранефтегаз». Накопленная добыча нефти с начала разработки нефтяных месторождений в РК составила 496,692 млн. т. Добыча газа в Республике Коми производится на 8 месторождениях и составила в 2009 г. 2,625 млрд. м3 газа, что на 0,124 млрд. м3 меньше, чем в 2008 г. Основной объем свободного газа (более 80 %) добывает ООО «Газпром переработка» на Вуктыльском нефтегазоконденсатном месторождении. Вместе с нефтью извлечено 1,333 млрд. м3 попутного газа, утилизировано 0,606 млрд. м3. ( Read more... ) Геологическое изучение и воспроизводство минерально-сырьевой базы Геологическое изучение и воспроизводство минерально-сырьевой базы в Республике Коми проводится в соответствии с «Программой развития и использования минерально-сырьевой базы Республики Коми на 2006–2010 гг. и на период до 2015 г.» и ведомственной целевой «Программой воспроизводства минерально-сырьевой базы Республики Коми» (2008–2010 гг.). ( Read more... ) Журнал «Власть» № 39 (441) от 02.10.2001 Коми относится к числу старейших нефтегазодобывающих районов России: добыча углеводородов в республике осуществляется уже более 65 лет. Остаточные разведочные запасы составляют на сегодняшний день свыше 500 млн тонн и обеспечивают дальнейшее наращивание нефтедобычи. Подавляющее большинство месторождений, по которым учтены промышленные запасы нефти, лицензированы 32 недропользователями, причем пять из этих предприятий — ОАО "Нефтяная компания 'КомиТЭК'", АОЗТ "Северная нефть", АО "Битран" и ЗАО "НобельОйл" — имеют на своем балансе свыше 50 млн тонн нефти каждое. Основная база нефтепереработки — крупнейший на севере России Ухтинский нефтеперерабатывающий завод проектной мощностью 6 млн тонн в год. В силу близости расположения к месторождениям нефти и к основным потребителям завод имеет ряд преимуществ перед конкурентами и особую инвестиционную привлекательность. Практически всю нефтяную отрасль республики контролирует "ЛУКойл". Российский нефтяной гигант представлен в Коми компанией "КомиТЭК" (включающей "Коми-Нефть", "НобельОйл" и "Комиарктикойл"), ОАО "ЛУКойл-Коминефтепродукт" и "ЛУКойл-Ухтанефтепереработка". Добыча же газа в Коми постепенно сходит на нет. Причиной этого является крайнее истощение сырьевой базы: запасы выработаны более чем на две трети, а новых месторождений нет. Подавляющая часть газовых месторождений находится на балансе предприятия "Севергазпром", входящего в структуру РАО "Газпром" и добывающего 99,9% газа в республике. Переработкой газа в Коми занимается единственный на русском севере Сосногорский газоперерабатывающий завод, производящий 25 тыс. тонн технического углерода в год. Завод выпускает также газовый конденсат и низкооктановый бензин. http://www.kommersant.ru/doc.aspx?DocsI «КомиОнлайн публикует статью из журнала «Регион», посвященную топливно-энергетическому комплексу Коми в Энергетической стратегии России до 2030 года. http://komionline.ru/analytics/view/33 Обзор web-ресурсов Коми http://komionline.ru/analytics/view/3 Комистат http://komistat.livejournal.com/ Сайт: http://komi.gks.ru Ничего интересного, но нашел, что сайты региональных статкомитетов массово появились в ЖЖ в феврале 2010, к переписи |
| Tuesday, October 12th, 2010 | |
| 12:11 am | В.Путин: Россия может нарастить добычу газа до 1 трлн куб. м в год Председатель правительства РФ Владимир Путин считает, что Россия за 20 лет может увеличить добычу газа практически в 1,5 раза - до 1 трлн куб. м (в настоящее время - 650 млрд куб. м). "Все возможности для этого у нас есть", - подчеркнул премьер на совещании в Новом Уренгое, посвященном обсуждению генеральной схемы развития газовой отрасли России до 2030г. Российские производители должны удовлетворять растущие потребности страны в газе, а также сохранять и увеличивать свое присутствие на мировом рынке, отметил глава правительства. При этом доля независимых производителей газа на российском рынке должна быть не менее 30%. По его словам, увеличение добычи газа должно происходить в том числе за счет вклада независимых производителей, а также добываемого нефтяными компаниями попутного газа. По словам премьер-министра, внутренний рынок должен быть приоритетным для газопроизводителей. "Мы обязаны полностью решить вопрос газификации страны", - подчеркнул В.