Где добывают нефть в россии: Добыча нефти в России опустилась почти до десятилетнего минимума — РБК

Содержание

Добыча нефти в России в 2020 году снизилась до 512,7 млн тонн. Это минимум за 10 лет — Экономика и бизнес

МОСКВА, 2 января. /ТАСС/. Добыча нефти и газового конденсата в России в 2020 году снизилась на 8,6%, до 512,68 млн тонн год к году. Это следует из данных Центрального диспетчерского управления топливно-энергетического комплекса (ЦДУ ТЭК). При этом в декабре добыча упала на 11,1%, до 42,5 млн тонн.

Год назад Россия побила постсовесткий рекорд по добыче, произведя за год 568 млн тонн нефти и конденсата. В 2020 году нефтяной рынок испытал шок падения спроса на фоне пандемии, при этом предложение сырья оказалось в избытке. Чтобы восстановить ситуацию на рынке, страны ОПЕК+ с участием России, на которые приходится 40% мировой добычи нефти, договорились организованно снизить добычу почти на 10 млн б/с. На Россию и Саудовскую Аравию пришлись самые большие квоты ограничений.

В результате добыча нефти в России опустилась почти до уровня 10-летней давности: в 2010 году она составила 512,3 млн тонн.

Добыча по компаниям

Согласно данным по международным стандартам финансовой отчетности (МСФО), «Роснефть» в декабре снизила добычу нефти на 12,3%, до 16,2 млн тонн (с начала года — на 9,8%, до 196,4 млн тонн). Добыча «Лукойла» за тот же период сократилась на 13,4%, до 6 млн тонн (с начала года — на 10,6%, до 73,7 млн тонн).

«Сургутнефтегаз» в декабре снизил добычу на 14,7% — до 4,4 млн тонн, с начала года на 9,9% — до 54,75 млн тонн. Компания «Газпром нефть» за месяц добыла 4,66 млн тонн, что на 6,6% ниже показателя годом ранее, с начала года компания сократила добычу на 6,2%, до 56,7 млн тонн.

Добыча «Татнефти» в декабре уменьшилась на 13,4% — до 2,18 млн тонн, с начала года сокращение составило 12,7% — до 26 млн тонн. «Новатэк» добыл за декабрь 1 млн тонн нефти (рост на 3,4%), с начала года — 11,8 млн тонн (сокращение на 0,5%).

Операторы соглашения о разделе продукции сократили добычу нефти и конденсата в декабре на 1,7%, до 1,22 млн тонн, а с начала года — на 4,1%, до 14,1 млн тонн.

Экспорт нефти

Экспорт нефти из России в 2020 году составил 232,5 млн тонн, что на 12,7% меньше, чем в 2019 году, говорится в отчете ЦДУ ТЭК.

При этом в декабре 2020 года поставки российской нефти за рубеж уменьшились на 15,3% — до 18,58 млн тонн. Россия участвует в соглашении ОПЕК+ о сокращении добычи нефти, которое действует с мая этого года.

Экспорт нефти из России в дальнее зарубежье в декабре, по данным ЦДУ ТЭК, сократился на 15,9% — до 17 млн тонн (с начала года снижение на 11,8% — до 219,16 млн тонн), объем поставок в ближнее зарубежье при этом в прошедшем месяце снизился на 8,6% — до 1,55 млн тонн (с начала года упал на 24% — до 13,35 млн тонн). Транзит нефти в декабре увеличился на 0,8% и достиг 1,8 млн тонн (с начала года транзит снизился на 0,7%, до 19,7 млн тонн).

На внутренний рынок в декабре поставлено 23,4 млн т нефти, что на 6,9% меньше, чем годом ранее. По итогам года поставки снизились на 5,2% — до 274,9 млн тонн.

Добыча нефти в России может остаться на текущем уровне

МОСКВА, 8 апр — ПРАЙМ. Добыча нефти в России в 2021 году с учётом сделки ОПЕК+ останется на уровне 478 миллионов тонн, говорится в проекте генеральной схемы нефтяной отрасли на период до 2035 года, который имеется в распоряжении РИА Новости.

