iv_g's Journal
 
[Most Recent Entries] [Calendar View] [Friends]

Below are the 19 most recent journal entries recorded in iv_g's LiveJournal:

    Sunday, January 2nd, 2011
    7:00 pm
    Россия: Показатели работы организаций по добыче газа, 1995-2009

    http://community.livejournal.com/ru_energy/616528.html
    Tuesday, December 14th, 2010
    10:00 pm
    pyhalov: О добыче нефти и ошибке моего оппонента
    Некоторое время назад один из моих оппонентов возразил мне следующим образом:
    http://pyhalov.livejournal.com/16786.html?thread=341650#t341650
    У Вас:
    1910 — 588,4
    1911 — 558,6
    1912 — 569,3
    1913 — 561,3

    Смотрим справочник "Статистика производств, облагаемых акцизом" за 1915 год:
    По бакинскому району поступило нефти с промыслов:
    1910 - 586,4
    1911 - 674
    1912 - 695
    1913 - 645,6
    +
    1914 - 610,8
    1915 - 714,9
    И это без учёта остальных нефтедобывающих районов.
    В этом сборнике нет полной статистики из-за военных действий и расстройства получения информации, но Уральская область упоминается как "третья по добыче", при этом только на промысле Доссор добывалось 20 млн. пудов нефти в 1915.

    Что ж, начнём проверку. Для начала заглянем в аналогичный сборник за 1913 год. Раздел про нефтяную промышленность начинается в нём с вот такой таблицы:


    (1913 г. Статистика производств, облагаемых акцизом (с предварительными данными за п.1913/4 по сахарной и винокуренной промышленностям). Часть I. Текст. Пг., 1915. С.54 второй пагинации)

    Как мы видим, цифры добычи нефти в России хотя и отличаются, от приведённых мной:
    http://pyhalov.livejournal.com/16786.html
    но отличаются незначительно, отклоняясь в разные годы как в «плюс», так и в «минус». То есть, перед нами обычная погрешность, свойственная дореволюционной статистике.

    Однако в том же сборнике есть и другая таблица, озаглавленная «Обороты с сырою нефтью в заводском районе за 1904–1913 гг.»:


    (Там же. С.70 второй пагинации)

    Нетрудно заметить, что в графе «Поступило с промыслов» (бакинских) за 1910–1913 гг. фигурируют именно те цифры, которые приводит мой оппонент. Однако это вовсе не цифры нефтедобычи, что наглядно видно, если сравнить эту таблицу с данными из таблицы на с.54, приведённой выше.

    Теперь заглянем в сборник за 1915 год. Раздел про нефтяную промышленность начинается в нём следующими словами:
    Нефтяная промышленность в 1915 году
    Продолжающаяся в 1915 г. война и участие в ней значительного числа служащнх акцизных управлений, а также условия, создавшиеся вследствие обстоятельств военного времени в тылу, особенно на Кавказе, служат причиною отсутствия многих данных, необходимых для обычных статистических очерков положения акцизного дела в России в 1915 году.

    Вследствие сего, в настоящей статье использованы лишь те данные, которые могло получить Главное Управление, причем по неимению сведений о добыче нефти в странах Европы и в Америке и за отсутствием отчета о положении акцизного дела в Закавказском крае и «Обзора Бакинских нефтепромышленников» за 1915 г., материалами каковых изданий приходилось почти исключительно пользоваться при изложении положения нефтяного дела в Бакинском районе, таблица мировой добычи нефти и некоторые главы, в которых излагалось положение нефтяного дела в Бакинском районе, в настоящем издании пришлось опустить.
    (1915 г. Статистика производств, облагаемых акцизом (с предварительными данными за п.1915/6 по сахарной и винокуренной промышленностям). Часть I. Текст. Пг., 1917. С.68 второй пагинации)

    Таким образом, данные по мировой нефтедобыче и добыче нефти в России в выпуске сборника за 1915 год вообще не приводятся. Зато есть таблица «Обороты с сырою нефтью в бакинском районе за последнее 10-летие»:


    Однако как мы уже видели на примере сборника за 1913 год, это вовсе не цифры нефтедобычи, как ошибочно полагает мой оппонент.

    Что же касается цифр нефтедобычи после 1913 года, то они выглядели вот так:

    (Война и топливо. 1914–1917 гг. М.; Л., 1930. С.94)
    http://pyhalov.livejournal.com/18337.html
    Из комментариев к записи
    - "Однако это вовсе не цифры нефтедобычи". А с промыслов поступала ещё какая-то нефть, не добытая?
    - Часть добытой нефти могла храниться прямо на промыслах, в нефтеямах. Поскольку она никуда не продавалась, то и акцизом не облагалась.
    - Хранение нефти открытым способом - вещь крайне опасная.
    - Те не менее - в те времена весьма распространенная. Кстати, и в годы Великой Отечественной - тоже.
    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/hotmarcket/2944.html
    Thursday, November 11th, 2010
    11:15 am
    Нефтегазовый комплекс Туркменистана
    Журнал Минеральные Ресурсы России - 2007г. №2
    http://www.vipstd.ru/gim/content/view/389/77/

    Главнейший экономический партнер Туркменистана – ОАО "Газпром". В этой среднеазиатской стране работают также российские компании – ОАО "НК "ЛУКОЙЛ", ОАО "Зарубежнефть", ОАО "Роснефть".

    Запасы и ресурсы нефти и газа
    По данным Министерства нефтегазовой промышленности и минерального сырья Туркменистана на 01.01.2006 г. начальные суммарные геологические ресурсы нефти, конденсата и газа в стране составляют около 65 млрд т у.т.*, извлекаемые ресурсы – 35,3 млрд т у.т., накопленная добыча – 3,5 млрд т у.т. (табл. 1).



    Нефть и конденсат
    На начало 2006 г. в стране было открыто 34 месторождения нефти и 82 месторождения газового конденсата, из них в разработке находится 20 месторождений нефти и 38 – газового конденсата. Подготовлено к промышленной разработке 4 газоконденсатных месторождения, в разведке находятся 14 нефтяных и 39 газоконденсатных месторождений.

    Накопленная добыча жидких углеводородов (УВ) из недр Туркменистана составила 456 млн т. Потенциал по жидким УВ Туркменистана составляет по геологическим ресурсам – 20,4 млрд т, извлекаемым ресурсам – 7,697 млрд т.

    По данным BP Statistical Review разведанные запасы нефти и конденсата составляют около 75 млн т (табл. 2). Аналогичные оценки дает и американское Энергетическое агентство (Energy Information Administration). Основной объем запасов нефти в стране сосредоточен в Южно-Каспийском нефтегазоносном бассейне на западе страны. За последние 8 лет эти показатели существенным образом не изменились, несмотря на значительный уровень ежегодной добычи. Это связано с расширением геолого-разведочных работ (ГРР) в стране и продолжением кратного воспроизводства сырьевой базы нефти и газа. С другой стороны, в условиях недостаточной прозрачности информации о состоянии УВ-базы Туркменистана и отсутствия полномасштабного международного аудита данные о динамике запасов нефти и газа, публикуемые международными агентствами, носят оценочный характер.



    Основными нефтегазоносными отложениями в Туркменистане являются меловые и верхнеюрские на востоке страны и неогеновые – на западе. В перспективе все активней в разведку и разработку будут включаться более глубокозалегающие отложения миоценового комплекса и мезозоя на западе страны, нижнесреднеюрские и глубокозалегающие отложения – на востоке.

    Газ
    В стране открыто 149 газовых и газоконденсатных месторождений с запасами 5,0 трлн м3, в том числе 139 месторождений на суше с запасами 4,6 трлн м3 и 10 месторождений на шельфе – 0,4 трлн м3.

    В разработке находятся 54 месторождения с запасами 2,6 трлн м3, подготовлено к разработке 11 месторождений с запасами 0,26 трлн м3. В разведке находятся 73 месторождения с запасами 2,0 трлн м3, в консервации – 11 месторождений с запасами 0,14 млрд м3.

    Накопленная добыча газа из недр Туркменистана составила 2,3 трлн м3. Основные запасы газа в Туркменистане сосредоточены в нефтегазоносных бассейнах Давлетобад и Шатлик. Основные газовые месторождения страны разрабатываются уже более 15 лет.

    Согласно данным BP Statistical Review разведанные запасы газа составляют 2,9 млрд м3 – 12-е место в мире (по информации правительства Туркменистана – на 9-м месте и еще существует значительный потенциал для наращивания ресурсной базы).

    Несмотря на значительные объемы поисково-разведочных работ, изученность территории страны остается сравнительно невысокой: плотность сейсмопрофилей в среднем по Туркменистану составляет 0,39 км/км2, плотность разведочного бурения – 20,5 м/км2. Исследованы практически только верхние слои нефтегазоносных отложений. С учетом того, что разведанные запасы и накопленная добыча составляют всего около 25 % ресурсов УВ, продолжение ГРР открывает возможности для перевода перспективных и прогнозных ресурсов в промышленные категории запасов.

    Перспективы развития нефтегазовой отрасли страны на ближайшие десятилетия связаны в первую очередь с активным освоением туркменского сектора Каспийского моря. По данным Министерства нефтегазовой промышленности и минерального сырья Туркменистана здесь в интервале глубин 2000-7000 м сосредоточены крупные залежи ресурсов УВ: 12 млрд т нефти и 6,2 трлн м3 газа, что составляет более половины ресурсов нефти и около одной четверти ресурсов природного газа. Более 80 % УВ сосредоточено в слабоизученных зонах нефтегазонакопления на глубинах свыше 3 км. Перспективы открытия новых месторождений связываются прежде всего с выделением двух крупных нефтегазоносных бассейнов – Средне- и Южно-Каспийского. Кроме шельфа, перспективными регионами для наращивания добычи газа в Туркменистане являются правобережье Амударьи и Яшлар – Южно-Иолотаньская группа месторождений.

    Добыча нефти и газа

    Нефть и конденсат
    В середине 1980-х гг. ежегодная добыча нефти и конденсата в стране составляла около 6-7 млн т. Однако со второй половины 1980-х гг. в результате распада СССР и связанного с этим разрыва хозяйственных связей и исчерпания запасов находящихся в разработке месторождений имело место почти двукратное снижение добычи жидких УВ в Туркменистане – до 4,4 млн т в 1996 г. (табл. 3). С середины 1990-х гг. добыча нефти в стране стала планомерно возрастать. Увеличение производства этого сырья получено главным образом за счет ввода в эксплуатацию новых скважин, прежде всего на месторождении Южный Камышлыджа (структуры Небилдже, Шатут и Герчек), возвращения в эксплуатацию скважин из бездействующего фонда и перевода скважин на газлифтный способ с применением высокого давления, деятельности иностранных компаний на шельфе Каспия и прилегающих территориях. В настоящее время в Туркменистане добывается более 9,5 млн т нефти и конденсата, что составляет около 0,005 % общемировой добычи. Основной производитель нефти в стране – государственный концерн (ГК) "Туркменнефть", добыча нефти и конденсата ведется также ГК "Туркменгаз".



    Основной объем сервисных работ в нефтегазовой отрасли страны сейчас выполняют специализированные подразделения госконцернов "Туркменнефть", "Туркменгаз" и "Туркменгеология". Доля иностранных компаний не превышает 10 %.

    Значительные перспективы расширения добычи нефти в стране связаны с притоком иностранных инвестиций. Кроме того, туркменские госконцерны активно используют опыт иностранных компаний по внедрению современных технологий. В настоящее время существует несколько форм привлечения иностранных инвестиций в Туркменистан: создание совместных предприятий (СП) и Соглашения о разделе продукции (СРП). В 2005 г. в нефтяной сектор Туркменистана было привлечено около 500 млн дол. прямых инвестиций, в 2006 г. – около 1 млрд дол. В целом на период с 2005-2020 гг. намечается инвестировать в нефтегазовый комплекс Туркменистана свыше 60 млрд дол., более 40 % из которых составят прямые иностранные инвестиции по СРП. При этом разработка УВ сухопутных участков будет осуществляться преимущественно туркменскими госконцернами ("Туркменнефть", "Туркменгаз", "Туркменгеология"), а основные зарубежные инвестиции будут осваиваться на шельфе. Правительство Туркменистана утвердило Программу лицензирования туркменского сектора Каспия, в которой обозначены 32 блока для разведки и добычи УВ. Привлечение прямых иностранных инвестиций в разработку морских месторождений – одно из приоритетных направлений сотрудничества с зарубежными компаниями.

    В республике работают несколько зарубежных компаний – Dragon Oil (ОАЭ), Burren Energy (Великобритания), Petronas (Малайзия), Maersk Oil (Дания), Buried Hill Energy (Канада), Wintershall (Германия), CNPC (Китай) (табл. 4). В ближайшее время крупномасштабную деятельность в стране в рамках СП "Зарит" планируют начать ряд российских компаний – ОАО "НК "Роснефть", ОАО "Зарубежнефть", ОАО "НК "ЛУКОЙЛ".



    Добыча нефти иностранными партнерами Туркменистана в 2005 г. составила около 1,7 млн т, а в 2006 г. превысила 2,3 млн т, что почти на 40 % больше аналогичного показателя предыдущего года.

    В настоящее время добычу нефти в Туркменистане на условиях СРП ведут компании Dragon Oil, работающая на площади "Челекен", и Burren Energy, добывающая нефть на блоке "Небитдаг". Как предусмотрено СРП между иностранными компаниями и Правительством Туркменистана, 60 % стоимости добытой нефти направляется на покрытие затрат, а остальные 40 % считаются прибылью и делятся поровну. В 2005 г. компаниями Dragon Oil и Burren Energy было добыто по 950 тыс. т нефти, в 2006 г. – более 1,2 млн т. К 2010 г. компании намерены довести ежегодный объем добычи УВ-сырья до 3 млн т каждая.

    В 2006 г. компания Petronas, осуществляющая свою деятельность в соответствии с Законом Туркменистана "Об углеводородных ресурсах" и СРП по контрактной территории "Блок 1", заключила с Министерством нефтегазовой промышленности и минерального сырья Туркменистана соглашение о добыче нефти на месторождении Диярбекир. Суммарные совокупные запасы жидких УВ блока составляют около 500 млн т. В состав "Блока 1" входят пять месторождений – Баринов (именуемый теперь Диярбекир), Губкин (Гараголдениз), Южный (ранее Восточный, теперь Магтымгулы), Центральный (Овез) и Западный (Машрыков) Ливанов. В настоящее время добыча ведется пока только на Диярбекире. В 2005 г. Petronas по проекту "Блок 1" начала добычу "ранней" нефти. Коммерческие притоки УВ были получены на ранее пробуренных скважинах, в том числе на двух месторождениях – Овез и Магтымгулы, входящих в договорную территорию "Блок 1". В 2005 г. добыча нефти составила около 300 тыс. т, в 2006 г. – около 450 тыс. т.

    В 2002 г. компаниями ОАО "Зарубежнефть", ОАО "НК "Роснефть", ОАО "Итера" специально для освоения туркменского шельфа Каспия было создано СП "Зарит". В 2004 г. участником "Зарита" стал также ГК "Туркменнефть". Прогнозируемые запасы на участках, которые составляют более 160 млн т нефти, предполагается разрабатывать в режиме СРП.

    Недавно объявила о крупномасштабных инвестициях в нефтяную промышленность Туркменистана российская компания ОАО "НК "ЛУКОЙЛ", которая планирует начать добычу в туркменском секторе шельфе Каспийского моря. Однако начало реализации многих нефтегазовых проектов в этой стране осложняется противоречиями в разграничении морских секторов различных прикаспийских государств. В настоящее время ОАО "НК "ЛУКОЙЛ" пока ограничивается оказанием сервисных услуг в области разработки, а также транспорта УВ.


    Газ
    К концу 1980-х гг. ежегодная добыча газа в стране превысила 80 млрд м3 (см. табл. 3). Однако в последующие годы объемы добычи стали быстро снижаться и уже в 1998 г. этот показатель составил 12,4 млрд м3, в результате чего экспортные поставки были практически сведены к нулю. Основной причиной этого была неурегулированность контрактных соглашений между Туркменистаном и Россией, которая является транзитной страной для поставок газа на основные международные рынки. После снятия всех противоречий добыча газа вновь стала увеличиваться и за последние 7 лет этот показатель превысил 61,0 млрд м3.

    Добычу газа в стране ведут госконцерны "Туркменгаз", "Туркменнефть" и "Туркменгеология". Более 80 % общего объема производства газа приходится на долю ГК "Туркменгаз".

    Основным регионом газодобычи в стране является Юго-Восточный Туркменистан, занимающий площадь 180 тыс. км2. Здесь пробурено свыше 1000 поисково-разведочных скважин, что составляет почти одну треть общего объема бурения по Туркменистану. В пределах региона открыто более 60 газовых и газоконденсатных месторождений, в том числе гигантское месторождение Довлет-Денмез, начальные прогнозные ресурсы которого составляли 4,5 трлн м3, остаточные запасы месторождения оцениваются в 700-1000 млрд м3. Ежегодная добыча на месторождении составляет около 40 млрд м3 – 65 % всей добычи газа в стране. В настоящее время существующие мощности по добыче и подготовке газа способны обеспечить поставку товарного газа в объемах до 80 млрд м3 в год.

    В целом же на территории республики открыто более сотни газовых и газоконденсатных месторождений, крупными из которых являются Ачак, Наип, Южный Наип, Шатлык, Кирпичли, Малай, Самандепе, Оджак.