Путин. По его словам, к 2030г. средний уровень газификации по стране должен достичь 69,8%, а в городах быть выше - не менее 86%. В рамках развития газотрубопроводной системы России за 20 лет необходимо протянуть 25 тыс. км газопроводов к новым центрам добычи и переработки газа. В настоящее время протяженность ГТС составляет 158 тыс. км. По словам В.Путина, в настоящее время в рамках увеличения мощностей по доставке газа уже строится газопровод Сахалин - Хабаровск - Владивосток, запущен газопровод Соболево - Петропавловск-Камчатский, в рамках реализации Штокмановского проекта предполагается решить вопрос с газификацией Мурманской области. http://top.rbc.ru/economics/11/10/2 - - - - - - - - - - - - - - -  В 2009 г. Россия добыча газа - 582,353 «Газпром» - 462,159 http://interenergoportal.ru/portal/3 Добыча газа Газпромом: в 2001 году 512,0 млрд куб. м в 2002 году 525,6 млрд куб. м в 2003 году 547,6 млрд куб. м в 2004 году 552,5 млрд куб. м в 2005 году 555,0 млрд куб. м в 2006 году 556,0 млрд куб. м в 2007 году 548,6 млрд куб. м в 2008 году 549,7 млрд куб. м http://www.gazpromquestions.ru/?id=3 Добыча газа Россия BP Statistical Review of World Energy (June 2010), млрд м3 2001 - 526.2 2002 - 538.8 2003 - 561.5 2004 - 573.3 2005 - 580.1 2006 - 595.2 2007 - 592 2008 - 601.7 2009 - 527.5 http://iv-g.livejournal.com/307089.h Мониторинг и прогнозы социально-экономического развития Российской Федерации (2005-2010) http://www.budgetrf.ru/Publications/mer |
| Sunday, October 10th, 2010 | |
| 9:40 pm | Генеральная схема развития газовой отрасли на период до 2030 года http://www.energyland.info/files/librar Проект Генеральная схема развития газовой отрасли России на период до 2030 года (далее – Генеральная схема) разработана в рамках Комплекса мероприятий по развитию системы трубопроводного транспорта углеводородного сырья в Российской Федерации, утвержденного Минпромэнерго 10.09.2004, подготовленного во исполнение поручения Президента Российской Федерации от 25.02.2004 № Пр-313. Москва 2008 http://energyland.info/library-show-292 http://energyfuture.ru/generalnaya-sxem http://narod.yandex.ru/100.xhtml?www.es 01  02  03  04 Рисунок 2.1.1 Прогноз структуры потребления газа, %  Уровень газификации жилого фонда Центрального федерального округа природным газом составляет 70,4%, в том числе в городах и поселках городского типа – 78,1%, в сельской местности – 47,7%. Уровень газификации жилого фонда Северо-Западного федерального округа природным газом составляет 47,3%, в том числе в городах и поселках городского типа – 57,4%, в сельской местности – 11,2%. Уровень газификации жилого фонда Южного федерального округа природным газом составляет 76,3%, в том числе в городах и поселках городского типа – 84,8%, в сельской местности – 61,4%. Уровень газификации жилого фонда Приволжского федерального округа природным газом составляет 75,4%, в том числе в городах и поселках городского типа – 84,1%, в населенных пунктах сельской местности – 56,3%. Уровень газификации жилого фонда Уральского федерального округа природным газом составляет 46,7%, в том числе в городах и поселках городского типа – 54,3%, в сельской местности – 17,2%. 05  По прогнозу Мирового Энергетического Агентства (МЭА), мировой спрос на природный газ до 2030 г. будет увеличиваться на 2,3% в год. К 2030 году потребление газа будет на 90% выше, чем в настоящее время, и газ станет вместо угля вторым по объему источником энергии в мире. В результате удельный вес природного газа в структуре мирового потребления первичной энергии повысится с 21% в 2005 г. до 25% к 2030 г. 06 Таблица. 2.2.1. Прогноз поставок российского сетевого газа в европейские страны  Доля сжиженного природного газа в общем объеме международной торговли природным газом составляет в настоящее время порядка 27%. При этом товарооборот СПГ увеличивается опережающими темпами (10-12% в год) по сравнению с поставками сетевого газа. К 2015 г. прогнозируется двукратное увеличение рынка СПГ. По данным одного из ведущих аналитических агентств «Вуд Макензи», потребность мировой экономики в новых объемах СПГ в 2015 году составит 64 млрд.