В Минэнерго дали прогноз по нефтяным ценам до 2035 года

«В силу особенностей методологии прогнозирования в прогнозных сценариях также не учитывается искусственное сокращение добычи нефти в 2021-2022 годах, связанное с выполнением обязательств России в рамках ее участия в соглашении ОПЕК+. Согласно предварительным оценкам, с учетом указанного ограничения, добыча нефти (без газового конденсата) может составить в 2021 году 478 миллионов тонн в год», — говорится в документе.

Добыча нефти в 2020 году составила 476,4 миллиона тонн.

Отмечается, что при различных сценариях, без учёта ограничений, Россия могла бы добывать в 2021 году 494-520 миллионов тонн. Пик добычи, согласно прогнозу, пришёлся бы на 2028-2029 годы, когда она составила бы 500-590 миллионов тонн в год, после чего она начала бы снижаться и в 2035 году составила бы 414-494 миллиона тонн.

Добыча нефти в США за неделю снизилась

На фоне резкого сокращения добычи нефти в рамках участия России в соглашении ОПЕК+ доля газового конденсата в суммарной добыче жидких углеводородов увеличилась в 2020 году до 7,1%. Указывается, что добыча газового конденсата в 2020 году составила 36,4 миллиона тонн, увеличившись на 2% в годовом выражении.

«В связи с ожидаемым существенным ростом добычи природного газа в период до 2035 года добыча газового конденсата увеличится… до 43,1-48,6 миллиона тонн к 2025 году и до 50,2-66,3 миллиона тонн к 2035 году. Основной прирост добычи ожидается в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, на полуостровах Ямал и Гыдан и в Европейской части России», — говорится в документе.

Помимо этого, сообщается, что инвентаризация показала рентабельность 36-64% запасов нефти в России.

Инвентаризация запасов углеводородного сырья для месторождений с запасами свыше 5 миллионов тонн на предмет экономической эффективности их разработки в текущих налоговых условиях была проведена по поручению бывшего премьер-министра РФ Дмитрия Медведева в 2019-2020 годах.

«Результаты инвентаризации показали, что в зависимости от используемого макроэкономического сценария рентабельными являются лишь от 36% до 64% от общей величины технологически извлекаемых запасов

Запасы нефти в США за неделю выросли меньше прогноза
 месторождений, попавших в периметр инвентаризации. Также анализ показал необходимость дополнительного стимулирования ввода нерентабельных запасов в разработку для поддержания стабильного уровня добычи в соответствии с Энергетической стратегией Российской Федерации на период до 2035 года», — говорится в проекте.

Отмечается, что по договоренности с нефтяными компаниями и Минэнерго работа была существенно сокращена в силу значительного объема (2716 месторождений нефти и около 28,9 миллиарда тонн запасов).

Количество месторождений с текущими извлекаемыми запасами нефти более 5 миллионов тонн в РФ составляет 719 (на них приходится 26,7 миллиарда тонн, или 92% от текущих технологически извлекаемых запасов нефти).

Мелкие месторождения исключили по причине их большого количества при сравнительно небольшой доле в запасах.

Также из периметра инвентаризации был исключен ряд льготируемых месторождений со специальными налоговыми режимами: в рамках соглашения о разделе продукции (СРП), налога на дополнительный доход от добычи углеводородного сырья (НДД), Самотлорское месторождение, Приобское месторождение с особой формулой вывозной таможенной пошлины.

В итоге количество месторождений, попавших в периметр инвентаризации, сократилось до 352 с суммарными технологически извлекаемыми запасами нефти 17,2 миллиарда тонн, или 60% от текущих технологически извлекаемых запасов РФ.