    Добыча газа в Северо-Западном Туркменистане, в том числе на шельфе Каспийского моря, до недавнего времени ограничивалась попутным газом, получаемым при разработке нефтяных и нефтегазовых месторождений. Однако в ближайшие годы с началом реализации масштабных инвестиционных зарубежных проектов этот регион также станет крупной базой добычи газа.

    На шельфе Каспия компания Petronas осваивает морскую структуру "Блок 1", где запасы газа оцениваются в 1 трлн м3. Помимо промысловых работ компания сейчас строит завод по подготовке газа – Береговой газовый терминал (БГТ). Его мощность к 2008 г. должна составить 5 млрд м3, а в 2010 г. оператор рассчитывает довести ежегодный уровень добычи до 10 млрд м3. Широкомасштабная добыча газа на туркменском шельфе Каспия и его экспорт сдерживались запретом Правительства Туркменистана на экспорт газа частными инвесторами, который был в большей своей части отменен в 2005 г., но продолжается согласование параметров таких поставок.

    В настоящее время в стадии разведки находится одна из наиболее перспективных крупных структур на туркменском шельфе Каспия – "Блок 3" площадью 5,6 тыс. км2, расположенный в середине туркменского сектора и включающий в себя ряд более мелких перспективных структур на нефть и газ. Он граничит с уже открытыми крупными месторождениями Магтымгулы, Овез, Диярбекир, чьи совокупные ресурсы составляют 1 трлн м3 газа и 500 млн т жидких УВ. В настоящее время основными инвесторами являются компании Maersk Oil (80 % акционерной стоимости проекта) и Wintershall (20 % проекта). Также запланировано вхождение в проект индийской государственной компании Oil and Natural Gas Corp. (ONGC), которая в первом полугодии 2007 г. планирует купить примерно 33 % акций в СРП у компании Maersk Oil. Компания будет действовать через свое дочернее предприятие – ONGC Videsh LTD.

    Добычу газа в стране осуществляет компания Burren Energy – оператор работ на туркменском сухопутном блоке "Небитдаг". Добыча здесь составляет сейчас около 1 млрд м3 в год. Однако в связи с началом разработки газового месторождения Кызылкум, входящего в этот лицензионный блок, добыча компании может быть увеличена в несколько раз.

    Компания Dragon Oil планирует до 2010 г. довести добычу газа на блоке "Челекен" до 3-5 млрд м3.

    Ожидается, что в ближайшее время китайская компания CNPC подпишет СРП с Туркменистаном об освоении запасов месторождений правобережья Амударьи. По данным Министерства нефтегазовой промышленности и минерального сырья Туркменистана предполагаемые запасы газа здесь составляют около 1,7 трлн м3, нефти – 79 млн т.

    Кроме того, в 2006 г. CNPC совместно с туркменскими госконцернами приступила к разведке Яшлар – Южно-Иолотаньской группы месторождений, которая включает крупнейшее в Средней Азии газовое месторождение Южный Иолотань с запасами 1,5 трлн м3 газа и 17 млн т нефти. Кроме того, в эту группу входят месторождения Яшлар с запасами газа 670 млрд м3, Минара – 44 млрд м3 и Молодежьдепе, где данные по запасам еще уточняются. По данным Министерства нефтегазовой промышленности и минерального сырья Туркменистана Яшлар – Южно-Иолотаньская зона станет одной из главных баз по наращиванию экспорта газа в ближайшие 20 лет. В течение 3 лет совместно с ГК "Туркменгеология" бурение (12 разведочных скважин глубиной более 5000 м) по контракту будет вести Чанциньское нефтеразведочное предприятие, являющееся сервисным подразделением CNPC. По окончании сервисного контракта CNPC начнет переговоры с Туркменистаном о разработке Южного Иолотаня.

    Переработка и потребление нефти и газа
    Нефть
    Нефтеперерабатывающая промышленность Туркменистана представлена Туркменбашинским комплексом нефтеперерабатывающих заводов (ТКНЗ) и Сейдинским НПЗ (общая мощность – 12 млн т/год). В настоящее время в Туркменистане перерабатывается около 6,8 млн т нефти, уровень загрузки мощностей НПЗ – 62 % (табл. 5).



    За последние 20 лет потребление нефтепродуктов в Туркменистане варьируется в диапазоне 3-5 млн т. Значительное снижение использования этого энергоносителя имело место в середине 1990-х гг. после распада СССР и экономического кризиса в постсоветских государствах, однако с тех пор значение этого показателя планомерно возрастает. В настоящее время потребление нефтепродуктов в Туркменистане составляет около 5,3 млн т (табл. 6).



    Газ
    В 2005 г. потребление газа в Туркменистане составило около 16,6 млрд м3, в 2006 г. – 17,8 млрд м3. Газ является основным энергоносителем в структуре топливно-энергетического баланса Туркменистана. Основной рост использования газа происходит с конца 1990-х гг. Это связано с тем, что в период ограничения экспорта этого энергоносителя в стране была организована полная газификация коммунально-бытовой сферы и промышленности. В настоящее время население обеспечивается газом бесплатно. Кроме того, в условиях быстрого роста добычи газа в стране увеличиваются его потери при добыче и транспортировке.

    Основные газоперерабатывающие комплексы в Туркменистане расположены на ТКНЗ и Наипском газоперерабатывающем комплексе, где за последние 5 лет произведено почти 2,0 млн т сжиженного углеводородного газа (СУГ). В связи с возросшим мировым спросом на сжиженный газ его экспортные поставки в 2006 г. составили около 400 тыс. т. Существуют планы по наращиванию к 2020 г. производства СУГ до 2 млн т ежегодно. В этих целях намечено построить на востоке страны более 20 заводов на месторождениях с высоким содержанием пропан-бутановых фракций.

    Экспорт нефти и газа и продуктов их переработки

    Нефть
    В настоящее время нетто-экспорт нефти и нефтепродуктов из Туркменистана составляет около 5,7 млн т, в том числе сырой нефти – около 4,0 млн т, нефтепродуктов – около 1,6 млн т (табл. 7).



    Туркменистан имеет одно из наименее выгодных положений в Каспийском регионе для экспорта нефти и нефтепродуктов на мировые рынки: страна значительно удалена от европейского и американского рынков, для выхода на них требуются сложные схемы поставок, связанные с транзитом через другие страны, многочисленными перегрузками и естественными ограничениями (проливы и др.); в стране отсутствует развитая инфраструктура для поставок на азиатско-тихоокеанский рынок.

    Туркменистан не обладает собственными магистральными нефтепроводами, поэтому основной экспорт нефти и нефтепродуктов осуществляется морским путем, кроме того, нефть поставляется железнодорожным и автомобильным транспортом.

    Существующие маршруты экспорта нефти и нефтепродуктов из Туркменистана:
    1) морские поставки по маршруту "Туркменбаши (б. Красноводск) – Нека" с последующей реализацией на иранском рынке либо с использованием схемы замещения иранской нефтью в портах Персидского залива;
    2) по маршруту "Туркменбаши – Махачкала – Новороссийск";
    3) комбинированные поставки по маршруту "Туркменбаши – Баку" и далее в Батуми, Супса, Новороссийск, Туапсе

    Кроме того, небольшие объемы нефти и нефтепродуктов поставляются железнодорожным и автомобильным транспортом в Россию, Иран, Афганистан.

    В настоящее время основные экспортные поставки сырой нефти из Туркменистана осуществляются танкерным флотом по маршруту "Туркменбаши – Нека" с последующей транспортировкой на НПЗ в Тебризе и Тегеране. Первые поставки нефти из Туркменистана в Иран по схеме замещения были организованы в 1998 г. компанией Dragon Oil. В 2000 г. компания подписала с Правительством Ирана контракт на 10 лет, согласно которому Dragon Oil поставляет нефть на НПЗ в Тебризе и Тегеране, расположенные на севере Ирана, а в обмен получает аналогичное количество нефти на о-ве Харг на юге Ирана, далее поставляя ее на международные рынки. В последние годы по маршруту транспортируется от 1,5 до 3,5 млн т в год (инфраструктура порта Нека позволяет осуществлять перевалку 8,1 млн т сырой нефти в год).

    Газ
    Существующие проекты. Газотранспортная система Туркменистана объединяет трубопроводы протяженностью 8 тыс. км в однониточном исчислении. Экспортные потоки туркменского газа в настоящее время идут по двум направлениям: на север – в Россию и Украину, а также на юг – в Иран. В 2006 г. нетто-экспорт газа из Туркменистана составил около 50 млрд м3.

    Газ из Туркменистана в Россию и далее Украину экспортируется по газопроводу Средняя Азия – Центр (ГТС САЦ), при этом западная нитка газопровода была проложена из Туркменистана в Россию вдоль Каспия и западных районов Казахстана; восточная протянулась через восточные районы Туркменистана и далее транзитом через Узбекистан и Казахстан. Трубопровод, построенный в 1974 г., состоит из пяти ниток диаметрами 1220-1420 мм. Общая протяженность трубопровода на территории Туркменистана – 3940 км. Система включает пять компрессорных станций – "Шатлык", "Каракумская", "Пустынная", "Ильялы", "Дарьялык". Пропускная способность ГТС САЦ – около 50 млрд м3 в год.

    В настоящее время степень изношенности магистральных трубопроводов Туркменистана – от 72 до 87 %. Практически весь туркменский газ прокачивается через восточную ветку газопровода, так как основная часть газа в этой стране добывается на востоке страны. Кроме того, западный газопровод находится в плохом техническом состоянии. Учитывая перспективы расширения поставок газа из Туркменистана, планируется модернизация западной и восточной веток газопровода. Предполагается, что к 2008 г. завершится модернизация туркменских участков газопроводной системы "Средняя Азия – Центр". Капиталовложения в проект составят 730 млрд дол.

    В 2001 г. президентами Украины и Туркменистана было заключено среднесрочное (на 2002-2006 гг.) соглашение о поставках в Украину туркменского природного газа в объеме до 36 млрд м3. При этом оплата производилась на 50 % валютой, а остальное – поставками товаров и реализацией инвестпроектов. Регулярные поставки туркменского газа привели к нормализации газового баланса и возникновению его профицита, что позволило НАК "Нафтогаз Украины" реэкспортировать газ в 2003-2004 гг. в ряд европейских стран в объеме 6 млрд м3.

    В апреле 2003 г. Президент РФ В.В.Путин и Президент Туркменистана С. Ниязов подписали долгосрочное российско-туркменистанское соглашение о сотрудничестве в газовой отрасли на 25 лет (с 1 января 2004 г. до 31 декабря 2028 г.). Уполномоченными организациями по его реализации определены ОАО "Газпром" и ГК "Туркменнефтегаз". В рамках соглашения "Газэкспорт" (100%-е дочернее предприятие ОАО "Газпром") и "Туркменнефтегаз" заключили на тот же период долгосрочный контракт купли-продажи туркменского природного газа. Согласно контракту в 2004 г. "Газэкспорт" закупил у ГК "Туркменнефтегаз" 5-6 млрд м3 газа. В 2005 г. объем импорта увеличился до 6-7 млрд м3, в 2006 г. – до 10 млрд м3, в 2007 г. планируется увеличение импорта до 60-70 млрд м3, в 2008 г. – до 63-73 млрд м3. Начиная с 2009 г. ежегодный объем закупок "Газэкспортом" туркменского газа составит от 70 до 80 млрд м3. Цена по обоим соглашениям с НАК "Нафтогаз Украины" и ОАО "Газпром" была установлена в размере 44 дол/тыс. м3.

    В конце 2004 г. прошло несколько раундов переговоров о поставках туркменского природного газа в 2005 г. в Россию и Украину, в ходе которых Туркменистан настаивал на решении поднять цены на газ в 2005 г. с 44 до 60 дол/тыс. м3. В условиях зависимости от импорта туркменского газа Украина согласилась с новыми условиями поставок, в соответствии с которыми НАК "Нафтогаз Украины" в 2005 г. закупила 31,5 млрд м3 по цене 58 дол/тыс. м3. Однако "Газэкспорт" продолжил закупки туркменского газа в рамках соглашения, подписанного в 2003 г. В соответствии с этим соглашением в 2004 г. Россия импортировала 4 млрд м3, а в 2005 г. – 6 млрд м3 по цене 44 дол/тыс. м3.

    В первом полугодии 2006 г. с целью увеличения объема закупок с 7 до 30 млрд м3 в год цена на газ, закуупаемый ОАО "Газпром", повысилась с 44 до 65 дол/тыс. м3. Однако уже к концу 2006 г. с целью установления полного контроля над экспортом туркменского газа российская газовая монополия согласилась закупать газ по цене 100 дол/тыс. м3. В результате ОАО "Газпром" подписало соглашение о закупках у Туркменистана 12 млрд м3 газа в 2006 г. и по 50 млрд м3 ежегодно в 2007-2009 гг., в 2010-2015 гг. – до 80 млрд м3 в год (часть этого потока пойдет транзитом на украинскую и белорусскую территории).

    Дополнительно ОАО "Газпром" и АК "Узтрансгаз" подписали пятилетнее соглашение на транспортировку среднеазиатского газа, в том числе туркменского, по территории Узбекистана в 2006-2010 гг., а НК "КазМунайГаз" и ОАО "Газпром" – пятилетнее соглашение о транзите среднеазиатского и российского газа по территории Казахстана. Достигнутые договоренности позволили России контролировать экспорт всего туркменского газа, поэтому та его часть, которая поступает транзитом на Украину, будет приобретаться у России.

    В октябре 2006 г. RosUkrEnergo AG (зарегистрированная в Швейцарии российско-украинская компания, занимающаяся поставками газа из России в Украину) и ЗАО "УкрГазЭнерго" (СП RosUkrEnergo и НАК "Нафтогаз Украины") подписали дополнение к договору купли-продажи природного газа на 2006-2010 гг. Согласно документу в 2007 г. "УкрГаз-Энерго" будет поставлено не менее 55 млрд м3 среднеазиатского природного газа по цене 130 дол/тыс. м3. Такая цена устанавливается не РФ, а Туркменистаном, поскольку Россия весь объем туркменского газа покупает по цене 100 дол/тыс. м3, а с учетом транспортировки и прочих затрат итоговая цена составила 130 дол/тыс. м3.

    В 2008-2009 гг. цена на газ RosUkrEnergo для Украины будет зависеть от цены закупок газа в странах среднеазиатского региона.

    В 1997 г. был построен газопровод "Корпедже – Курт-Куи" из Туркменистана в Иран мощностью около 8 млрд м3/год, в ближайшие годы планируется расширить этот показатель до 14 млрд м3. Протяженность газопровода – около 200 км. Ежегодные поставки газа в этом направлении составляют около 7 млрд м3. Подписано туркмено-иранское соглашение, предусматривающее увеличение в 2007-2008 гг. ежегодных поставок до 10-14 млрд м3 туркменского природного газа в Иран.

    Перспективные проекты. В связи с расширением добычи газа в северо-западной части страны, относимой к туркменскому шельфу Каспийского моря и прилегающим территориям, иностранными компаниями прорабатываются несколько вариантов экспорта газа. Одним из наиболее реалистичных вариантов являются реанимация газопровода "Средняя Азия – Центр-3" (западная ветка) и доведение его мощности до 10 млрд м3 в год, с последующим расширением до 40-50 млрд м3. Далее возможна организация поставок газа на европейское направление и в КНР. Инициаторами экспорта газа с туркменского шельфа и прилегающих территорий в КНР являются Petronas – оператор проекта "Блок 1" на туркменском шельфе – и "КазТрансГаз". Для этого принято решение с 2007 г. начать реконструкцию газопровода "Окарем – Бейнеу". Далее от Бейнеу "КазТрансГаз" планирует строительство газопровода "Шалкар (бывший Челкар) – Самсоновка (Ленинск) – Шимкент". Далее газ будет поставляться по существующему газопроводу до Алматы, откуда планируется строительство газопровода до Алашанькоу с дальнейшим подключением к транскитайскому газопроводу "Запад – Восток". В проекте планируют участвовать также компании Burren Energy, которая в ближайшее время начнет осваивать месторождение Кызылкум, и Dragon Oil, предполагающая расширение добывных возможностей на блоке "Челекен".

    Достигнуто соглашение о строительстве газопровода из Туркменистана в КНР, согласно которому будет построен газопровод "Алтын Асыр – Алашанькоу" с проектируемой пропускной способностью 30 млрд м3 в год, который присоединится к существующему китайскому газопроводу "Синьцзян – Шанхай". Основной сырьевой базой станут месторождения правобережья Амударьи.

    В средне- и долгосрочной перспективе одним из перспективных проектов является строительство газопровода "Туркменистан – Афганистан – Пакистан", решение о реализации которого три страны подтвердили в рамках межправительственного Соглашения, подписанного в 2002 г. Пропускная мощность нового газопровода составит 20 млрд м3 газа в год.

    Сжиженный углеводородный газ. СУГ в объеме около 400 тыс. т из Туркменистана экспортируется в Иран, Афганистан и ряд других стран региона. В перспективе, за счет создания новых мощностей, СУГ намечено экспортировать в Пакистан, КНР, Республику Корея и Японию. В настоящее время основной объем сжиженного газа идет к получателям железнодорожным транспортом. Намечаемое существенное увеличение объемов выработки сжиженных газов и недостаточная емкость близлежащих локальных рынков сбыта требуют использования альтернативных экспортных маршрутов, выхода на основные регионы мирового рынка сжиженных газов, создания надежной морской транспортной системы высокой пропускной способности.