куб.м. Суммарный экспорт природного газа по трубопроводам в КНР и Республику Корея с 2020 г. и далее сможет составить 25-50 млрд. м3, а объёмы поставок российского сжиженного природного газа в страны АТР в 2020 г. составят 20 млрд. м3, к 2030 г. – 26,6 млрд. м3. 07  08  Границы прогнозного диапазона суммарной потребности в газе (рис. 2.3.1.) определяются минимальными и максимальными объемами поставок на внутренний и экспортный рынки. Рисунок 2.3.1. Диапазон прогнозных объёмов суммарной потребности в газе 09  Поле «1» соответствует объемам газопотребления включающим реализацию всех перспективных экспортных проектов газа в зоне ЕСГ («Северный поток», «Южный поток») и на Востоке страны («Алтай» и «Восток-50»). Максимальный прогнозный уровень спроса на внутреннем рынке предусмат- ривает сохранение существующего в настоящее время низкого уровня эффективности использования энергоресурсов в национальном хозяйстве при заниженных ценах на газ, не способствующих реализации потенциала газосбережения (особенно в электроэнергетике). Поле «2» характеризуется темпами прироста объемов внутреннего потребления, определяющимися реализацией государственной политики, направленной на стимулирование энерго- и газосбережения, повышение энергобезопасности за счет сокращения доли газа в топливно-энергетическом балансе страны, в том числе за счет доведения внутренних цен на газ до уровней, обеспечивающих равную доходность с экспортными поставками. При этом предполагается организация дополнительных объемов экспорта газа с учетом прогнозируемого потенциала продаж в Южную Европу, США и страны АТР (по варианту «Восток-25»). Поле «3» графика предполагает объемы поставок на внутренний рынок, соответствующие инновационному энергосберегающему сценарию развития экономики страны, а также ограниченный потенциал наращивания экспортных поставок. Расчеты прогнозных объемов ввода производственных мощностей производились для области поля «2», охватывающей наиболее вероятные перспективы развития внутреннего и внешнего рынков газа. В импорте газа из Центральной Азии важнейшую роль будет играть Туркменистан. В последние годы в Восточной Туркмении открыты новые крупнейшие газовые месторождения – Южная Иолотань-Осман и Большой Яшлар с ожидаемыми запасами не менее 2,5 и 1,5 трлн. куб. м соответственно, а также крупное месторождение Караджаовлаки. Предварительная оценка позволяет говорить о потенциально возможных объемах добычи газа в Туркменистане на уровне 100–120 млрд. куб. м в год. С учетом оценок объемов внутреннего потребления (16–18 млрд. куб. м в год) максимальный экспортный потенциал Туркменистана оценивается в объёме 84 млрд. куб. м в 2015 г. и 102 млрд. куб. м в 2030 г. Важнейшим условием реализации данного потенциала является резкое наращивание объемов разведочного бурения. Для полноценной подготовки месторождений к разработке требуется ускорение геолого-разведочных работ с обеспечением годового прироста разведанных запасов примерно в 200 млрд. куб. м. Оценка сырьевой базы газовой промышленности Узбекистана позволяет сделать заключение о небольшом потенциале роста объёмов добычи газа до 2010-2015 гг. и сохранении экспортных возможностей на уровне 10 млрд. куб. м в год. Открытие и разведка крупнейших по запасам нефтегазовых месторождений в Казахстане – Тенгиз (на суше) и Кашаган (в акватории Северного Каспия) вкупе с запасами крупнейшего Карачаганакского газоконденсатного месторождения – создает надежную сырьевую базу для роста добычи, в том числе, добычи товарного газа с 16 млрд. куб. м в 2007 г. до 50 млрд. куб. м в 2030 г. Экспортный потенциал Казахстана оценивается в объёме 20 млрд. куб. м в 2015 г. и 26 млрд. куб. м в 2030 г. При условии подтверждения запасов газа в регионе результатами международного аудита, а также динамичного освоения сырьевой базы центральноазиатских стран, возможные объёмы импорта Россией газа из этого региона оцениваются на уровне 96 и 102 млрд. куб. м в 2015 и 2030 г., соответственно. Рисунок 2.4.1. Диапазон возможных и наиболее вероятных объёмов поступления центральноазиатского газа в ЕСГ России 10  С точки зрения существующей сырьевой базы и с учетом планируемых экспортных поставок из Туркмении в Китай (до 30 млрд. куб. м в год) и Иран (до 14 млрд. куб. м в год), наиболее вероятным и обоснованным представляется вариант поставок газа в Россию из стран Центральной Азии в объеме 70 млрд. куб. м в год на долгосрочную перспективу. Такой уровень является обоснованным также и с точки зрения ограничений производительности системы магистральных газопроводов Средняя Азия – Центр. 