Читайте также:

В Минэнерго рассказали, когда наступит пик спроса на нефть

История нефти в России — Энергетика и промышленность России — № 7 (35) июль 2003 года — WWW.EPRUSSIA.RU

Газета «Энергетика и промышленность России» | № 7 (35) июль 2003 года

В 1702 году царь Петр Первый издал указ об учреждении первой регулярной российской газеты «Ведомости». В первом выпуске газеты была опубликована статья о том, как была обнаружена нефть на реке Сок в Поволжье, а в более поздних выпусках была информация о нефтепроявлениях в других районах России. В 1745 г. Федор Прядунов получил разрешение начать добычу нефти со дна реки Ухты. Прядунов также построил примитивный нефтеперегонный завод и поставлял некоторые продукты в Москву и Санкт-Петербург.

Нефтепроявления также наблюдались многочисленными путешественниками на Северном Кавказе. Местные жители даже собирали нефть с помощью ведер, вычерпывая ее из скважин глубиной до полутора метров. В 1823 году братья Дубинины открыли нефтеперерабатывающий завод в Моздоке для переработки нефти, собираемой с близлежащего Вознесенского нефтяного месторождения.

Нефте- и газопроявления были зафиксированы в Баку, на западном склоне Каспийского моря арабским путешественником и историком еще в десятом веке. Марко Поло позднее описывал, как люди в Баку использовали нефть в медицинских целях и для проведения богослужений. С четырнадцатого века нефть, собираемая в Баку, экспортировалась в другие страны Среднего Востока. Первая нефтяная скважина в мире была пробурена на Биби-Айбатском месторождении вблизи Баку в 1846 году, более чем на десятилетие раньше, чем была пробурена первая скважина в США. С этим событием связывают начало современной нефтяной промышленности.

Рождение нефтяной промышленности

В Бакинском регионе находилось много больших месторождений с относительно легко извлекаемыми запасами, но транспортировка нефти до рынков сбыта была трудной и дорогой. Братья Нобель и семейство Ротшильдов сыграли ключевую роль в развитии нефтяной промышленности в Баку, бывшего в то время частью Российской империи. Промышленность стремительно развивалась, и на рубеже веков на долю России приходилось более 30% мировой нефтедобычи. Компания Шелл Транспорт и Трейдинг, которая позже стала частью Роял Датч/Шелл, начала свой бизнес с перевозок нефти, добываемой Ротшильдами, в Западную Европу.

Революция 1917 года негативно сказалась на добыче нефти в России, ситуация еще более ухудшилась с национализацией нефтяных месторождений в 1920 году. Братья Нобель продали значительную часть своих российских активов компании Стандард Ойл из Нью-Джерси, которая позже превратилась в компанию Экссон.

Стандард Ойл выступала против решений о национализации нефтяных месторождений и отказывалась сотрудничать с новым советскимправительством. Но другие компании, включая Вакуум и Стандард Ойл из Нью-Йорка, которые позже превратились в компанию Мобил, вкладывали деньги в Россию. Продолжающийся приток западного капитала помог восстановлению нефтедобычи в России, и с 1923 года экспорт нефти вернулся на дореволюционный уровень.

Рост советской нефтяной промышленности

Каспий и Северный Кавказ оставались центром советской нефтяной промышленности вплоть до Второй мировой войны. Растущая добыча удовлетворяла потребности индустриализации России. Контроль добычи нефти в Баку, отсечение Советского Союза от добычи в этом регионе были основной стратегической задачей Германии во время войны. Добыча нефти на Каспии снова начала расти после войны, и в 1951 году достигла рекордного уровня в 850 000 баррелей в день. Баку оставался крупным промышленным центром, около двух третей советского нефтяного оборудования производилось в этом регионе.

В это же время советские планирующие органы начали развивать разведочные работы в Волго-Уральском регионе, который начинали разрабатывать еще в тридцатых годах. Месторождения в регионе зачастую находились недалеко от транспортной инфраструктуры, и их геология не была особенно сложной. С пятидесятых годов добыча с новых месторождений составляла около 45% от общей добычи Советского Союза. Широкомасштабные инвестиции в регион быстро окупались, что способствовало серьезному росту добычи нефти в СССР. Дополнительные тонны нефти шли на удовлетворение потребностей новых заводов, которые были построены в период с 1930-х по 1950-е годы. Омский завод был открыт в 1955 году и в дальнейшем превратился в один из крупнейших нефтеперерабатывающих заводов в мире.