    В 2005 г. руководство Туркменистана подписало контракт с иранской компанией "Парс Энержи" общей стоимостью 22,9 млн дол., предусматривающий строительство терминала для отгрузки СУГ в морском порту Киянлы мощностью 180-200 тыс. т в год и выполнение работ по соединению его с действующим терминалом СУГ на ТКНЗ и строящимся резервуарным парком в морском порту Киянлы. Предполагается, что строительные работы начнутся в 2007 г., а ввод объекта в эксплуатацию запланирован на начало 2008 г. Пуск этого объекта позволит экспортировать сжиженные газы в морские порты прикаспийских стран и далее – в Европу. Иранская компания построила ранее терминал СУГ мощностью 6 тыс. т в год на ТКНЗ, а также мощностью 1 тыс. т в год в приграничном городе Серахсе и мощностью 500 т в Сархадабаде (общая стоимость – около 44 млн дол.).

    Прогноз добычи, потребления и экспорта нефти и газа
    Перспективы развития нефтегазовой отрасли Туркменистана будут определяться двумя основными факторами.

    Во-первых, политическим режимом, который будет определять общий инвестиционный климат в стране. Внутренние инвестиционные ресурсы, технологический и кадровый потенциал этой страны весьма ограничены. В начале 2000-х гг. при взаимодействии с иностранными инвесторами в республике имели место ряд случаев одностороннего пересмотра условий уже подписанных соглашений, нарушения договоренностей и т.п., в результате чего крупнейшие иностранные компании прекратили работу в республике (Shell, 2001 г.; ExxonMobil, 2002 г.), что негативно сказалось на общей ситуации в отрасли. С учетом продолжительности инвестиционного цикла в разведке и добыче нефти начало реализации крупных нефтяных проектов в республике может начаться не ранее 2010-2015 гг. Однако позже руководство страны пошло вновь на сближение с иностранными нефтегазовыми компаниями и стало предоставлять благоприятный режим для инвестирования.

    Согласно оценкам Министерства нефтегазовой промышленности и минерального сырья Туркменистана, составленным на основе конкретных нефтегазовых проектов, реализуемых как иностранными, так и государственными туркменскими концернами, инвестиции в нефтегазовую отрасль Туркменистана до 2010 г. должны составить более 44 млрд дол. Ожидаемые капиталовложения зарубежных компаний оцениваются более чем в 30 млрд дол. Их доля на нефтегазовом рынке этой страны составит через 5 лет примерно 70 %, поэтому в перспективе именно ненациональные операторы станут определять развитие нефтегазовой отрасли Туркменистана. В ближайшие 5 лет число эксплуатационных и поисково-разведочных скважин на газ вырастет на 300 единиц, на нефть – почти на 900.

    Во-вторых, перспективы роста будут определяться успехами проведения ГРР. В стране прогнозируется выявление значительного числа месторождений УВ, однако перспективы открытия связаны с глубокозалегающими сложнопостроенными подсолевыми толщами. В случае неподтверждения наличия необходимых объемов запасов на этих месторождениях дополнительные экспортные проекты организованы не будут.

    Нефть и конденсат
    Увеличение добычи нефти в Туркменистане может быть достигнуто за счет бурения новых скважин и реализации инвестиционных проектов "Блок 1", "Блок 3", Гунорта Гамышлыджа, Гунорта Челекен, Небитлидже, Небит-даг и др. Добыча нефти на старых нефтяных месторождениях Готурдепе, Барсагелмез и Гумдаг будет устойчиво снижаться. Для прироста доказанных запасов нефти и конденсата необходимы освоение туркменского сектора Каспийского шельфа и прилегающих территорий, бурение скважин в глубокозалегающих мезозойских отложениях на западе Туркменистана (Восточный Челекен, Экерем) и подсолевых карбонатных горизонтах на востоке (Западный Шатлык). В долгосрочной перспективе основной объем поисково-разведочных работ будет сосредоточен на перспективных территориях Гунбатар Экерем, Хазаряка золагы, Вас, Небитлидже, Яшылдепе и др.

    При прогнозе добычи нефти в Туркменистане учитывались существующий инвестиционный климат и низкий спрос на нефть в этой стране. Добыча нефти и конденсата в 2010 г. может быть увеличена до 19 млн т, в 2015 г. – 25 млн т, в 2020 г. – 30 млн т (табл. 8). С учетом внутреннего потребления экспорт нефти в 2010 г. составит 12 млн т, в 2020 г. – 15 млн т. Основная часть дополнительного объема нефти будет поставляться в южном направлении на НПЗ Ирана и далее по схеме замещения экспортироваться из портов Персидского залива.


    Газ
    Для обеспечения всех подписанных контрактных соглашений добыча газа в Туркменистане должна увеличиться с 62 млрд м3 в 2005 г. до 140-150 млрд м3 в 2010 г. и 160-170 млрд м3 в 2020 г. (табл. 9). В ближайшие годы основное увеличение добычи будет происходить в традиционных центрах добычи на существующих месторождениях (Довлет-Денмез, Ачак, Наип, Южный Наип, Шатлык, Кирпичли, Малай, Самандепе, Оджак и др.) ежегодно – до 70 млрд м3, однако после 2010 г. объем добычи здесь неминуемо будет снижаться. Дополнительно вблизи существующих промыслов и созданной инфраструктуры будут вводиться новые месторождения, где потенциал ежегодной добычи составляет 15-20 млрд м3.


    С 2008 г. ожидается коммерческая добыча газа на шельфе Каспия и прилегающих территорий зарубежными инвесторами на уровне 5 млрд м3/год с последующим наращиванием этого показателя до 12 млрд м3 в 2010 г. и до 20 млрд м3 в 2015 г. Увеличением добычи будет происходить площадях "Блок 1", "Челекен", "Небитдаг", "Блок 3".

    Для обеспечения сырьевой базы проектируемого газопровода "Туркменистан – Китай" компания CNPC в ближайшие годы подготовит для разработки и эксплуатации группу месторождений, расположенных на правобережье Амударьи. После 2010 г. ежегодные объемы добычи могут быть здесь доведены до 20-30 млрд м3.

    Освоение Яшлар – Южно-Иолотаньской группы месторождений, начатое туркменскими национальными компаниями и CNPC, позволит к 2020 г. увеличить добычу газа в стране еще на 10-20 млрд м3.

    С учетом добывных возможностей, а также прогноза внутреннего потребления газа в Туркменистане экспорт может составить в 2010 г. 95 млрд м3 и в 2020 г. – 135 млрд м3. Весь объем прогнозируемого экспорта уже законтрактован. До 2010 г. ОАО "Газпром" должен довести объем закупок до 50 млрд м3/год, а после 2010 г. – до 90 млрд м3/год. Также планируется расширение пропускной способности газопровода "Корпедже – Курт-Куи" в Иран до 14-15 млрд м3 ежегодно. По соглашению с КНР поставки газа должны начаться в эту страну с 2010 г. в объеме 30 млрд м3/ год.

    В средне- и долгосрочной перспективе Туркменистан планирует организовать систему экспортных поставок в Пакистан через Афганистан ежегодно в объеме 20 млрд м3, однако это произойдет только в случае дополнительного прироста значительных запасов газа в результате проведения ГРР либо пересмотра долгосрочных соглашений с другими странами.

    - - - - - - - - - - - -
    03/01/2009
    В 2008 году Туркменистан экспортировал более 47 миллиардов кубических метров природного газа из добытых 70 с половиной миллиардов кубометров, что меньше намеченного.
    В 2009 году в Туркмении намечено добыть более 75 миллиардов кубических метров газа, из которых на экспорт планируется направить более 51 миллиарда кубометров.
    http://www.rian.ru/economy/20090103/158568375.html
    Friday, October 22nd, 2010
    1:15 pm
    Туркмения: общие сведения, нефть и газ
    Территория - 491 200 км²
    Население, оценка (2009) - 4,884,887
    ВВП
    Итого (2007) - $26,215 млрд.
    На душу населения - $5055
    http://ru.wikipedia.org/wiki/Туркмения

    Численность населения

    Источник

    Численность наличного населения Туркмении — 6,7 миллионов (по состоянию на начало 2006 года)
    Население Туркменистана растёт очень быстрыми темпами. По переписи 1979 года наличное население страны составляло 2759 тысяч, по переписи 1989 года — 3534 тысячи, по переписи 1995 года — 4481 тысячу человек. Продолжается бурный рост населения и после переписи 1995 года: к началу 2000 — 5200 тысяч, к началу 2001 — 5369,4 тысячи, на 1 мая 2001 — 5410 тысяч, на 1 августа — 2001 — 5478,9 тысячи человек. При этом растёт численность только титульной национальности.

    Ещё в царские времена (перепись 1897 г. в Закаспийской области) русские (вместе с украинцами и белорусами) составляли здесь 8,7 %. К 1926 году доля русских осталась прежней, составив 7,7 % (без украинцев и белорусов). В 1939 году доля русских достигла пика — 18,6 %, при этом туркмены составляли 59,2 % населения. Послевоенный период стал временем падением доли русских: в 1959 году они составили 17,3 % (снижение их доли в 1939—1959 годах объясняется землетрясением 1947 г. в Ашхабаде, в котором погибли до 100 тысяч человек), а в 1989 году — 9,5 %. Доля туркмен выросла к 1989 году до 72 %, приблизившись к уровню 1926 года (73,2 %). В последнее десятилетие ХХ века доля туркмен продолжала расти. В 1995 году они составили 77 % всего населения, а русские — 6,7 %. Казалось бы, доля туркмен стала рекордно высокой, превысив даже соответствующий уровень в царской переписи 1897 года. Но в начале 2001 года в стране были обнародованы самые последние данные об этническом составе населения, которые превзошли все ожидания. Обнародованы они были самим президентом Сапармуратом Ниязовым в докладе перед Народным Советом Туркменистана 18 февраля 2001 г. «В Туркменистане представлено более сорока народов. Мы с ними живём в мире и согласии. 3 % населения страны — узбеки, 2 % — русские. Коренная нация — туркмены — составляет 91 %», — сказал президент Ниязов по сообщению газеты «Нейтральный Туркменистан» (от 14 апреля 2001) и сайта turkmenistan.ru.

    Таким образом, с начала 1989 по начало 2001 года в Туркменистане численность туркмен выросла вдвое (с 2,5 до 4,9 миллиона), а численность русских — упала втрое (из 334 тысяч осталось чуть более 100 тысяч).
    http://www.tm.spinform.ru/people.html

    Политика
    01.03.2007
    С.Кургинян. ПАНОРАМА (продолжение 2). Стратегический смысл среднеазиатских событий
    Доклад на заседании клуба "Содержательное единство"
    1 марта 2007 года
    Часть III. Туркменская "заваруха"
    http://kurg.rtcomm.ru/clubs.shtml?cat=41&id=345


    1410×1083 )


    1410×1094 )


    http://ru.wikipedia.org/wiki/Файл:Туркменские_НГП.png


    http://www.rogtecmagazine.com/rus/2009/09/blog-post_2328.html

    Энергетический профиль

    http://tonto.eia.doe.gov/country/country_energy_data.cfm?fips=TX

    Добыча


    http://www.ecogeodb.com/ECO_Detail.asp?P=Minerals&CN=Turkmenistan&C=TKM


    http://www.expert.ru/printissues/kazakhstan/2010/03/gaz/

    BP Statistical Review of World Energy (June 2010)
    добыча нефти, Европа и Евразия


    добыча газа, Европа и Евразия



    http://tonto.eia.doe.gov/country/country_energy_data.cfm?fips=TX

    Газета «Коммерсантъ» № 183/П (4483) от 04.10.2010
    В конце прошлой недели на брифинге по итогам своего участия в 65-й сессии Генассамблеи ООН в Нью-Йорке Гурбангулы Бердымухамедов заявил о возможности резко увеличить экспорт туркменского газа. По его словам, к 2030 году Туркмения планирует производить 230 млрд кубометров газа в год, из которых 180 млрд для последующего экспорта. "Наших газовых резервов хватит на много десятилетий",— сказал президент.
    http://www.kommersant.ru/doc.aspx?DocsID=1515927

    - - - - - - - - - - - - - - - - -
    Баррель 0.1364 тонн
    1 billion cubic feet - 0.028 billion cubic metres

    - - - - - - - - - - - - - - - - -

    Запасы
    2002

    http://www.users.qwest.net/~kryopak/OilGasNews.htm

    2006 (до открытия мест. Южный Иолотань)

    http://www.energytribune.com/live_images/cover_story_pie_2_dec.gif
    http://www.energytribune.com/articles.cfm?aid=299&idli=1


    http://tonto.eia.doe.gov/country/country_energy_data.cfm?fips=TX

    2007
    В начале ноября 2006 года Ниязов на встрече с главой МИД Германии Вальтером Штайнмайером впервые объявил о запасах крупнейшего газового месторождения Южный Иолотань - более 7 трлн. кубометров. А это, якобы, выводит Туркмению на третье место в мире по запасам газа после России и Ирана.

    На "излете" советской эпохи доказанные запасы газа в Туркмении составляли около 3 трлн. куб. метров, причем за "постсоветские" годы было добыто примерно 600 млрд. куб. метров.

    Для сравнения укажем, что в настоящее время российские доказанные газовые запасы превышают 50 трлн. куб. метров, и еще примерно столько же относится в России к прогнозным запасам. А добывает Россия более 600 млрд. куб. метров газа в год.

    При этом, хотя разведка на газ после распада СССР в Туркмении велась в сравнительно небольших масштабах, последние официальные данные "Туркменгаза" о запасах газа в республике дают цифру более 20 трлн. куб. метров.

    Такой огромный прирост запасов туркменские чиновники объясняют открытием новых месторождений в Прикаспии (месторождение "Саг-Кенар" с объявленными запасами 1,7 трлн. куб. метров) и на Юго-Востоке (упомянутый выше Южный Иолотань с запасами более 7 трлн. куб. метров), а также обнаружением новых крупных запасов газа на уже действующих месторождениях (Довлетабад и др.). Однако независимого аудита этих, якобы, гигантских запасов при Ниязове ни разу не проводилось, и потому большинство экспертов - и в России, и за рубежом - ставит названные "туркменские" цифры под большое сомнение.

    В 2006 году в республике было добыто чуть менее 70 млрд. куб. метров газа, из которых около 50 млрд. поставлено на внешний рынок (42 млрд. в Россию по системе трубопроводов Средняя Азия-Центр (САЦ) и около 8 млрд. Ирану).

    "Газпрому" туркменский газ продается на основании 25-летнего соглашения о сотрудничестве, которое в 2003 г. подписали в Москве В.Путин и С.Ниязов. В 2006 году была достигнута договоренность о том, что в 2007-2009 годах "Газпром" будет ежегодно закупать в Туркмении до 50 млрд. куб. метров газа по 100 долл. за тысячу куб. м (для чего необходимо увеличить примерно на 10 млрд. куб. метров в год пропускную способность трубопроводов САЦ). Кроме того, Туркмения намерена с 2008 года увеличить до 14 млрд. куб. метров в год газовые поставки в Иран.