11  Начальные суммарные ресурсы газа (НСР) России оцениваются по состоянию на 01.01.2007 в 248,6 трлн. м3, в том числе суша – 174,8 трлн. м3, шельф – 73,8 трлн. м3. Наиболее значительные ресурсы газа сосредоточены в недрах Западной Сибири (суша и шельф Карского моря) – 132,2 трлн. м3, Восточной Сибири – 37,9 трлн. м3, Дальнего Востока – 14,5 трлн. м3, а также в Северо-Западном районе России (суша Тимано-Печорской провинции и шельф Баренцева моря) – 26,4 трлн. м3. Доля России в мировых НСР составляет 40,6%. Ресурсная база газовой промышленности России представлена на рисунке 3.1.1. Рисунок 3.1.1 Ресурсная база газовой промышленности России 12  Из 47,8 трлн. м3 разведанных запасов 21,0 трлн. м3 приходятся на Надым-Пур-Тазовский регион (НПТР), 10,4 трлн. м3 – полуостров Ямал, 5,9 трлн. м3 – шельф (в том числе 2,9 трлн. м3* – Штокмановское месторождение Баренцева моря), 4,6 трлн. м3 – суша Европейской части РФ, 4,0 трлн. м3 – Восточная Сибирь и Дальний Восток, 1,9 трлн. м3 – другие регионы. По состоянию на 01.01.2007 из общего объема 47,8 трлн. м3 разведанных запасов газа России ОАО «Газпром» контролировало 29,8 трлн. м3 (62,3%), крупные нефтяные и независимые компании 10,2 трлн. м3 (21,4%), в нераспределенном фонде находилось 7,8 трлн. м3 (16,3%). Разведанные запасы газа характеризуются сложной внутренней структурой (рисунок 3.1.2). Из 47,8 трлн. м3 суммарных запасов 8,3 составляют запасы месторождений с падающей добычей, 7,7 – запасы месторождений со стабильной добычей, 2,5 трлн. м3 – запасы Астраханского месторождения (ограничение добычи по экологии), 1,2 трлн. м3 – запасы мелких месторождений и 28,1 трлн. м3 – запасы неразрабатываемых месторождений (обеспечение добычи на среднюю и дальнюю перспективу). 13  Для обеспечения развития газовой отрасли необходимый общий прирост разведанных запасов газа в период 2008-2030 гг. оценивается в 26,0 трлн. м3, в т.ч. по суше Западной Сибири – 7,0 трлн. м3, по Европейским районам – 1,7 трлн. м3, по регионам Восточной Сибири, Дальнего Востока и Охотскому морю – 3,3 трлн. м3, по арктическому шельфу – 14,0 трлн. м3 При этом ожидаемый объем разведочного бурения в целом по России составит 13140 тыс. м. 14  15  Рисунок 3.1.3 Затраты на ГРР по России за период 2008-2030 гг. 16  В настоящее время и на рассматриваемый период основным регионом добычи газа в России остается Надым-Пур-Тазовский регион (НПТР) Западной Сибири, где сосредоточены основные разрабатываемые и вводимые в ближайшей перспективе месторождения. Добыча газа по региону в 2006 году составила порядка 86 % от суммарной добычи по России, в 2007 году – 85 %. В перспективе прогнозируется снижение добычи газа по объективным причинам, связанным с высоким уровнем выработанности уникальных месторождений региона (Медвежье, Уренгойское, Ямбургское), снижением пластового давления на них, подъемом уровня газоводяного контакта (ГВК), длительным сроком работы оборудования. По состоянию на 01.01.2008 выработанность Медвежьего (сеноман) месторождения составляла 82,2 %, Уренгойского (сеноман) – 64,7 %, Ямбургского (сеноман) – 52,1 %. Для поддержания проектных уровней отборов и обеспечения стабильной добычи газа на действующих месторождениях необходимо обеспечить проведение реконструкции и технического перевооружения объектов добычи газа (прогнозные объёмы работ по реконструкции объектов добычи газа по России представлены в разделе 3.4. «Ввод мощностей в добыче газа и конденсата»). Одновременно, необходимо обеспечить решение проблем извлечения остаточных запасов газа («низконапорный» газ) на завершающей стадии разработки действующих месторождений с достижением высоких коэффициентов газоотдачи. Следует отметить, что существующие технологии не обеспечивают экономически эффективную возможность