    Если допустить, что через несколько лет Туркмения будет также поставлять 30 млрд. куб. метров в год Китаю и 40 млрд. куб. метров в год Европе, то общая добыча газа в республике, с учетом внутреннего потребления, должна будет возрасти примерно до 160 млрд. куб. метров в год. И тогда гипотетические 20 трлн. куб. метров газовых запасов республики будут "съедены" за 120 лет, а более реальные 4-5 трлн. куб. метров - всего за 25-30 лет.
    http://kurg.rtcomm.ru/clubs.shtml?cat=41&id=345

    September 19, 2009 из презентации 2008 г.

    http://www.theoildrum.com/node/5792

    G - Гига, 10^9, миллиард
    T - Тера, 10^12, триллион

    Газета «Коммерсантъ» № 183/П (4483) от 04.10.2010
    По его словам, одно только месторождение Южный Иолотань—Осман содержит 18 трлн кубометров.
    В 2008 году президент сам же оценивал эти запасы в 4-14 трлн — такие данные обнародовала британская аудиторская компания Gaffney, Cline & Associates.
    Общие запасы природного газа своей страны Гурбангулы Бердымухамедов оценивает в 24,6 трлн кубометров.

    http://www.kommersant.ru/doc.aspx?DocsID=1515927

    - - - - - - - - - - - - - - - - - -
    Development constraints limit Turkmen gas export options
    Apr 26, 2010



    http://www.ogj.com/index/article-display.articles.oil-gas-journal.volume-108.issue-15.technology.development-constraints.QP129867.dcmp=rss.page=1.html

    - - - - - - - - - - - - - - - - - -
    Средняя Азия

    http://www.theoildrum.com/node/5792

    1992-2004
    http://www.eoearth.org/article/Energy_profile_of_Central_Asia
    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/article/247910/plata_za_liderstvo

    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_document.cgi/vedomosti_19-10-2010.xls?file=2010/10/19/247909_2319285858
    Tuesday, October 19th, 2010
    12:10 pm
    dolgikh: Мировая добыча природного газа










    http://dolgikh.com/index/0-40
    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/Республика_Коми

    о коми
    http://kominarod.narod.ru/about/about.htm


    1181×1452 )
    http://kominarod.narod.ru/about/about11.htm
    Также Карты Республики Коми
    http://www.syktyvkar.ws/maps.htm
    http://www.syktyvkar.ws/maps/mapkomi.jpg

    http://topmap.narod.ru/11/index.html

    Экономическая карта республики Коми

    1164×1282 )
    http://topmap.narod.ru/11/1/econom.html


    http://www.expert.ru/images/maps/5736/573634.gif
    http://www.expert.ru/printissues/northwest/2010/08/ekonomika/


    2031×2615 )
    http://topmap.narod.ru/29/omap/03komiarhang.jpg

    Карта геологическая

    4960×3507 )

    Схема сейсмческого районирования

    http://komionline.ru/images/seism_card.jpg

    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/index.html


    http://komi.gks.ru/r09_1/Республика%20Коми.htm
    http://komi.gks.ru/digit/Производство.aspx

    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/gd2001/Page068.htm

    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?DocsID=284991

    «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
    Friday, October 15th, 2010
    10:20 am
    Россия: статистика
    Cведения о задолженности по кредитам, предоставленным кредитными организациями физлицам
    http://www.cbr.ru/statistics/print.aspx?file=ipoteka/4-5_010910.htm&pid=ipoteka&sid=ITM_2542

    Национальные счета
    http://www.gks.ru/wps/portal/OSI_NS
    Валовой внутренний продукт
    Консолидированные счета
    Валовой региональный продукт
    Индекс выпуска товаров и услуг по базовым видам экономической деятельности
    Международные сопоставления ВВП России и других стран мира

    Промышленное производство

    Производство основных видов продукции в натуральном выражении (годовые данные)
    http://www.gks.ru/free_doc/new_site/business/prom/natura/natura4g.htm

    ДОБЫЧА ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ (миллионов тонн)
    http://www.gks.ru/free_doc/new_site/business/prom/natura/natura2g.htm

    МОЩНОСТЬ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ, ПРОИЗВОДСТВО ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И ТЕПЛОЭНЕРГИИ
    http://www.gks.ru/free_doc/new_site/business/prom/natura/natura4g.htm

    Промышленность России. Сборник издается с периодичностью один раз в два-три года.

    Российский статистический ежегодник

    Регионы России. Социально-экономические показатели

    Регионы России. Основные характеристики субъектов Российской Федерации

    Сайты территориальных органов Росстата
    http://www.gks.ru/wps/portal/SITE_TERR_ORG
    Tuesday, October 12th, 2010
    12:00 pm
    Ростовская область
    Ростовская область
    Площадь - 100 967 км²
    Население - 4 229 505[2] (2010)
    Плотность - 42,0 чел./км²
    ВРП
    Всего, в текущих ценах - 576,4 млрд. руб. (2008)
    На душу населения - 135,7 тыс. руб.
    http://ru.wikipedia.org/wiki/Ростовская_область


    1259×1280 )

    Административно-территориальное деление Ростовской области
    http://ru.wikipedia.org/wiki/Административно-территориальное_деление_Ростовской_области

    Природа Ростовской области
    http://rostov-region.ru/books/item/f00/s00/z0000016/index.shtml

    01


    Углеводородное сырьё
    Ростовская область обладает ограниченным количеством углеводородного сырья, а его добыча малозначима даже для экономики самой области. Залежи нефти и газа встречены в пределах Днепрово-Донец-кого и Северо-Кавказско — Мангышлакского нефтегазоносных бассейнов (НГБ) в каменноугольных, меловых и палеогеновых терриген-но-карбонатных толщах на глубинах до 3 км.
    Начальные суммарные ресурсы (НСР) нефти Ростовской области составляют 35 млн т, то есть сотые доли процента российских; доля потенциальных ресурсов категорий Dl, D2 и D1лок в НСР области — 63%, перспективных ресурсов (С3) — 30%, они учитываются на шести подготовленных к глубокому бурению площадях.

    Извлекаемые балансовые запасы нефти категорий ABC1 + С2 крайне малы — они составляют менее 2 млн т (6% НСР области), больше трети приходится на предварительно оцененные запасы категории С2.
    К началу 2006 г. в Ростовской области Государственным балансом запасов полезных ископаемых учтено два мелких месторождения, включающих запасы нефти: Леоновское газонефтяное и Тишкинское нефтегазоконденсатное (табл.3). Оба они находятся в ведении ООО «Тарасовскнефть»; на первом велась эксплуатационная разведка, но в 2006 г. лицензия была отозвана, второе находится в эксплуатации, но отрабатываются только газовые залежи.

    Месторождения, заключающие запасы нефти, находятся на севере области, в пределах Днепрово-Донецкого НГБ (рис.2).

    Продуктивные залежи располагаются в основном в карбонатных коллекторах, в сводовых пластовых ловушках, и приурочены к средне-каменноугольным отложениям, залегающим на глубинах от 1500 м до 2200 м.

    Нефти месторождений лёгкие, маловязкие; примерно о 4% разведанных запасов нефти известно, что это малосернистые разности, для остальной части запасов данных о сернистости в Госбалансе нет.

    Начальные суммарные ресурсы (НСР) свободного газа Ростовской области составляют 226 млрд куб.м; это десятая доля процента российских НРС. На потенциальные ресурсы категорий D1 и D2 приходится 67% НСР области, на перспективные (категории С3), которые учтены на 17 подготовленных к глубокому бурению площадях, — 7%. Ресурсы газа имеются в Днепрово-Донецком и Северо-Кавказско —Мангышлакском нефтегазоносных бассейнах.

    Балансовые запасы свободного газа категорий ABС1+С2 составляют 49 млрд куб.м (22% НСР области), или менее десятой доли процента российских. К разведанным (в основном категории C1) запасам относится почти две трети балансовых.

    02


    03


    04


    К началу 2006 г. Государственным балансом учтено 21 мелкое месторождение с запасами свободного газа, в том числе одно газонефтяное, 16 газовых, три газоконденсатных и одно нефтегазоконденсатное (табл.3).

    В распределённом фонде недр находится 70% разведанных (23,4 млрд куб.м) и 7% предварительно оцененных (0,8 млрд куб.м) запасов свободного газа. Около половины разведанных запасов распределённого фонда принадлежат компании ООО «Кубаньгазпром».

    Почти половина разведанных запасов природного газа Ростовской области (14,9 млрд куб.м, причём 80% из них относятся к распределённому фонду недр) и четверть предварительно оцененных (4,5 млрд куб.м) сосредоточены в северных и восточных районах области, в пределах Днепрово-Донецкого НГБ. Газ образует, как правило, самостоятельные залежи; исключение составляют небольшие газовые шапки Леоновского и Тишкинского месторождений.

    На Марковском газоконденсатном месторождении, принадлежащем примерно в равных долях ООО «Кубаньгазпром» и ООО «Донгаздобыча», сосредоточена половина балансовых и две трети разведанных запасов ростовской части Днепрово-Донецкого НГБ. Продуктивные пласты Марковского месторождения, залегающие на глубинах от 600 м до 1.5 км, приурочены к породам среднего карбона, представленным преимущественно известняками и доломитами. Средний карбон вообще является наиболее продуктивным в Ростовской области. Кроме того залежи газа встречаются в верхнекаменноугольных песчано-карбонатных отложениях.

    Марковское месторождение — единственное в области, где учтены запасы этансодержащего газа. Они составляют 4,525 млрд куб.м категорий ABC1 и 0,042 млрд куб.м категории С2. Среднее содержание этана в газе — 46,409 г/куб.м, пропана — 19,448 г/куб.м, бутанов — 9,945 г/куб.м.

    Свободный газ описываемого района содержит также конденсат. Запасы конденсатсодержащего газа категорий ABС1 оцениваются в 5.6 млрд куб.м.

    Чуть более половины разведанных (ABC1 — 16,42 млрд куб.м) и основная часть предварительно оцененных (С2 — 13,17 млрд куб.м) запасов газа сосредоточены в южных, западных и северо-западных районах области, в пределах Северо-Кавказско — Мангышлакского НГБ. К распределённому фонду относится менее 40% балансовых запасов (Азовское и Синявское разрабатываемые месторождения). Самостоятельные залежи газа располагаются в неглубоко залегающих (до 600 м) преимущественно карбонатных коллекторах позднемелового и палеогенового возраста. Содержания газоконденсата и гомологов метана в газе промышленного интереса не представляют.
    В свободном газе области присутствуют примеси азота (от 0,58 до 6,66%) и углекислого газа (от 0,01 до 0,04%).

    Начальные суммарные ресурсы (НСР) газоконденсата крайне малы — 3 млн т, или первые сотые процента российских, из них почти 95% приходится на перспективные ресурсы категорий D1 и D2.

    Государственным балансом на территории Ростовской области учтено 0,088 млн т балансовых запасов конденсата, из которых практически все приходятся на разведанные (категорий В и C1). Конденсат в составе свободного газа присутствует на четырёх месторождениях, расположенных в пределах Днепрово-Донецкого НГБ: Марковском, Тишкинском, Патроновском и Дубовском (табл.3).

    Продуктивные залежи приурочены к отложениям каменноугольного возраста и выявлены в интервале глубин 1-2,2 км. Содержание конденсата варьирует от 3 до 38 г/куб.м.

    Ресурсы нефтяного растворенного газа не оцениваются, так как он не образует собственных месторождений, являясь попутным компонентом в залежах свободного газа. Балансовые запасы, учтённые на двух нефтяных месторождениях области, составляют менее 0,2 млрд куб.м.

    К началу 2006 г. в Ростовской области действовало 24 лицензии на углеводородное сырьё: три разведочные, 14 эксплуатационных и семь — дающих право на поисково-оценочные работы и последующую добычу на условиях предпринимательского риска.

    Ведущим недропользователем является компания ООО «Кубаньгазпром», которая владеет лицензиями на основные месторождения.

    Проведенные в последние годы поисково-оценочные работы на нефть и газ привели к открытию и принятию на баланс в 2003 г. газового месторождения Бирючье. В 2005 г. проведены аэрогеофизические и сейсморазведочные работы, бурение двух глубоких скважин; прироста запасов углеводородного сырья не получено. В 2006 г. велись разведочные работы (в основном геофизические) на Леоновском, Тишкинском, Северо-Белянском и Марковском месторождениях, а также на нескольких перспективных участках.

    Нефть в 2005 г. добывалась на месторождении Леоновское; добыча составила 0,001 млн т (табл.4).
    По территории Ростовской области проходят трассы трёх магистральных нефтепроводов: Лисичанск — Тихорецк, Самара — Тихорецк и Самара —Лисичанск; нефтепроводы транзитные, но снабжают сырьём и потребителей области. В 2003 г. закончено строительство обходной ветки нефтепровода Суходольная—Родионовская, которая прошла по территории Ростовской области параллельно границе с Украиной.

    05


    Добыча природного газа в 2005 г. составила около 0,6 млрд куб.м (табл.4); более 80% этого количества обеспечило месторождение Марковское. Извлечённый из недр природный газ подготавливается к транспортировке на промыслах. С Марковского месторождения, которое находится в непосредственной близости от государственной границы, часть газа экспортируется на Украину.

    Собственная добыча газа позволяет удовлетворить менее 10% потребностей области. Поставки производятся по газоотводам от проходящих по территории области магистральных транзитных газопроводов Ставрополь— Москва, Северный Кавказ—Центр, Оренбург—Новопсков, Новопсков—Моздок, Чебоксары—Северный Кавказ.
    Газоконденсат и нефтяной растворённый газ в 2005 г. не извлекались.

    Уголь
    06


    Прогнозные ресурсы углей Ростовской области на 1.01.2003 г. составляли 14,711 млрд т, или 0,4% российских, в том числе ресурсы высоких категорий (Р1) — 2,089 млрд т, низких категорий (Р2) — 8,051 млрдт; ресурсный потенциал (ресурсы категории Р3) оценивается в 4,571 млрд т. Доля антрацитов в ресурсах составляет более 55%, каменных углей — почти 45%, из них коксующихся — 5%.

    Балансовые запасы углей Ростовской области подсчитаны в количестве 9,569,6 млрд т (3,5% российских), в том числе разведанные запасы категорий ABC1 — 6,552 млрд т, из которых на антрацит приходится 5,711 млрдт (табл.5). В Ростовской области сосредоточено 64% запасов и добывается 70% антрацитов России.

    В распределённом фонде недр на 1.01.2006 г. находилось 16,8% разведанных запасов области категорий ABC1 (1103,8 млн т). Действующие шахты обеспечены промышленными запасами на сроки от менее года до 80 лет.

    07


    Большая часть балансовых запасов донецких углей (87,2%) представлена антрацитами.

    В 2005 г. в Ростовской области добыто 5,246 млн т угля; в это количество вошли 0,249 млн т каменного угля (в том числе 0,24 млн т коксующегося особо ценных марок) и 4,997 млн т антрацита. Действовали 14 шахт суммарной производственной мощностью 9,2 млн т; загрузка добывающих мощностей составила 54%.

    Добычу углей в Ростовской области вели 12 компаний на 21 объекте (участке). Около 64% добычи обеспечила компания ОАО «Гуковуголь» (табл.6). Второе место заняло ОАО «ШУ "Обуховская"», третье — ОАО «ШУ "Садкинское"». Доля остальных предприятий не превысила 11,5%.

    08


    Выводы
    1. Степень выработанности разведанных запасов УВ невелика (нефти — 1 %, природного газа — 28%). Так же относительно мала и степень разве данности НСР углеводородного сырья: нефти — 3%, газа —19%, что позволяет рассчитывать на открытие новых месторождений. При наличии инвестиций в нефтегазовую отрасль представляется возможным существенное увеличение доли собственного сырья в структуре топливно-энергетического баланса области.
    Read more... )
    Saturday, September 25th, 2010
    12:20 pm
    BP Statistical Review of World Energy (June 2010), добыча нефти, Европа и Евразия
    11:10 am
    Азербайджанская нефть: поиски равнодействующей (2001) - 1
    Немного истории
    Весь XX век для Азербайджана прошёл под знаком нефти. Со всеми искушениями и ложными надеждами, которые порождает ориентация страны на это, в конечном счёте, узкое и не воспроизводящее направление развитии экономики. За это время Азербайджан успел пережить два нефтяных бума: один в начале века, другой в середине 90-х. Один в составе Российской империи, другой уже в качестве независимого государства.

    А конце далекого XIX века, когда в Баку и вокруг него возникли первые нефтяные промыслы, город стал менять своё лицо. Со всех концов Российской империи и из соседнего Ирана в Азербайджан стекались тысячи рабочих, находивших работу в бурно растущей отрасли. Демография свидетельствует, что население Баку в последней четверти XIX века увеличилось в 7,4 раза. Тогда же появились первые азербайджанцы-миллионеры, поднялись роскошные по тем временам жилые дома, появились электричество, телефон, лифты. Но любопытно, что многие из этих миллионеров-азербайджанцев, будучи плоть от плоти людьми патриархального общества, охотно переуступали свои промыслы шведским, русским и армянским предпринимателям, а сами покупали и строили предприятия лёгкой промышленности, табачные предприятия, мукомольные заводы. Возможно, в политическом плане они были не правы, уступая позиции не азербайджанцам. Но, с другой стороны, так они по-своему, интуитивно справлялись с проблемой, которая разрастётся и осознается позже и станет называться голландским синдромом. Но об этом - позже.

    О нефти на Апшеронском полуострове упоминал ещё Геродот. Можно вспомнить версию о том, что Баку, или Атешибагуан, был центром зороастризма, а нынешняя Девичья башня - святилище семицветных огней. Она довольно правдоподобна, так как естественный газ из-под земли бьёт здесь уже тысячелетиями и не иссяк и сегодня. В средневековых войнах пользовались специальными зажигательными гранатами, наполненными нафта - нефтью. А в основном ее, как могли, использовали в хозяйстве, для бытовых нужд. В таком неспешном темпе прошли тысячелетия.
    Read more... )



    Картина добычи нефти за сто лет, начиная с 1863 года, любопытна в том отношении, что она довольно адекватно отражает исторические сломы. Нефти ещё много, и естественное падение её добычи не является пока решающим фактором.

    В годы Советской власти, искусно сочетавшей рабский труд миллионов людей и лозунги всеобщего равенства, индустриальный сектор получил мощное развитие. По-иному и быть не могло, так как СССР находился в глубокой изоляции. Нефть, электрификация и тяжёлая индустрия стали главными лозунгами социалистического общества. Баку был едва ли не единственным по тем временам нефтяным резервуаром Советов. Успешно осваивались новые месторождения, создавались учебные и научно-исследовательские центры. У моря отвоёвывались огромные территории вроде действующей и поныне бухты Ильича. Значение Баку в полной мере обнаружилось за годы второй мировой войны, когда в Азербайджане было добыто 75 миллионов тонн нефти, произведено 80 процентов общесоюзного бензина, 90 процентов - лигроина, 96 процентов - масел. В Азербайджане любят рассказывать, что в 1944 году в Москве было принято решение депортировать всех азербайджанцев в Среднюю Азию и предотвратить этот насильственный акт смог лишь тогдашний первый секретарь компартии Азербайджана М. Багиров. Однако ни одного документа, подтверждающего это, не существует. Скорее всего, этого не могло быть, по крайней мере, по двум причинам. Такая депортация могла бы привести к разрушению нефтяной отрасли. Хотя прослойка нефтяников была достаточно интернационализирована, её костяк составляли азербайджанцы. Кроме того, спустя год азербайджанцы оказались нужны для попытки экспансии СССР в Южный Азербайджан под предлогом поддержки национально-освободительного движения и возможного объединения двух Азербайджанов, которое, правда, не удалось по ряду причин, прежде всего внешних. Более того, есть любопытный документ того времени - письмо Багирова Сталину, датированное 1945 годом, где он просит разрешения использовать в нефтяной отрасли 80 тысяч азербайджанцев из Южного Азербайджана.

    Доля Азербайджана в добыче нефти в СССР в довоенные и послевоенные годы, как мы видели, была весьма и весьма заметной. Но когда после войны стали активно осваивать новые месторождения в Татарии, Башкирии, Восточной Сибири, значение Баку стало снижаться. К началу 90-х годов азербайджанская нефть составляла всего лишь 2 процента от общей добычи в СССР.

    И тем не менее в освоении этих новых месторождений основным кадровым костяком были азербайджанские нефтяники, как геологи и инженеры, так и рабочие. Не случайно, что из азербайджанской нефтяной школы вышли такие фигуры, как министр газовой промышленности СССР Сабит Оруджев, главный геолог Тюменнефти Фарман Салманов, президент “Лукойл” Вахид Алекперов. Сюда же следовало бы присовокупить целую обойму азербайджанских учёных, много сделавших для развития нефти и нефтехимии.

    Позитивный “российский след” в азербайджанской нефтяной науке и индустрии сегодня упоминается реже прежнего. Но трудно не назвать здесь великого Д. И. Менделеева, изучавшего нефть на бакинских промыслах, И. М. Губкина, внесшего огромный вклад в геологическое изучение Каспия, великого Н. Д. Зелинского, который помог своему “талантливейшему”, как он писал, ученику Ю. Г. Мамедалиеву продвинуть вперёд как науку отечественную нефтехимию. Часть легенд вокруг раннего освоения каспийской нефти, конечно, не более чем выдумка большевиков - это А. Серебровский, М. Баринов (последний и сам пал жертвой репрессий). В пику большевистским выдвиженцам в Баку теперь поднимаются имена зарубежных капиталистов. Один из самых длинных проспектов Баку назван проспектом Нобеля.

    Как бы то ни было, азербайджанская нефтяная промышленность до сих пор несёт в себе печать экстенсивного развития нефтяной отрасли Союза, и такой подход к развитию отрасли достиг своего апогея в 70-е годы. Стоит напомнить, что именно в это время в связи с небывало острым мировым нефтяным кризисом СССР фактически впервые был допущен на мировой рынок. Страна производила тогда около 600 миллионов тонн нефти (Россия производит сегодня вдвое меньше), львиная доля которой направлялась на экспорт. (Последний пик производства нефти в СССР приходится на 1988 год - 596 миллионов тонн, это - пятая часть мирового производства нефти.) Высшая партократия начала буквально проедать сырьевые запасы империи, накачивая заработанной валютой ВПК и создавая неслыханный для закрытой страны потребительский бум. Кризис отодвигался во времени, и за десять лет страна сумела “освоить” около 600 миллиардов долларов нефтепоступлений. Она была завалена иностранным импортом, что по мысли руководства должно было примирить общество с тоталитарным режимом. Эта цель отчасти была достигнута, что видно по ностальгическим воспоминаниям об этом времени.

    Ворошить эту отшумевшую историю полезно, ибо цена за чрезмерную ставку на экспорт углеводородов может сегодня оказаться даже выше, чем во времена советской власти. В те приснопамятные времена власть худо-бедно следила за развитием других отраслей и часть средств направлялась в них. Сегодня есть опасность, что средства, вырученные от экспорта нефти, могут поддержать только властвующую элиту, нефтяные компании и ту небольшую часть общества, которая смогла найти нишу вокруг нефтяного сектора. И это в равной степени относится ко всем нефтедобывающим странам бывшего СССР.

    Совершив этот короткий экскурс, попробуем теперь оценить, что приобрёл Азербайджан в независимый период своего существования. Что он смог сохранить из своей нефтяной “предыстории”, что потерял? Сможет ли он, воспользовавшись своими ресурсами, поспеть за новыми реальностями, которые снова обеспечили качественный рывок западного мира вперёд и формируют облик следующего столетия - информационными технологиями, биотехнологиями и прочим? Или Азербайджану суждено всё-таки вечно плестись в хвосте мирового развития?

    Развитие контрактов
    Известные западные компании впервые обратили свои взоры на каспийскую нефть в период горбачёвского правления. Игра стоила свеч. К началу 80-х годов на Каспии был обнаружен целый ряд перспективных месторождений. По части из них к концу 80-х прошла разведка и запасы на этих месторождениях были подтверждены. Среди них - “Азери”, “Чыраг” и “Гюнешли”, которые успешно разрабатываются сегодня первым каспийским международным консорциумом, и “Тенгиз” в Казахстане. Напоминание об этом нелишне хотя бы потому, что именно эти апробированные месторождения являются пока опорой новых независимых государств.

    Нефтекомпании спешат на Каспий
    Первое появление западных компаний приходится на 1990 год. По сути дела изучалась возможность внедрения в экономику стран, уже явно отходящих от центра. Нефтекомпании активно искали в правительствах стран, среди специалистов, группы лоббистов, которые помогли бы обеспечить быстрое проникновение в эту отрасль экономики.

    Надо признать, что по существу западные компании ничего у России не отнимали. Они только брали то, что плохо лежало. Разрушенная российская экономика не имела никакого шанса на полномасштабное участие в каспийских разработках. У неё не было на тот момент ни технологий, ни капитала, ни собственных рынков сбыта. Пожалуй, только едва народившийся предпринимательский сектор российской нефтеотрасли искал в это время свою, относительно небольшую нишу в процессе освоения каспийских углеводородов.

    Представители западных нефтекомпаний, посещающие Баку, вели вначале интенсивные переговоры с правительством Муталибова (1990-1992) и затем продолжили их с правительством Народного Фронта (1992-1993). Первоначально речь шла только о месторождении “Азери”, затем, уже при народнофронтовцах, предметом переговоров стало месторождение “Чыраг” (против чего возражал тогдашний президент Государственной нефтяной компании Азербайджанской Республики - ГНКАР - Санан Ализаде), затем сюда прибавилась и неглубоководная часть месторождения “Гюнешли”. На этой контрактной площади и работает сегодня первый международный консорциум.

    Динамика инвестиций ГНКАР в морскую нефтегазодобычу (собственные оценки ГНКАР, млн долл.)


    Катастрофическое падение добычи нефти в это смутное время было неизбежно. Как видно из приводимого графика, в 1993-94 годах наблюдается самое резкое падение инвестиций в основную кладовую - морскую нефтегазодобычу, и положение начинает выравниваться только после 1997 года. Иными словами, только иностранные инвестиции могли остановить кризис отрасли, а значит, на тот момент и всей экономики.

    Правительство “фронтовиков”, конечно, хорошо понимало значение нефти. В кадровом плане оно проводило перестановки, рассчитывая избавиться или, по крайней мере, уменьшить влияние людей, формирующих нефтяную политику страны. С самого начала речь шла о заключении контрактов по принципу раздела продукции. Он устраивал нефтяных гигантов из-за достаточно высокой внутренней нормы прибыли, свободой от экономических рисков в быстро меняющейся коньюнктуре, в том числе и в недропользовании. Эти соглашения обретали также силу закона, так как ратифицировалось парламентом Азербайджана.

    Президентом ГНКАР в это время стал Сабит Багиров, госсоветник президента Эльчибея по стратегическим вопросам, а Расул Кулиев, влиятельный человек в ненфтепромышленности, уже накопивший значительный капитал, и вице-президент нефтекомпании, был “выдвинут” на пост вице-премьера, причем цель этой перестановки особенно и не скрывалась - отлучение его от нефти. Основной костяк руководства отрасли, однако, сохранялся, не говоря уже о среднем звене. Из жертв начавшейся нефтяной эпопеи стоило бы упомянуть и директора НБНЗ Абдулгасана Гусейнова, оказавшегося даже в тюрьме, возможно, не без помощи конкурентов. В негласном табеле о рангах считалось, что в Азербайджане есть только три специалиста, знающие нефтяной рынок - Расул Кулиев, упомянутый Абдулгасан Гусейнов и Валех Алескеров, нынешний начальник управления инвестиций ГНКАР.

    В политическом плане ставка правительства Народного Фронта на нефть была очень серьёзной. Ведь к разработкам на Каспии рвались западные компании, особенно те из них, у которых дела на тот момент шли не очень хорошо. Известно, например, что на момент появления на Каспии проблемы были у такой крупной компании, как “Бритиш Петролеум”. Первый контракт лоббировался такими политическими фигурами, как экс-премьером Великобритании Маргарет Тэтчер, посетившей в 1992 году Баку. Сабит Багиров, теперь уже экс-президент ГНКАР, убеждён и сегодня, что контракт можно было заключить еще при народнофронтовском правительстве. Однако участники переговорного процесса, в том числе и сам Багиров, пытались вывести текст контракта на тот уровень, который был бы предельно выгоден Азербайджану по долевому участию страны. В то же самое время всеобщее ощущение спешки не давало возможности включить в контракт некоторые важные пункты, касающиеся места нефтепереработки или использования в проекте по АЧГ местных специалистов, и точнее проработать вопросы, касающиеся нормы внутренней прибыли компаний-участниц.

    Этот “первородный” грех сохранился и в тексте контракта, подписанного уже при президенте Гейдаре Алиеве. Западные компании с самого начала активно проталкивали идею своего юнитизированного участия в контракте. Решение это было принято ими за год до заключения первого контракта. В дальнейшем это тоже создавало проблемы, отрезая для ГНКАР путь переговоров с отдельными компаниями.

    Политические рифы
    Форсирование государственного переворота в июне 1993 года некоторые наблюдатели и по сей день связывают с предполагаемой поездкой в том месяце президента Эльчибея в Лондон для окончательного согласования и подписания контракта с иностранными компаниями. Декларация о юнитизации западных компаний была подписана 4 июня, когда страна уже была охвачена смутой, но сам контракт, по многим оценкам, мог быть подписан никак не раньше сентября того же года. Можно спорить о том, была ли нефть главным двигателем переворота, но то, что нефть сыграла свою роль в ускорении процесса - несомненно. Более того, республиканские СМИ растираживали весной этого года статью из британской газеты, где возможным инициатором переворота 1993 года объявлялся теперь тот же “Бритиш Петролеум”. В нефти бывало всякое, и сама история борьбы за нефть напоминает триллер. Но это конкретное утверждение выглядит явной натяжкой, как ни пытались насадить эту версию на некий логический стержень.

    Тем не менее весь год до заключения “контракта века” в сентябре 1994 года прошел довольно драматично. Напомним, что приход Гейдара Алиева к власти отмечен системой уступок по многим направлениям. Можно с уверенностью утверждать, что Москва не очень хотела видеть на посту президента Алиева, так как имела свой сценарий развития событий. Об этом можно судить по той цене, которую пришлось заплатить в военном плане в армяно-азербайджанском конфликте. Несмотря на вступление уже в сентябре 1993 года в СНГ, Азербайджан потерял еще шесть районов - четыре до и два уже после вступления в СНГ. Возможно, этому способствовало и то, что новый руководитель страны решил покончить с военизированными отрядами, включёнными в действующую армию, но связанными с отдельными партиями. Попытка контрнаступления азербайджанской армии зимой 1994 года увенчалась некоторым успехом лишь на Физулинском направлении, но заметная часть армии попала в окружение во время зимнего наступления в начале 1994 года на Кельбаджар, захваченный армянами еще в апреле 1993 года. Ближе к весне азербайджанская армия с трудом выдерживала наступление армян на Тертерском и Геранбойском направлениях. С огромными усилиями наступление удалось отбить. Но было ясно, что ресурсы азербайджанской и на тот момент, видимо, и армянской армий были исчерпаны. Россия предложила заключение Бишкекского протокола о прекращении огня, и при несколько странных обстоятельствах он был всё-таки подписан. Это соглашение подписывалось на уровне спикеров, и странность заключалась в том, что азербайджанский спикер Расул Кулиев предусмотрительно послал в Бишкек своего заместителя А. Джалилова. Последний отказался поставить подпись под соглашением, где фигурировали также и подписи “руководства” Нагорного Карабаха. Текст соглашения был подписан Кулиевым уже в Баку и затем отослан факсом в Москву. Летом соглашение было скреплено подписями министров обороны Армении и Азербайджана. Вслед за этим к осени должно было быть подписано большое политическое соглашение по Нагорному Карабаху.

    Осенью стало ясно, что Россия выдерживает паузу, отслеживая политическую ситуацию в Азербайджане, и соглашения не будет. У Гейдара Алиева на тот момент не остаётся никакого иного выхода, кроме скорейшего заключения нефтяного контракта. Работа по нему велась все предшествующие месяцы, и надо сказать, что и армия и экономика в этот момент были в известной степени передоверены спикеру Кулиеву. Гейдар Алиев же пытался нащупать нити выхода из кризиса. Ещё летом во время приватной беседы с госсекретарем США в ходе саммита ОБСЕ он пытался обусловить заключение нефтеконтрактов политической поддержкой США. Ответ Кристофера был однозначен: нефть - это одно, карабахская проблема - другое.

    20 сентября подписывается контракт и создается первый азербайджанский международный нефтяной консорциум (позднее названный Азербайджанской международной операционной компанией - АМОК). В последний момент к долевому участию в контракте подключается и российский “Лукойл”. Это была вынужденная уступка российскому правительству, точнее, партии прагматиков в российском правительстве, противостоящей в это время партии войны. Компания “Лукойл”, включившаяся в первый контракт, заявит спустя некоторое время, какое огромное значение для неё имело включение в каспийский проект. Оно давало, помимо всего, возможность “мягкого” приобщения к передовым западным технологиям, навыки работы с иностранными партнёрами, поднимало имидж. Спустя весьма короткое время “Лукойл” стал создавать консорциумы с иностранными компаниями, в частности, “Лукаджип” или “Лукарко”, работать в других регионах мира. Кстати, это то, чего отчаянно добивался Иран, рассчитывающий через участие в контрактах на Каспии “примириться” с Западом и, возможно, иметь ещё один инструмент для влияния на Азербайджан.

    Эта уступка России не дала видимых позитивных результатов. Именно по заключении контракта российский МИД обрушился на Азербайджан, объявив, что, так как правовой статус Каспия еще не определён, заключение контракта по АЧГ является незаконным. Для сегодняшнего дня важно помнить, что эти заявления не были пустым сотрясением воздуха, а за таковые их часто пытаются выдать. Вслед за заявлением были заблокирована российско-азербайджанская граница (что еще объяснимо начавшейся чеченской компанией) и запрещён проход азербайджанских судов через Волго-Донской канал (малобъяснимый и враждебный шаг). А спустя буквально десять дней после заключения контракта в Азербайджане была зафиксирована попытка государственного переворота. Заместитель министра внутренних дел, руководитель ОПОН Ровшан Джавадов вступил в конфликт с генеральным прокурором республики. Правительство пригрозило наказать мятежников. Сурет Гусейнов, ставший премьер-министром и уже открыто высказывавший недовольство политикой Алиева, отмалчивался, но был готов вступить в союз с Джавадовым. За последним были большие силы, и, по утверждению наблюдателей, он вполне мог пройти через весь город и взять президентский дворец, на чём и настаивал его брат Махир (находящийся сейчас в Иране и готовящий там отряды для борьбы с Алиевым или, как утверждает он сам, “для освобождения Карабаха”). Президент сделал искусный и рискованный ход, объявив мятежником Сурета Гусейнова. До последнего момента не было известно, пойдет ли Ровшан Джавадов со своими опоновцами на президентский дворец. Однако Джавадова остановила опасность союза с Суретом Гусейновым, неизбежная в этом случае последующая конфронтация и, скорее всего, гражданская война и в последний момент он явился на митинг, собранный Алиевым возле президентского дворца, и фактически объявил, что он с президентом. Обыгранный в этой сложной комбинации Сурет Гусейнов остался один и ещё через несколько дней бежал из страны.

    Участвовала ли в этих событиях, прямо или косвенно, Россия? Последующее бегство Сурета Гусейнова в Россию, упорное нежелание России выдавать его Азербайджану, дальнейшее “растворение” его в русской глубинке косвенно свидетельствуют, что он расценивался как “более свой”, чем Алиев. Известного своим патриотизмом Ровшана Джавадова трудно представить себе человеком, сознательно подыгрывающим российскими интересам, однако игра была достаточно искусной. Во всяком случае, при следующем вынужденном и заранее обречённом на провал мятеже в марте 1995 года среди расстрелянных были некие люди в спортивной форме, которых связывали с Россией, о чем писало в те дни агентство “Туран”. Но иных доказательств российского следа найти не удалось. Справедливости ради надо отметить, что в этом мятеже более заметна роль определённых политических кругов Турции. Но и эта версия не получила хода, исключая арест и последующую высылку турка Фармана Демиргола, общавшегося с Р. Джавадовым.