компримирования газа низкого давления для его дальнейшей транспортировки потребителям. Соответственно, требуется создание новых технологий добычи и использования «низконапорного» газа. Дальнейшее развитие добычи газа в НПТР связано с разработкой глубокозалегающих нефте- и конденсатосодержащих залежей, характеризующихся сложными горно-геологическими условиями и многокомпонентными составами пластовой смеси. В связи с этим прогнозируется увеличение объемов добычи «жирного» газа и жидких углеводородов, что при отсутствии в регионе свободных мощностей по транспортировке и переработке жидких углеводородов может стать ограничивающим фактором для развития добычи газа на месторождениях. Доля объемов добычи газа в НПТР прогнозируется в размере 54-57 % в 2020 году и 31-33 % в 2030 году от общей добычи по России. 17  Полуостров Ямал Добыча газа на полуострове Ямал начинается с ввода в разработку в 2011 году сеноман-аптских залежей Бованенковского газоконденсатного месторождения. Обская и Тазовская губы Первоочередными объектами разработки в регионе являются открытые месторождения: Северо-Каменномысское, Каменномысское-море, Северо-Парусовое, Парусовое, Семаковское, Адерпаютинское, Антипаютинское. Добычу газа планируется начать с ввода в разработку Северо-Каменномысского месторождения в период 2015-2017 гг. Шельф Баренцева моря На шельфе Российской Федерации предусматривается освоение в первую очередь Штокмановского месторождения, ввод которого намечается в 2013 году. Восточная Сибирь и Дальний Восток В качестве базовых рассматриваются следующие газоконденсатные и нефтегазоконденсатные месторождения: - месторождения углеводородов морского шельфа острова Сахалин (проекты «Сахалин -1, «Сахалин -2» и перспективные блоки «Сахалин-3–6»); - Чаяндинское НГКМ (Республика Саха (Якутия)); - Ковыктинское ГКМ (Иркутская область); - Собинско-Пайгинское и Юрубчено-Тохомское НГКМ (Красноярский край). На основе расположения базовых месторождений в восточных регионах России предусматривается создание следующих территориальных промышленных центров газодобычи: 1. Сахалинский центр газодобычи - на базе месторождений шельфовой зоны острова Сахалин (проекты «Сахалин-1» и «Сахалин-2») с дальнейшим развитием центра за счёт реализации проектов «Сахалин-3–6». 2. Якутский центр газодобычи - на базе Чаяндинского месторождения с дальнейшим развитием за счет освоения Среднеботуобинского, ТасЮряхского, Верхневилючанского и других месторождений. 3. Иркутский центр газодобычи - на основе Ковыктинского месторождения, а также Южно-Ковыктинской лицензионной площади и месторождений севера Иркутской области. 4. Красноярский центр газодобычи - на базе Собинско-Пайгинского и Юрубчено-Тохомского месторождений, в дальнейшем для поддержания уровней добычи газа в разработку могут быть вовлечены Оморинское, Куюмбинское, Агалеевское и другие месторождения. Основная часть месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока являются газоконденсатными или нефтегазоконденсатными с высоким газовым фактором. Газ данного региона отличается наличием в его составе большого количества ценных компонентов, таких как этан, пропан, бутан, тяжёлые угле- водороды, гелий. Содержание этих компонентов колеблется от 8 до 32 %. В Восточной Сибири и на Дальнем Востоке сосредоточена большая часть разведанных запасов гелия России. 18   19  20  Прогноз развития добычи конденсата В 2007 году добыча конденсата в России составила 15,1 млн. т, в том числе в Надым-Пур-Тазовском регионе – 9,9 млн. т (65,5 %), в европейской части – 4,9 млн. т (32,5 %), в Томской области – 0,3 млн. т (2 %), в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке – 0,1 млн. т (0,7 %). В перспективе объемы добычи конденсата увеличатся до 26-32 млн. т в 2020 году и до 31-37 млн. т в 2025 году. Увеличение объемов добычи конденсата связано с вводом в разработку глубокозалегающих конденсатосодержащих залежей новых месторождений. Таковыми, в частности, являются практически все новые месторождения Надым-Пур-Тазовского региона, где объемы добычи конденсата увеличатся с 10,0 млн. т в 2008 году до 15-18 млн. т в 2020 году и до 18-23 млн. т в 2025 году. После 2025 года прогнозируется снижение добычи конденсата по России до 30-35 млн. т в 2030 году, в основном, в Надым-Пур-Тазовском регионе по причине наступления периода падающей добычи на газоконденсатных месторождениях. Значительные объемы добычи конденсата прогнозируются в новых газодобывающих регионах. Предполагается, что на полуострове Ямал объемы добычи конденсата к 2030 году составят 5,3-5,5 млн. т, на шельфе Баренцева моря – 0,7-0,8 млн. т, в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке – 4,8-5,4 млн.