    Между тем заключение первого нефтяного контракта уже приносило Азербайджану политические дивиденды. Россия, ввязавшаяся в чеченскую войну, оставила все свои попытки по проекту большого политического урегулирования. В образовавшемся политическом вакууме вокруг карабахской проблемы был принят самый, пожалуй, и по сегодняшний день удобный для Азербайджана документ - решение Будапештского саммита ОБСЕ. Нельзя исключать, что он был обусловлен уже начавшимся дрейфом Азербайджана в сторону Запада. Но Россия фактически торпедировала эти решения, предполагавшие ввод в зону конфликта миротворческих сил 12 стран.

    Неутомимый президент Алиев развернул в это время вокруг каспийских контрактов масштабное политическое действо. Некоторые новые попытки его устранения от власти (не всегда верно расцениваемые его оппонентами всего лишь как инсценировки) закончились неудачей. С 1995 по 1998 год всё новые и новые компании стремились вступить в эти каспийские соглашения. Начало инфраструктурных работ вокруг АЧГ, восстановление “флотилии” полупогружных буровых установок, нефтяного флота на Каспии, наконец, появление первой нефти на контрактной площади еще более увеличивали ажиотаж. Росло и число лоббистов каспийских проектов, и газета “Вашингтон пост” называла в 1997 году среди них такие громкие имена, как экс-помощники президента США Бжезинский и Скоукрофт, экс-руководитель аппарата Белого дома Сунуну, министр обороны Чейни, госсекретарь Бейкер, министр финансов Бентсен.

    В этот момент ажиотаж по поводу нефтяных богатств на Каспии был в равной степени выгоден и азербайджанскому руководству, и нефтяным компаниям. По некоторым сведениям, стоимость акций “Бритиш Петролеум” увеличились в три раза. Компания “Рамко” начинала с номинальной стоимости одной акции в 10 пенсов, а уже в 1997 году акция этой компании стоила 12 фунтов. Тем временем число ходоков в Азербайджан упорно росло. В течение нескольких лет правительство заключало контракты с позиции богатой невесты, имеющей право выбора.

    Позади 20 контрактов
    К 2000 году заключено уже 20 контрактов по освоению каспийских месторождений азербайджанского сектора, из них 12 - офшорных. К реализации этих проектов привлечены 33 компании из 14 стран.

    Исключая площади первого консорциума и обнаруженные запасы газа и газоконденсата на “Шах-Дениз”, по “морским” контрактам, заключённым во второй половине 90-х годов, нет пока ни одного значительного результата. Впрочем, даже разведывательное бурение по многим из них ещё впереди. Разработка двух контрактных месторождений (консорциумы CIPCO и NAOC) свёрнута из-за небольших запасов, которые делали работу на этих месторождениях коммерчески невыгодной. Конечно, эта неудача вызвала много спекуляций. Однако стоило бы обратить внимание на доводы специалистов ГНКАР. Во-первых, не каждое разведанное месторождение должно давать нефть (мировая норма - только 25-30 процентов дают положительный результат). Во-вторых, эти компании не прислушались к рекомендациям азербайджанских нефтяников по точкам бурения, а найденные небольшие запасы “зачислены” в нефтяные кладовые ГНКАР. После развития морской нефтяной инфраструктуры за счёт других “близлежащих” по времени проектов они, конечно, будут использованы.



    Весьма успешная разведка на “Шах-Дениз”, конечно, скрасила эту картину. Минимальные запасы газа на этом месторождении оценивают в 1 триллион кубометров газа. Доля азербайджанской нефтекомпании в этом месторождении не столь велика (10 процентов), однако следующее по важности газоносное месторождение “Апшерон” обещает примерно такие же объёмы газа, а азербайджанская доля в этом контракте - 50 процентов.

    В целом перспективы нефтяного сектора продолжают оцениваться достаточно высоко. С 1997 года добыча нефти начинает уверенно расти, а добыча нефти в самом ГНКАР стабилизировалась.

    Динамика добычи нефти в Азербайджане (включая нефть АМОК), млн тонн

    Источник: Отчет Госкомстата Азербайджана за 7 месяцев 2000 года.

    Экономические дивиденды, полученные Азербайджаном с момента заключения первого контракта, оцениваются следующим образом: бонусы, полученные правительством (о них дальше), доходы (80 миллионов от продажи десятипроцентной доли в первом контракте, доходы в виде ежегодной поакровой оплаты), выделение стране кредитов мировых и национальных финансовых институтов, 450 миллионов иностранных вложений в приватизацию, инвестиции в нефтяную и другие отрасли, обуздание инфляционных процессов и обеспечение устойчивого курса маната, приобщение к новым технологиям, развитие банковской системы и инфраструктурных отраслей, создание нескольких тысяч новых рабочих мест. Весь доход Азербайджана от заключённых контрактов на настоящий момент составляет 1,7 миллиардов долларов, а прибыль, полученная Азербайджаном от деятельности АМОК, оценена президентом операционной компании в 872 миллионов долларов. Словом, успехи налицо и их немало, но не менее солидным был бы и список возможностей, упущенных Азербайджаном.

    Трубопроводная дипломатия
    Обсуждение этого вопроса стоило бы начать с обозначения места каспийского региона в мировой географии нефти. В 1996 году приводилась такая картина места “бывшего Советского Союза” в мировом раскладе нефти.

    Распределение доказанных запасов нефти на 1 января 1998 г.


    С того времени картина вряд ли изменилась существенно. Разведанные доказанные запасы энергоносителей в мире оцениваются в 1-1,2 триллиона тонн угля, 150 миллиардов тонн нефти, 135 триллионов кубометров газа, запасы газа оцениваются теперь в 234 триллиона кубометров.

    Рост мирового энергетического потребления по оценкам 1995 года ожидался примерно на 54 процента в текущем десятилетии (1995-2005). И если кризис 1998 года в дальневосточных странах и снизил объёмы потребления, то экономический рост 1999-2000 годов в европейских вновь сбалансировал объёмы. В соответствии с такими прогнозами рост мирового потребления нефти вырастет с 70 миллионов баррелей в день в 1995 году до 92-97 миллионов баррелей в день в 2010 году. Неудивительно, что место Каспия в мировом ввозе и вывозе нефти пока практически незаметно.

    Данные по ввозу и вывозу нефти по регионам мира (млн тонн)

    Источник: Большая нефть Азербайджана. Т. 2. С. 149

    Но при таком росте потребления возрастает значение каждого потенциального резервуара нефти, особенно, когда он открывает возможность диверсификации нефтяных потоков. А трубопроводные артерии становятся своего рода чувствительными волокнами, отражающими тенденции развития мировой экономики, а зачастую и политические перемены в регионах.

    Есть несколько моментов, существенно влияющих на трубопроводную политику: общая оценка углеводородных запасов региона, внутренние потребности стран региона в нефти и газе и динамика мировых цен. А на заднем плане этих оценок и процессов постоянно маячит политика.

    Много ли нефти на Каспии
    Многие эксперты утверждают, что в самые лучшие годы при производстве 70-80 миллионов тонн нефти ежегодно объём добычи на Каспии составит не более 2 процентов от мирового объёма добычи нефти. А Гевин Грэхэм, вице-президент компании “Шелл” говорит: “Мы не считаем, что этот район является „новым Персидским заливом“, но запасы Каспия вполне сравнимы с запасами Северного моря”.

    Общая оценка нефтяных и газовых возможностей прикаспийского региона одинаково важна как при оценке значимости региона в мировой экономике, так и для конкретных аспектов трубопроводной политики. При этом надо понимать, что эти оценки могут быть только приблизительными. В конце концов, каждое новое нефтедобывающее государство разрывается между двумя позициями. С одной стороны, оно желало бы объявить о своих реальных запасах и даже преувеличить их, чтобы поскорее привлечь инвесторов. С другой стороны, стратегические соображения национальной безопасности заставляют государства утаивать часть запасов, к тому же это открывает большие возможности для манёвров, в том числе и политических. Если присовокупить сюда специфическую позицию транснациональных нефтяных корпораций, являющихся то продавцами, то покупателями нефти в одном лице, то вопрос о запасах нефти становится одним из самых существенных элементов мировых игр вокруг неё. Вот почему эксперты даже весьма солидных западных нефтекомпаний часто называют весьма произвольные цифры. Это становится частью экономической игры в регионе. Иногда эта игра заходит так далеко, что начинает мешать реализации рациональной трубопроводной политики.

    По докладам Госдепа США разведанные запасы Каспия - до 200 миллиардов баррелей (в общей сложности - около 30 миллиардов тонн). Французский журнал “Экспресс” оценивает запасы нефти на Каспии от 70 до 250 миллиардов баррелей. Российские эксперты оценивают ресурсы Каспия в 7-8 миллиардов тонн и 5,3 триллиона кубометров газа. Турецкое посольство в США оценивает запасы Каспия в 7 миллиардов тонн нефти.

    Три года тому назад, говоря о запасах нефти в азербайджанском секторе в выступлении на традиционной конференции “Хазарнефтегаз-97” глава азербайджанской национальной нефтяной компании Натик Алиев называл цифру до 80 миллиардов тонн условного топлива. В 2000 году на той же конференции он уточнил, что доказанные запасы нефти на Каспии составляют 30 миллиардов тонн нефти, а прогнозные запасы он оценивает в 100 миллиардов тонн условного топлива. Одновременно доктор геологии Керим Керимов оценивает эти запасы до 8 миллиардов тонн нефти, хотя и предполагает, что они могут быть выше. Некоторые геологи считают, что с учётом древних пластов и глубоких месторождений (а на них работы на Каспии только начинаются) нефти в одном только Азербайджане может быть 20 миллиардов тонн.

    Какова всё-таки более или менее реалистическая картина? Объёмы нефти по уже разрабатываемым месторождениям могут составить около 2,5 миллиарда тонн. Многие эксперты сходятся в другой цифре - они могут составить до 4 миллиардов тонн. Сюда же надо присовокупить запасы газа на “Шах-Дениз” и “Апшероне”, которые смогут полностью обеспечить страну газом и вывести газ на экспортный уровень. Упомянутый выше Г. Грэхем полагает, что южный район Каспия может содержать до 3,5 триллиона кубометров газа.

    До недавнего времени Казахстан оценивал свои нефгазовые запасы довольно скромно: доказанные извлекаемые запасы нефти 20 миллиардов барррелей (2,8 миллиарда тонн), газа - 1,8 триллиона кубометров. Однако здесь ситуация меняется с недавним открытием месторождения “Кашаган”, где предполагаются запасы до 50 миллиардов баррелей (8,5 миллиарда тонн). Окончательные результаты разведки должны быть известны к концу года.

    Предполагаемые запасы нефти Туркменистана оцениваются в 11 миллиардов тонн, хотя сам Туркменистан называет цифру в 15 миллиардов тонн. Последнюю цифру считают явно завышенной. К тому же неразвитость инфраструктуры и медленное включение западных компаний в инвестиционный процесс не позволяют надеяться на скорое освоение месторождений.

    В российском секторе Каспия запасы нефти на месторождении “Хвалынское” оцениваются в полмиллиарда тонн. Причём это месторождение, скорее всего, будет разрабатываться Россией и Казахстаном совместно.

    Продолжение
    Wednesday, September 22nd, 2010
    1:30 pm
    BP Statistical Review of World Energy (June 2010) добыча газа
    Wednesday, September 15th, 2010
    11:00 am
    Россия: Волгоградская область
    Сырьевой комплекс регионов России
    http://www.mineral.ru/Facts/regions/index.html
    Волгоградская область
    http://www.mineral.ru/Facts/regions/105/21/volgograd.pdf


    Волгоградская область расположена на юго-востоке Восточно-Европейской равнины, в бассейне нижнего течения Волги и Дона, и входит в Поволжский экономический район. Граничит с четырьмя областями РФ (Воронежской, Саратовской, Ростовской, Астраханской) и Республикой Калмыкия, а также на протяжении 215 км — с Казахстаном.

    Площадь области — 112,9 тыс.кв.км; 78% площади составляют земли сельскохозяйственного назначения. Численность населения — 2620 тыс.чел., из которых 75,3% проживает в городах (1.01.2007); плотность населения — 23,2 чел./кв.км. Главные города — Волгоград, Волжский, Михайловка, Камышин, Урюпинск.
    Read more... )
    Валовой региональный продукт в 2005 г. — 205,8442 млрд руб. (78,1 тыс.руб. на душу населения); по сравнению с 2004 г. рост его составил 33%.
    В Волгоградской области разведаны запасы и выявлены ресурсы углеводородного сырья, фосфатных руд, калийных солей (табл.1, 2). Ведётся добыча и переработка нефти и газа.





    Углеводородное сырьё
    Ресурсы и запасы углеводородного сырья Волгоградской области приурочены к Волго-Уральскому и частично Прикаспийскому нефтегазоносным бассейнам (НГБ) и связаны преимущественно с карбонатными отложениями девона, карбона и перми, залегающими на глубинах 2-4 км. Волгоградская область вносит незначительный вклад в нефтега-зобычу России и относится к регионам, где месторождения находятся в стадии истощения.

    Начальные суммарные ресурсы (НСР) нефти Волгоградской области составляют 696 млн т, или 1,2% российских. Потенциальные ресурсы категорий D1 D2 и Dlлок составляют более 55% НСР области, перспективные ресурсы категории С3 — 6% НСР. Они учтены Государственным балансом на 21 площади, подготовленной к глубокому бурению, и в невскрытых пластах трёх месторождений. Локализуются в основном в Волго-Уральском НГБ, занимающем центральные и северные районы области.
    Извлекаемые балансовые запасы нефти категорий АВС1 + С2 Волгоградской области относительно невелики — 40 млн т, или 5,7% НСР области; большая их часть (33 млн т) — это разведанные запасы категорий ABC1. Сосредоточены они преимущественно в Волго-Уральском НГБ, и лишь шестая часть находится в Прикаспийском НГБ.

    К началу 2006 г. в Волгоградской области Госбалансом было учтено 69 месторождений с извлекаемыми запасами нефти, в том числе 54 нефтяных, восемь газонефтяных и семь нефтегазоконденсатных (табл.3).

    Месторождения преимущественно мелкие. Исключение составляет Памятносасовское месторождение, текущие запасы категорий ABС1 + C2 которого (19,8 млн т), составляющие почти половину балансовых запасов нефти области, позволяют отнести его к средним. По начальным запасам это месторождение и ещё три: Коробковское, Жирновское и Бахметьевское — относились к крупным, но сейчас запасы в значительной степени выработаны.











    В распределённом фонде недр находится почти 98% разведанных запасов нефти, сосредоточенных в 63 месторождениях; из них 80% принадлежат компании ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть». Разрабатываются 56 месторождений, разведываются — восемь (три из них находятся в нераспределённом фонде недр). Два месторождения законсервированы.

    Практически все месторождения с запасами нефти относятся к Нижневолжской нефтегазоносной области Волго-Уральского НГБ. Глубина залежей нефти колеблется от 600 до 5200 м. Нефтепродуктивны терригенный средний и терригенно-карбонатный верхний девон и тер-ригенно-карбонатные (в низах — карбонатные) толщи каменноугольного возраста, включающие рифогенные образования. В некоторых случаях продуктивные залежи размещаются в неглубоких, простых по строению и значительных по площади ловушках (Жирновское, Бах-метьевское, Коробковское месторождения), в других, более сложных для отработки случаях, они приурочены к изменчивым по простиранию коллекторам, в том числе слабопроницаемым. В последних сосредоточено 12% разведанных запасов.

    Памятносасовское месторождение, самое крупное в области, приурочено к карбонатным отложениям франского яруса верхнего девона; в его строении выявлено четыре продуктивные залежи, расположенные на глубинах до 2600 м.

    В прикаспийской части области (в основном на левобережье Волги) выявлены локальные поднятия на уровне нижнепермских, каменноугольных, верхне- и среднедевонских отложений. Нефтяные месторождения (Алексеевское, Малышевское и др.) связаны с подсолевым комплексом, продуктивные залежи находятся в терригенных породах нижнего карбона.

    Нефти Волгоградской области маловязкие, преимущественно лёгкие, малосернистые (до 0,5% S).
    Начальные суммарные ресурсы (НСР) свободного газа Волгоградской области составляют 1,3 трлн куб.м, или 0,8% НСР России. На потенциальные ресурсы категорий D1 + D2 приходится 70% НСР области, на перспективные (категории С3), сосредоточенные на 15 подготовленных для глубокого бурения площадях, — 20%.

    Балансовые запасы свободного газа категорий ABС1+C2 исчисляются в 38 млрд куб.м (менее 0,1% российских), или 3,2% НСР области. Предварительно оцененные запасы категории С2 составляют треть этого количества. Основная часть запасов находится в пределах Волго-Ура-льского НГБ; в Прикаспийском НГБ сосредоточено не более трети этих запасов.

    К началу 2006 г. Государственным балансом учтено 33 месторождения с запасами свободного газа, в том числе семнадцать газовых, четыре газоконденсатных, шесть нефтегазоконденсатных и шесть газонефтяных (табл.3).

    Все месторождения мелкие. Многие к настоящему времени полностью или почти полностью выработаны; к их числу относится и самое крупное по начальным запасам месторождение Коробковское.
    В распределённом фонде недр находится половина балансовых запасов области, сосредоточенная на 20 месторождениях, из которых 13 разрабатывается, четыре разведывается и три законсервировано. Более 55% разведанных запасов распределённого фонда находится в ведении компании ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть».

    Значительное число месторождений свободного газа (в том числе наиболее крупные по начальным запасам) располагается в Нижневолжской НГО Волго-Уральского НГБ. Как и нефтяные, они приурочены к девонским и каменноугольным коллекторам. Самостоятельные залежи и газовые шапки в основном небольшие.

    В Прикаспийском НГБ на территории Волгоградской области промышленные притоки газа из самостоятельных сводовых пластовых залежей (месторождения Южно-Кисловское, Лободинское, Солдатско-Степновское) получены из нижнепермских доломитизиро-ванных органогенных известняков подсолевого комплекса с глубины 2200-2500 м.

    Свободный газ содержит примеси азота (до 8%) и углекислого газа (до 2%). Более половины запасов приходится на сероводородсодержащий газ.

    В газе Кудиновского месторождения среднее содержание этана составляет 47,7 г/куб.м, пропана — 32 г/куб.м, бутана — 17,4 г/куб.м. Учтены запасы гелия и газоконденсата. Запасы конденсатсодержащего газа категорий ABC1 — 7 млрд куб.м, категории С2 — 6 млрд куб.м.
    Начальные суммарные ресурсы (НСР) газоконденсата в Волгоградской области составляют 461 млн т, или 3% российских, из них прогнозные ресурсы категорий Dj и D2 — более 90%, а перспективные (категории С3) — менее 7%.

    Запасы конденсата учтены на семи месторождениях области в крайне малом количестве: 1,3 млн т категории C1 и 1,2 млн т категории С2. Два из этих месторождений разрабатываются (но в 2005 г. конденсат не извлекался), три разведываются и два законсервированы.
    Залежи, содержащие газоконденсат, связаны с терригенными и частично карбонатными отложениями девона и карбона, залегают на глубинах от 1,5 до 4 км. Минимальное его содержание наблюдается в месторождениях Зимнее и Осеннее (110,2 г/куб.м), максимальное — в Добринском (452 г/куб.м).
    Ресурсы нефтяного растворённого газа в Волгоградской области не оценивались, так как он не образует собственных месторождений, являясь попутным компонентом в залежах нефти. Его балансовые запасы составляют 10 млрд куб.м (почти 90% из них — разведанные), они рассредоточены по всем 69 нефтяным месторождениям, больше всего их на Кудиновском и Памятносасовском месторождениях.

    На начало 2006 г. в Волгоградской области действовало 66 лицензий на работы, связанные с углеводородным сырьём, в том числе 53 эксплуатационные, 12 разведочных и одна на условиях предпринимательского риска.
    Основным недропользователем является компания ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть», которая владеет лицензиями на 57 месторождений, в том числе Памятносасовское и Кудиновское. Геологоразведочные работы на углеводороды проводятся в основном за счёт средств недропользователей. Из федерального бюджета финансируются региональные сейсморазведочные работы, связанные с оценкой перспектив нефтегазоносности Волгоградской и Ростовской областей.

    В 2005 г. компанией ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» получен прирост запасов нефти, составивший 0,27 млн т категорий ABC1 (с учетом списания части запасов Кудряшовского месторождения). Было открыто и принято на баланс месторождение Ульяновское, утверждены запасы Куркинского, на нескольких месторождениях открыты новые залежи и повышены коэффициенты извлечения.
    Прироста запасов газа не получено. Есть данные о том, что в 2006 г. компания ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» получила небольшой прирост запасов газа (1,3 млрд куб.м категории Ci) на Иловлинском участке.

    Недропользователи продолжают поисково-оценочные работы, ведутся сейсморазведочные работы и глубокое бурение, в 2006-2007 гг. выдано не менее четырёх новых разведочных лицензий.
    Более перспективной на открытие новых залежей углеводородного сырья считается левобережная, малоосвоенная часть области, то есть площадь Прикаспийского НГБ.

    Добыча нефти на территории Волгоградской области в 2005 г. составила 4 млн т (2% российской), 80% добычи обеспечило ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» (табл 4). Более 60% нефти извлечено из недр Памятносасовского месторождения, которое разрабатывается с 1990 г. Вклад месторождений Прикаспийского НГБ невелик — 0,2 млн т. Многие месторождения области выработаны или находятся в стадии истощения. Выработанность разведанных запасов нефти составляет 87%.

    В структуре главного добывающего предприятия на территории области создано 164 групповых резервуаров для сбора сырой нефти и построено 3500 км трубопроводов различного назначения. Основной магистральный нефтепровод Самара — Тихорецк (принадлежит ОАО АК «Транснефть») подходит к главному нефтеперерабатывающему заводу ООО «ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка» в г.Волгоград (Волгоградский НПЗ). На Волгоградский НПЗ поступает нефть также и с месторождений других субъектов РФ; в 2005 г. здесь переработано нефти в два раза больше, чем добыто в Волгоградской области. Производятся автомобильный бензин, дизельное топливо и мазут, которые реализуются на внутреннем и внешнем рынках.



    Добычу свободного газа осуществляет ООО «ЛУКОЙЛ-Нижнев-олжскнефть». В 2005 г. она велась на семи месторождениях (только в правобережных районах области) и составила менее 0,2 млрд куб.м (сотые доли процента российской газодобычи). Более 60% газа получено на месторождении Кудиновское. Низкий уровень добычи в значительной степени объясняется истощением месторождений, выработанность разведанных запасов превышает 77%.

    Извлеченный газ подготавливается к транспортировке непосредственно на месторождениях и поставляется потребителям по газопроводам. В 2005 г. на Кудиновском месторождении введена в строй новая установка подготовки газа, где производится извлечение гомологов метана и компримирование газа перед транспортировкой. Извлеченные полезные компоненты подвергаются дальнейшей переработке на Коробковском ГПЗ вместе с нефтяным растворённым газом. Свободный газ Коробковского месторождения перерабатывается там же, а затем поступает в Волгоград (газопровод Коробки—Лог—Волгоград).

    Газотранспортная сеть Волгоградской области весьма развита, средний уровень газификации населённых пунктов составляет 78%. Помимо ряда газопроводов от месторождений области (во многом утративших свою значимость) и газопроводов-отводов к населённым пунктам, по территории проходят транзитные магистральные системы, такие как «Средняя Азия—Центр», «Союз», экспортные газопроводы Оренбург—Новопсков и Уренгой—Новопсков. Таким образом, получение недостающего количества природного газа из единой системы газоснабжения России налажено. Общая протяжённость газопроводов в области составляет более 15 тыс.км.
    Газоконденсат в последние годы из недр не извлекается.

    Газ, растворённый в нефти, извлекается при отработке более чем двадцати месторождений в количестве 0,5 млрд куб.м (2005 г.). Основную долю (70%) добычи обеспечило Памятносасовское месторождение, эксплуатируемое компанией ООО «ЛУКОЙЛ-Нижнев-олжскнефть». Переработка ведётся на Коробковском ГПЗ, который расположен на севере области в г.Котово и принадлежит той же компании «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть». На предприятие поступает сырьё и с других месторождений компании-владельца. Выполняется осушка газа, очистка от сероводорода, отбензинивание и газофракционирование; на выходе получают газы горючие сжиженные, газовый бензин. Продукция реализуется в пределах области и экспортируется (сжиженные газы — железнодорожным транспортом).
    Нефтепродукты для потребителей Волгоградской области производит расположенный на её территории завод (из собственного и привозного сырья). Природный газ при ничтожных объёмах добычи занимает в структуре топливно-энергетического комплекса области 70% — потребляется примерно 6 млрд куб.м в год; всё необходимое количество газа область получает из Единой системы газоснабжения России.

    Read more... )

    Волгоградская область. Полезные ископаемые.
    Нефть и газ
    Первое промышленное месторождение газа открыто в 1946 г. в районе станции Арчеда. Вскоре здесь же, в Арчеде, обнаружили и нефть. В 1948—1951 гг. были открыты и разведаны Жирновское, Бахметьевское и Линевское нефтегазовые месторождения.

    В конце сороковых годов в результате геологической съемки на водоразделе рек Иловли и Медведицы была обнаружена крупная куполовидная складка, Названная Коробковской. Разведочное бурение установило в ней значительные запасы газа и нефти. Верхняя часть месторождения—залежь газоконденсата, природного продукта, который при снижении Давления переходит из газообразного в жидкое состояние. Всего на месторождении насчитывается более 10 нефтяных и газовых горизонтов.

    В 1948 г. в излучине Дона были открыты и разведаны месторождения природного газа — Саушинское и Верховское. Отсюда по газопроводу, который начал строиться в 1957 г., в Волгоград поступает газ— высокоэкономичное топливо.

    Между Михайловной — Фролово — Клетским расположена группа более мелких, тоже в основном газовых месторождений — Абрамовское, Миронычев-ское, Голубинское, Клетско-Почтовское, Ветютневское, Шляховское.

    В северной части Волгоградской области находятся Южно-Уметовское и Новинское нефтяное и газовое месторождения, открытые в шестидесятых годах. Продуктивные пласты этих месторождений, как и в Предыдущих, находятся в карбоне.

    В девонских отложениях в 1964 г. было открыто Кудиновское нефтегазовое месторождение, а в 1975 г. в районе г. Котово был получен мощный фонтан нефти с суточным дебитом почти в 500 т.
    Read more... )
    Химическое сырье
    представлено фосфоритами, поваренной, калийной и магниевой солями. Фосфориты залегают прослоями, состоящими из галек; образуются в воде биохимическим путем. В области их скопления обнаружены в палеогеновых и меловых отложениях. Пока разведано одно месторождение—Камышинское. Кроме того, фосфоритоносные породы открыты по правому берегу Иловли, в Суровикинском и Калачевском районах. Поваренная самосадочная соль залегает в озере Эльтон. В настоящее время промышленные разработки этого месторождения не ведутся.

    В пределах Эльтонского соляного купола обнаружено месторождение калийной соли. Промышленный прослой ее залегает на глубине 480 м. В районе пос. Светлый Яр также открыто месторождение поваренной и калийно-магнезиальных солей. Здесь, в своде соляного купола, соль встречается на глубинах 600—800 м. В настоящее время производится добыча поваренной соли путем подземного растворения.
    Read more... )

    Область относится к старым нефтедобывающим районам со сравнительно высоким освоением нефтяных ресурсов. На её территории открыто 93 нефтяных и газовых месторождения, из них выработанных — 9, в консервации — 20, в разведке — 1 и в разработке — 63. Добыча нефти в 2003 г. составила около 3,5 млн тонн.

    74 % запасов углеводородов приходится на залежи новых месторождений, но в старом нефтяном районе, благодаря интенсификации процесса добычи, 80 % нефти добывается наиболее экономичным, фонтанным способом.
    http://ru.wikipedia.org/wiki/Полезные_ископаемые_Волгоградской_области
    http://ru.wikipedia.org/wiki/Волгоградская_область
    Wednesday, July 28th, 2010
    12:30 pm
    vedomosti.ru: ТНК-ВР и ВР
    28.07.2010
    «Другая» ВР
    Read more... )
    Российская ТНК-ВР дает британской ВР 30-40% нефти. И та не раз заявляла, что ни за что не продаст российский актив. Не ждет этого и сама ТНК-ВР, заявил вчера ее совладелец и исполнительный директор Герман Хан. Он добавил, что поддерживает назначение Дадли и приветствует возможное вхождение Хейворда в совет TNK-BP, оба поздравления уже направлены партнерам.
    Read more... )

    http://www.vedomosti.ru/newspaper/article/2010/07/28/241915#ixzz0uv8ArCoA
    Tuesday, June 1st, 2010
    10:45 am
    2007 г.: Через 5 лет «Иркутская нефтяная компания» планирует добывать 1,3 млн тонн нефти в год
    Нефть и Капитал №4. 2007 г.

    Через 5 лет «Иркутская нефтяная компания» планирует добывать 1,3 млн тонн нефти в год

    Полномасштабную разработку крупнейших месторождений Восточной Сибири — Ванкорского, Талаканского и Верхнечонского — планируется начать осенью 2008 года, к моменту запуска первой очереди ВСТО. Между тем промышленная добыча нефти идет в Иркутской области уже третий год: «Иркутская нефтяная компания» (ИНК) добывает на Ярактинском, Марковском и Даниловском месторождениях более 160 тыс. твг нефти и газового конденсата.
    Доставка сырья с промыслов ИНК на дальневосточные НПЗ сегодня имеет сложную логистику: разборный полевой нефтепровод, автоцистерны, наливная эстакада в Усть-Куте, железная дорога. Измененный маршрут ВСТО пройдет недалеко от месторождений компании, что позволит ей кратно увеличить добычу. На пике — к 2012 году — компания планирует сдавать в ВСТО не менее 1,3 млн твг. И это только с действующих месторождений, без учета ресурсов перспективных участков, на которых ИНК ведет поисково-разведочные работы.

    Искать нефть на севере Иркутской области начали в 50-х годах XX века: геологи связывали перспективность этого района с наличием огромного поднятия — Непского свода. Результаты проведенной здесь в 1952 году «Востсибнефтегазгеологией» детальной структурной съемки были подтверждены поисковым бурением только через 10 лет. В 1960 году вблизи деревни Верхнемарково Усть-Кутского района началось строительство первой поисковой скважины, а в 1962 году с глубины 2165 м ударил фонтан нефти с дебитом 1000 тонн/сутки. Однако запасы Марковского месторождения — кстати, первого в Восточно-Сибирской нефтегазоносной провинции — были невелики, а соседние скважины не оправдали ожидания.

    Только одна скважина, заложенная примерно в 100 км к северу от Марково, вскрыла продуктивный горизонт, и в конце 1970 года дала промышленный фонтан нефти с дебитом более 100 м3/сутки. Разведка открытого ею Ярактинского месторождения — до 1978 года было пробурено около 40 поисковых и разведочных скважин — показала, что залежь имеет большую площадь и сложную конфигурацию. К этому времени поисковые буровые работы охватили весь север Иркутской области, где были открыты Аянское, Дулисьминское, Даниловское и Верхнечонское месторождения, а также выявлен ряд перспективных нефтегазоносных площадей.


    Из топливного тупика
    В начале 90-х годов опытно-промышленную эксплуатацию Марковского и Ярактинского нефтегазоконденсатных месторождений вела компания «Венд», образованная после распада объединения «Востсибнефтегазгеология». В 1996-97 годах на базе «Венда» при участии администрации Усть-Кутского района было создано новое нефтедобывающее предприятие ОАО «УстьКутНефтегаз», получившее лицензии на Ярактинское и Марковское месторождения. Одновременно в Катангском районе было зарегистрировано ООО «НК «Данилово», к которому перешла лицензия на Даниловское месторождение.

    Условием выдачи лицензий было обязательство компаний поставлять добытую нефть по льготным ценам для котельных поселков соседних районов. Однако из-за неплатежей компании балансировали на грани банкротства и не имели средств на развитие промыслов. Чтобы компании не лишились лицензий, а поселки — дешевого топлива, в 2000 году районные власти решили привлечь инвесторов. Но не московских (им маленькие месторождения в глуши были не интересны), а местных, из богатого золотом соседнего Бодайбинского района, куда в числе прочих поставлялась марковская и ярактинская нефть. В ноябре 2000 года владельцы «Бодайбинской энергетической компании» (отец и сын Буйновы) создали ООО «Иркутская нефтяная компания» (ИНК), под контроль которой вскоре перешли «УстьКутНефтегаз» и НК «Данилово».

    Новый акционер в первую очередь отремонтировал скважины и погасил долги компаний перед бюджетом. Если в конце 90-х разведочные скважины обеспечивали добычу 15-17 тыс. твг, то уже в 2000 году она превысила 30 тыс. тонн, а в 2002 году достигла почти 50 тыс. тонн. Однако чтобы уйти от убыточной топливной специализации, кардинально нарастить добычу сырья и наладить его переработку, ИНК нужно было обеспечить круглогодичную транспортировку нефти — с Ярактинского и Даниловского промыслов она вывозилась только автоцистернами по зимникам.

    Первая иркутская нефть


    Новый этап в развитии компании начался в 2003 году, когда был сдан в эксплуатацию полевой сборно-разборный нефтепровод мощностью 900 тыс. твг и протяженностью 94 км от Яракты до Верхнемарково. Нефтепровод позволил в 2004 году начать круглогодичную промышленную эксплуатацию Ярактинского месторождения, которое в настоящее время обеспечивает 90% добычи нефти ИНК.

    Нефть Даниловского месторождения в настоящее время вывозится автотранспортом по зимнику за 240 км до Ярактинского промысла. Сюда же по сборному нефтепроводу поступает сырье Дулисьминского месторождения, разрабатываемого ООО «НК «Дулисьма». Затем сырье Даниловского, Ярактинского и Дулисьминского транспортируется по нефтепроводу Яракта-Верхнемарково до ЦПС Марковского месторождения, откуда автотранспортом доставляется по всесезонной дороге за 130 км до железнодорожных станций Лена и Якурим (Усть-Кут). В текущем году ИНК планирует сдать в эксплуатацию (уже идут испытания) сборный нефтепровод Верхнемарково — эстакада на станции Лена пропускной способностью до 700 тыс. твг — который позволит упростить транспортную схему до запуска ВСТО.



    Как сказали «НиК» в ИНК, в настоящее время компания обеспечивает газом с Марковского месторождения (20-30 млн м3 в год) электростанцию Верхнемарково, а также поставляет на топливные нужды Усть-Кутского, Киренского и Бодайбинского районов 10-15 тыс. тонн нефти. Остальные углеводороды (нефть и конденсат) на эстакаде в Усть-Куте ИНК наливает в цистерны, и отправляет по железной дороге на переработку на Комсомольский, Хабаровский или Ванинский НПЗ. С учетом роста цен на нефть такая схема последние годы обеспечивает компании стабильный доход.