т. 21  22  23  Определения, обозначения и сокращения Ачимовская залежь - залежь углеводородного сырья, приуроченная к проницаемым горизонтам в глинистых и глинисто-кремнистых породах верхней юры, нижнего мела, являющихся региональной покрышкой юрского нефтегазового комплекса. Ачимовская толща рассматривается как самостоятельный ачимовский нефтегазовый комплекс. Валанжинская залежь - залежь углеводородного сырья, приуроченная к неоком-аптскому (нижне меловому) нефтегазовому комплексу, залегающему на глубинах от 1,2 до 3,7 км и являющемуся ведущим по запасам и ресурсам нефти и вторым по запасам и ресурсам свободного газа и конденсата в Западной Сибири. «Восток-25», «Восток-50» - рекомендуемые в соответствии с Программой создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения с учетом возможного экспорта газа на рынки Китая и других стран АТР сценарии развития газовой отрасли на востоке России, предусматривающие экспорт в страны АТР 25 и 50 млрд. куб. м природного газа соответственно. Сеноманская залежь - залежь углеводородного сырья, приуроченная к альб–сеноманскому нефтегазовому комплексу, залегающему на глубинах от 500 до 2000 метров и являющемуся ведущим по разведанным запасам и начальным суммарным ресурсам свободного газа в Западной Сибири. |
| Sunday, September 5th, 2010 | |
| 11:40 am | Энергетические стратегии России на период до: 2020 и 2030 года Энергетическая стратегия России на период до 2030 года http://www.inreen.org/node/89 http://www.inreen.org/sites/default/fil 27.08.09 Правительство РФ одобрило проект Энергетической стратегии на период до 2030 года, представленный Минэнерго России http://minenergo.gov.ru/news/min_news/1 ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ СТРАТЕГИЯ РОССИИ НА ПЕРИОД ДО 2020 ГОДА Утверждена распоряжением Правительства Российской Федерации № 1234-р от 28 августа 2003 года http://www.minprom.gov.ru/docs/stra |
| Friday, April 9th, 2010 | |
| 10:30 am | О состоянии и перспективах развития геологоразведочных работ в ЮФО 17.03.2005 Доклад А.А. Ледовских на совещании полномочного представителя Президента Российской Федерации в Южном федеральном округе. К совещанию полномочного представителя Президента Российской Федерации в Южном федеральном округе по вопросу «О состоянии и перспективах развития нефтегазового комплекса в Южном федеральном округе»17 марта 2005 года О состоянии и перспективах развития геологоразведочных работ Южный федеральный округ является одним из старейших районов нефтегазодобычи России.  На территории округа открыто 450 месторождений нефти и газа, из них 218 чисто нефтяных. По количеству месторождений лидируют Краснодарский край, Волгоградская область и Ставропольский край. Поисками, разведкой и разработкой месторождений занимаются порядка 70 недропользователей, которым выдано более 400 лицензий. Наиболее крупными из них являются такие компании, как ОАО «Газпром», ОАО «Роснефть», ОАО «Лукойл» и их дочерние предприятия, которым выданы 255 лицензий, что составляет 60 % от всех лицензий. К сожалению, по запасам и ресурсам нефти округ занимает последнее место в России, при этом из его недр уже добыто более миллиарда тонн нефти, а остаточные запасы составляют всего 280 млн. тонн. 92% остаточных запасов переданы недропользователям. Более 75% извлекаемых запасов находится в недрах Ставропольского края, Волгоградской области, Чеченской Республики и Краснодарского края.  Следует отметить что уровень добычи нефти, начиная с 1992 года, неуклонно возрастает, превысив в 2003 году 9 млн. тонн. А прирост запасов нефти, напротив, снижается и начиная с 1996 года не восполняет ежегодные объемы добычи, что является недопустимым. Это свидетельствует о том, что компании не уделяют должного внимания расширению нефтепоисковых работ, хотя перспективные ресурсы по округу оцениваются в 1.2 млрд. тонн. В этом направлении нам предстоит серьезно поработать, тем более, если учесть, что многие месторождения находятся на завершающей стадии разработки с выработанностью запасов до 80%. Основной объем добычи нефти на территории округа обеспечивается компаниями: ОАО «Роснефть» и ОАО «Лукойл». Казалось бы, что несколько лучшая ситуация в округе по газу, запасы которого составляют 4135 трлн.м3. Здесь округ занимает 3 место в России, уступая лишь Уральскому и Сибирскому федеральным округам.  Но такое положение обусловлено прежде всего наличием в Астраханской области уникального Астраханского газоконденсатного месторождения с запасами в 3,7 трлн.м3. Остальные месторождения по величине остаточных запасов относятся к категории мелких. В отличие от нефти недропользователям передано 98% разведанных запасов газа.  Основными газодобывающими районами в Южном федеральном округе являются Астраханская область и Краснодарский край. Ежегодные уровни добычи газа в округе в конце прошлого века постоянно увеличивались, достигнув максимума в 2000 году на уровне 20 млрд. м3. При этом, аналогично нефти, начиная с 1995 года, наблюдается снижение уровня прироста запасов газа при его ресурсном потенциале в 6.2 трлн.м3, что тоже обусловлено сокращением объемов геологоразведочных работ.  Основной объем добычи газа на территории округа обеспечивается компанией ОАО «Газпром», ее дочерними предприятиями и на Астраханском месторождении, где ежегодная добыча составляет 11-12 млрд. м газа и 2,8 млн. т. конденсата. Вместе с тем, добыча газа сдерживается высоким содержанием сероводорода. Таким образом, констатируя вышеизложенное необходимо отметить, что ситуация с разведанными запасами углеводородов в Южном федеральном округе, особенно по нефти является крайне напряженной: - к настоящему времени суммарный объем добытой нефти составил 1080 млн. т; - выработанность запасов по большинству месторождений достигла более 80%; - остаточные запасы составляют всего 280 млн. т; - в последние годы наблюдается тенденция не восполнения приростами запасов ежегодно увеличивающихся объемов добычи нефти, что еще более усугубляет ситуацию.  Основной причиной такого состояния с приростами запасов является недостаточный объем геологоразведочных работ на нефть и газ, без которых невозможны открытия новых месторождений. Я уже отмечал в своем докладе, что территория округа обладает пусть небольшим, но достаточным для открытия новых месторождений ресурсным потенциалом (суммарно около 1.2 млрд. тонн). Для этого требуется увеличение объемов геологоразведочных работ, что возможно при соответствующем увеличении объемов их финансирования. В 2004 году объем финансирования работ на территории округа за счет федерального бюджета составил 126 млн. рублей при общей сумме в 2.2 млрд. рублей. В 2005 году объем финансирования планируется увеличить до 225 млн. рублей. За счет этих средств планируется провести работы на территориях Ставропольского края, Республики Ингушетия, Волгоградской области, Республики Адыгея, Республики Дагестан и Кабардино-Балкарской Республики. Мы понимаем, что улучшить ситуацию в части прироста запасов только за счет средств федерального бюджета невозможно, особенно после отмены Фонда воспроизводства минерально-сырьевой базы.  Нужно привлекать средства недропользователей. Оперативные расчеты показывают, что сегодняшний уровень финансирования работ должен быть увеличен минимум в 2 раза. Именно на недропользователей сегодня возлагаются задачи по приросту запасов полезных ископаемых, обеспечению финансирования поисково-разведочных работ за счет собственных средств. Мы убедились, что большинство компаний готовы к такому подходу решения проблем и наращиванию объемов работ. Для этого необходимо совершенствовать экономические механизмы стимулирования вкладывания средств компаний в геологоразведку, усилить контроль и требования к тем компаниям, которые не выполняют лицензионные условия пользования недрами, нормализовать ситуацию с лицензированием пользования недрами. ( Read more... ) |