    К полномасштабной разработке
    Сегодня три основных месторождения ИНК вышли на стадию промышленной разработки, несмотря на то, что скважины на Даниловском эксплуатируются только зимой. В 2003 году после запуска нефтепровода Яракта-Верхнемарково компания сразу увеличила добычу нефти и газового конденсата до 73,3 тыс. тонн, а на следующий год удвоила ее — до 132,4 тыс. тонн. В прошлом году «УстьКутНефтегаз» и НК «Данилово» вместе добыли более 166 тыс. тонн высококачественной нефти и конденсата (доля которого в общем объеме превысила 20%).

    В текущем году добыча жидких углеводородов на промыслах ИНК должна увеличиться до 243 тыс. тонн. Однако когда, по словам генерального директора компании Марины Седых, «в январе этого года, когда ИНК увеличила добычу до 750 тонн в сутки, она сразу столкнулась с проблемой вывоза и перевалки сырья. Аналогичные сложности — у разработчиков Верхнечонского и Талаканского месторождений. Если будут созданы условия по приему и транспортировке восточносибирской нефти — добыча будет расти быстрыми темпами, легче станет привлекать деньги на развитие новых месторождений». После запуска нефтепровода Верхнемарково-Усть-Кут в ИНК планировали начать строительство трубы Данилово-Яракта, однако после того, как весной прошлого года был изменен маршрут ВСТО, эти планы претерпели изменения. Во-первых, вместо сборного нефтепровода к Яракте протяженностью 240 км было решено к 2009 году построить постоянную трубу до врезки в ВСТО (изыскания по ее маршруту начнутся уже в 2007 году). Во-вторых, компания начала переговоры с «Транснефтью» об условиях подключения к восточной магистрали Ярактинского и Марковского месторождений. По словам Марины Седых, «строители ВСТО запросили у нас технические условия на пересечение нашего трубопровода Яракта–Верхнемарково, а мы, в свою очередь, предложили рассмотреть возможность подключения к магистрали. К моменту запуска ВСТО мы будем готовы поставлять в магистраль со всех месторождений компании до 1 млн тонн нефти в год».

    Решение транспортной проблемы позволяет компании планировать рост добычи, которая на эксплуатируемых месторождениях на пике (к 2012 году) должна составить 1,3 млн твг. Для реализации этой задачи компания собирается в течение 5 лет пробурить 31 нефтяную и 4 газовых скважины на Ярактинском месторождении; 3 нефтяных и 9 газовых скважин на Марковском, и 4 нефтяных скважины на Даниловском месторождении.

    ----
    Газовая программа
    В СООТВЕТСТВИИ с заключенным в ноябре 2006 года меморандумом между «Газпромом» и ИНК, компания обязалась подать не позднее 2008 года в систему магистральных газопроводов (которые построит «Газпром») природный газ с Марковского месторождения, и не позднее 2010 года — с Аянского месторождения общим объемом до 900 млн м3 в год.
    ----

    Как говорят в ИНК, если с заказами на проведение геофизических работ в Иркутской области вполне справляется «Иркутскгеофизика», то с буровыми подрядчиками дело сложнее. Поэтому ИНК создала собственную сервисную компанию «ИНК-Сервис», которая уже имеет буровую установку «Уралмаш ЭУК-3000» для кустового эксплуатационного бурения и скоро получит в свое распоряжение две заказанные в Китае мобильные буровые установки. Буровая бригада «ИНК-Сервис» уже пробурила на Ярактинском месторождении две наклонно-направленные и одну горизонтальную скважину, а две бригады КРС выполнили капитальный ремонт с заменой устьевого оборудования и расконсервацию 12 скважин, пробуренных в 70-80-х годах.

    На сегодняшний день основные объекты инфраструктуры на промыслах ИНК построены (нефтебазы, вахтовые поселки на 200 человек, электростанции с суммарной мощностью 6 МВт, внутрипромысловые дороги и сборные сети протяженностью около 50 км). В 2008 году на Ярактинском месторождении будет введена в эксплуатацию более мощная установка подготовки нефти, а к 2009 построен постоянный нефтепровод до ВСТО. К 2010 году на Яракте также планируется запустить новую технологическую схему, предполагающую обратную закачку газа в пласт с одновременным отбором «жирных» фракций, разработанную Schlumberger и «Гипровостокнефтью». Она позволит поддерживать внутрипластовое давление и увеличить отдачу газоконденсатного пласта на 15-20%. Наконец, к 2011 году на Ярактинском и Марковском месторождениях будут построены дополнительные дожимные насосные станции, ЛЭП, внутренние нефте- и газопроводы, дороги, электростанции, а на Марковском также установка демеркаптанизации нефти. До 2012 года капиталовложения в разработку трех месторождений оцениваются в 12 млрд рублей.

    На перспективу
    В настоящее время ИНК через дочерние и аффилированные структуры владеет десятью лицензиями, в т.ч. 2 на геологическое изучение, 2 — на добычу и 6 совмещенными — на геологическое изучение, разведку и добычу углеводородного сырья. ОАО «УстьКутНефтегаз» эксплуатирует Ярактинское и Марковское месторождения, ООО НК «Данилово» — Даниловское. ООО «ИНК-НефтеГазГеология», учрежденное ИНК на паритетных началах с питерской компанией «Проекты и технологии», владеет лицензиями на Аянское газовое месторождение, Потаповскую площадь, Аянский, Большетирский и Западно-Ярактинский участки, которые компания приобрела на аукционах в 2005-06 годах. Кроме того, ИНК (через подконтрольное ОАО «СНГК») владеет лицензиями на геологическое изучение Нарьягинского и Ангаро-Илимского участков.

    Извлекаемые запасы категорий С1+С2 трех действующих месторождений ИНК по состоянию на 1 января 2006 года составляют 16,3 млн тонн нефти, 7,4 млн тонн конденсата, 70,4 млрд м3 газа. Прирост запасов по итогам геологоразведочных работ, как на новых лицензионных участках, так и в процессе доразведки разрабатываемых месторождений, станет в ближайшие годы одним из приоритетов в деятельности ИНК. В полевой сезон 2007-08 годов на трех разрабатываемых месторождениях планируется выполнить сейсморазведку 2D в объеме около 800 пог. км, и около 700 пог. км на новых объектах: Аянском месторождении, Аянском участке и Потаповской площади. По Ангаро-Илимскому и Нарьягинскому участкам уже переработаны архивные сейсморазведочные материалы 2D в объеме 946 пог. км, и отработано новых сейсмопрофилей на 961 пог. км. В результате выявлена перспективная на углеводороды структура на северо-востоке Ангаро-Илимского участка и определена сложнопостроенная структурная ловушка (Кедровое поднятие) в подсолевой части Нарьягинского участка. На обоих участках выбраны точки заложения поисковых скважин, бурение которых начнется уже в текущем году. Общий объем капитальных затрат на геологоразведку, поисковое бурение и капитальный ремонт скважин всех новых участков компании (включая Западно-Ярактинский и Большетирский) в период до 2011 года ИНК оценивает в 4,5 млрд рублей.
    http://www.irkutskoil.ru/press/releases?id=18
    Friday, May 28th, 2010
    11:05 am
    СССР: добыча нефть и экспорт нефти нефтепродуктов






    http://community.livejournal.com/ru_politics/22607978.html

    Из комментариев
    - Долю соцлагеря, цены для которого формировались вроде как не на условиях ФОБ Роттердам минус транспорт, каждый сам вычислить в состоянии.

    - Цены для соцлагеря на текущий год определялись как средняя цена за предшествующие пять лет по ценам мирового рынка. Полученная цена умножалась на объем поставок, определенная таким образом сумма погашалась не денежными платежами, а поставками производимыми в соцлагере товарами, перевод цен на которые в рубли осуществлялся таким образом, чтобы соцлагерь ни в коем случае не остался должен. В итоге, когда соцлагерь развалился, СССР остался должен всему соцлагерю.

    Указанный в первой таблице показатель добычи нефти в 1982 году (591,1 млн.т.) отличается от показателя, из года в год печатавшегося в статистических сборниках - 611 млн.т.

    -

    Экспорт нефти и нефтепродуктов, млрд.рублей (пересчет для бюджетных расчетов)
    1980 17,8
    1981 21,6
    1982 25,4
    1983 28,2
    1984 30,9
    1985 28,2
    1986 22,5
    1987 22,8
    1988 19,7
    1989 18,6
    1990 15,6
    Wednesday, May 5th, 2010
    11:53 am
    Россия: таблица падения добычи на крупнейших нефтяных месторождениях

    http://larussophobe.wordpress.com/2008/10/07/russias-dwindling-oil-resources/
    Saturday, April 4th, 2009
    1:05 am
    com.sibpress.ru: 2007 год для нефтяной отрасли СибФО
    2007 год для нефтяной отрасли Сибири стал годом развития производства и освоения месторождений. Был осуществлен значительный задел в геологоразведке, что превращает Сибирский федеральный округ в один из перспективных нефтегазовых регионов России.


    Результаты работы нефтедобывающей отрасли в Сибирском федеральном округе в 2007 году оказались не вполне радужными. Отчасти это можно объяснить тем, что за предыдущие два года нефтяные компании запаслись недрами для освоения, а в этом году занялись изучением и геологоразведкой. К примеру, эффективность геологоразведочных работ в Томской области в 2007 году достигла рекордного уровня: свыше 400 тонн нефти на погонный метр поискового бурения. По словам руководителя территориального управления по недропользованию Томской области (Томскнедра) Александра Комарова, «результатом стало открытие новых месторождений, извлекаемые запасы нефти которых (по категории С1) в совокупности оцениваются в 32 млн тонн».



    Данную тенденцию подтверждают и другие показатели. По данным Регионального агентства по недропользованию Сибирского федерального округа (Сибнедра), количество состоявшихся аукционов в Сибири на углеводородное сырье в 2007 году существенно ниже, чем в предыдущем. Так, если в 2006 году проведен 51 аукцион на получение права пользования недрами с суммой стартовых платежей 2,72 млрд рублей и суммой окончательных платежей по итогам аукционов 25,63 млрд рублей, то в 2007 году проведено уже 35 аукционов с суммой стартовых платежей 2,63 млрд рублей и фактической по итогам аукционов — 9,32 млрд рублей.

    Запасы категорий А+В+С1+С2 увеличились, но не намного: на 1 января 2008 года они составили 2,16 млрд тонн нефти (запасы, учтенные государственным балансом), тогда как на 1 января 2007 года они были на уровне 2,134 млрд тонн нефти. Доказанные запасы в 2007 году (категории А+В+С1) достигли 956,48 млн тонн (на конец 2006 года — 942 млн тонн). Немного повысилась степень разведанности запасов: в 2007 году она увеличилась на 1% — до 14%. Соответственно, снизилась доля прогнозных ресурсов категорий Д1+Д2 с уровня 76% в 2006 году до 71% в 2007 году.

    Что касается финансирования геологоразведки на территории Сибири, то здесь традиционно львиную долю занимает частное финансирование. Но темп его роста уже второй год продолжает снижаться. Прирост инвестиций недропользователей в 2007 году по сравнению с 2006-м оказался ниже государственных на 19% вместо ожидаемых 14,5%.

    Государством в 2007 году инвестировано 4,2 млрд рублей (в 1,5 раза больше, чем в 2006-м), частными инвесторами — 17,6 млрд рублей (на 36,6% больше, чем в 2006 году). В итоге общий объем инвестирования в геологоразведку увеличился на 40% — с 15,6 млрд рублей до 21,84 млрд. По итогам 2008 года инвестиции в ГРР со стороны государства ожидаются в размере 5,5 млрд рублей и со стороны недропользователей — около 24,5 млрд рублей.



    А вот добыча нефти в Сибири снизилась. По данным Сибнедр, объем добычи в СФО по итогам 2007 года составил 12,28 млн тонн (в 2006 году — 13,2 млн тонн). Объем добычи газа увеличился на 56% — до 7,8 млрд куб. м. По словам заместителя руководителя Регионального агентства по недропользованию Сибирского федерального округа Виктора Эрнста, «снижение добычи нефти в СФО обусловлено тем, что главное нефтедобывающее предприятие округа ОАО «Томскнефть» еще не до конца преодолело «юкосовские« потрясения. И хотя предприятие постепенно увеличивает объем добычи нефти, однако уровня 2004 года (около 14 млн тонн) оно сможет достигнуть не ранее чем через 2–3 года».

    В целом прогноз по добыче нефти в СФО выглядит позитивным. Рост добычи нефти ожидается благодаря началу извлечения нефти на Ванкорском месторождении в Красноярском крае (оператор — «Роснефть»), увеличению добычи на Верхнечонском месторождении в Иркутской области (операторы — ТНК-ВР и «Роснефть»). Кроме того, ирландская компания Petroneft, владеющая месторождениями в Томской области, планирует получить первый поток промышленной нефти в 2008 году. Также прогнозируется рост добычи на месторождениях «Русснефти» в Восточной Сибири. По оценкам Международного Аналитического Агентства (МЭА), до 2012 года поставки нефти из этого региона достигнут 600 тыс. баррелей в сутки, что будет вполне достаточно для заполнения первой очереди трубопровода Восточная Сибирь-Тихий океан (ВСТО).




    Основная доля доказанных запасов нефти в СФО принадлежит пяти предприятиям — «Ванкорнефть» (Красноярский край), «Верхнечонскнефтегаз» (Иркутская область), «Томскнефть« (Томская область), »Восточно-Сибирская нефтегазовая компания« (Красноярский край), «Славнефть-Красноярскнефтегаз» (Красноярский край).

    В 2007 году «Ванкорнефть» увеличила запасы нефти на Ванкорском месторождении на 172 млн тонн — до 514 млн тонн. Объем финансовых вложений в геологоразведку составил почти 3 млрд рублей.

    «Томскнефть» инвестировала в геологоразведку в ушедшем году 1,2 млрд рублей. Из них 824 млн рублей потрачено на поисково-разведочное бурение. При этом проходка по разведочному бурению превысила 20 тыс. метров. Работы велись на Западно-Карасевском, Тагайском и других месторождениях. В результате общий прирост запасов составил 14,2 млн тонн нефти. Для сравнения: в 2006 году затраты на геологоразведочные работы равнялись 550 млн рублей, и было пробурено 11 тыс. метров проходки.

    Для «Верхнечонскнефтегаза» прошедший год также был не менее успешным: пробурено 25 эксплуатационных скважин, началось строительство трубопровода от Верхнечонского месторождения до нефтепроводной системы Восточная Сибирь-Тихий океан протяженностью 90 км. На сегодняшний день готовность нефтепровода составляет 45%. Запасы Верхнечонского месторождения официально пока составляют 201 млн тонн.

    Если учесть, что активная фаза программы лицензирования в Сибири завершается, поскольку все месторождения и наиболее привлекательные лицензионные участки распределены, то можно сделать вывод, что в дальнейшем все силы нефтяников будут брошены на геологоразведку и добычу нефти на разведанных месторождениях. Таким образом, в 2008 году в Сибири ожидается увеличение извлекаемых запасов как минимум на 10%.


    По итогам 2007 года в Сибири, несмотря на трудное прошлое, лидером по добыче нефти традиционно стала компания «Томскнефть ВНК» — 8,4 млн тонн, или 65% от общего объема добычи в округе. С большим отрывом за ней следует «Новосибирскнефтегаз« — 2 млн тонн. Далее — «Газпромнефть-Восток», которая добывает нефть в Томской и Омской областях на четырех месторождениях, — 1,4 млн тонн. Это основная тройка лидеров по добыче в Западной Сибири на сегодняшний день. Остальные нефтяные компании добывают пока менее 500 тыс. тонн в год. В 2008 году, как уже было сказано выше, структура добычи нефти начнет меняться, и окончательно перестановка сил произойдет к 2011 году, когда начнется добыча на разрабатываемых сейчас месторождениях. Так, на Юрубчено-Тохомском месторождении в Эвенкии в 2008 году планируется добыть 28 тыс. тонн нефти. На Верхнечонском месторождении в Иркутской области ожидается скачок с нынешних 30 тыс. тонн до 320 тыс. тонн в 2008 году, а в 2009 году планируется добыть 1 млн тонн нефти. При этом в дальнейшем ожидается рост добычи до 3 млн тонн. Намечено, что на пике добычи, в 2011 году, на месторождении будет добываться 7–8 млн тонн нефти. На Ванкорском месторождении в 2008 году будет добыто 1,9 млн тонн, в 2009-м — 9,8 млн тонн, а к 2011-му добыча достигнет 18,7 млн тонн. Порядка 3 млн тонн нефти к 2012 году будет добываться на Куюмбинском месторождении в Красноярском крае, которое сейчас только-только начинает выходить на добычу. Увеличится добыча в 2011 году и на месторождениях «Томскнефти». Например, в 2007 году на новом месторождении этой компании — Карайском — начала работу первая скважина, которая дает около 60 тонн нефти в сутки и на полную мощность выйдет через 3–4 года. Также в прошлом году запустилось Тагайское месторождение, на котором планируемый годовой объем нефти составляет 830 тыс. тонн.

About LJ.Rossia.org