Рост добычи позволил Советскому Союзу наращивать экспорт нефти значительными темпами. Москва стремилась максимизировать валютные поступления от экспорта нефти и активно боролась за увеличение своей доли на мировом рынке. В начале 1960-х годов Советский Союз вытеснил Венесуэлу со второго места по добыче нефти в мире. Выброс больших объемов дешевой советской нефти на рынок вынудил многие западные нефтяные компании снизить цены на нефть, добываемую на Ближнем Востоке, уменьшая таким образом платежи за пользование недрами правительствам стран Ближнего Востока. Это уменьшение доходов было одной из причин создания Организации Стран Производителей Нефти (ОПЕК).

Упадок советской нефтяной промышленности

После достижения феноменальной добычи из месторождений Западно-Сибирского бассейна советская нефтяная промышленность стала проявлять признаки упадка. Западно-Сибирские месторождения были относительно дешевы в разработке и давали существенный выигрыш за счет своих размеров, а советские плановые органы отдавали приоритет максимизации краткосрочной, а не долгосрочной нефтеотдачи. Производственные объединения стремились добыть как можно больше нефти с месторождений с тем, чтобы выполнить план по добыче, при этом не учитывалось влияние последствий разработки на состояние месторождений, бурилось слишком много скважин и закачивалось слишком много воды.

К середине 1970-х годов в Москве уже поняли, что назревает падение добычи. Первое падение, обусловленное хроническим недофинансированием разведки в Западной Сибири, началось в 1977 году, но властям удалось его приостановить за счет очень больших капиталовложений в бурение. Второе падение произошло в период с 1982 по 1986 года. И в этот раз кризис удалось преодолеть за счет увеличения финансирования.

Падение было усугублено экономическим кризисом, который охватил регион в период распада Советского Союза. Развал экономики вызвал резкое падение спроса на нефть внутри страны, а экспортные мощности оставались ограниченными, и поэтому компании были вынуждены продолжать продавать большую долю нефти на внутреннем рынке, зачастую некредитоспособным потребителям. Финансовые трудности компаний спровоцировали резкое снижение объемов новых разведочных работ, объемов бурения и даже объемов капитальных ремонтов существующих скважин. В результате сложилась ситуация, которая привела к дальнейшему неизбежному падению добычи.

Будущее развитие

Добыча нефти в России окончательно прекратила свое падение в 1997 году. Независимые эксперты считают, что Западная Сибирь располагает остаточными запасами более 150 миллиардов баррелей (более 20 миллиардов тонн), и уровень добычи может быть в три раза больше, чем сейчас. Но ситуация осложнена плохими пластовыми условиями на уже разрабатываемых месторождениях и тем, что западносибирские месторождения обычно состоят из большего числа нефтеносных пластов, чем месторождения в других регионах, что осложняет добычу.

Другие провинции также демонстрируют существенный потенциал. Тимано-Печорский бассейн простирается от Урала на востоке до Баренцева моря на севере. Регион характеризуется резким климатом, большая часть запасов относится к категории трудноизвлекаемых и содержит тяжелую нефть. Несмотря на это, остаточные разведанные запасы оцениваются приблизительно в девять миллиардов баррелей (1,25 миллиарда тонн), представляя хороший потенциал развития нефтедобычи в России. Остаточные запасы Восточной Сибири оценены в три миллиарда баррелей (0,45 миллиарда тонн), но неразведанные запасы могут быть в несколько раз больше. Основной проблемой этого региона является удаленность от рынков сбыта и отсутствие транспортной инфраструктуры. Нефтяные запасы острова Сахалин также представляются довольно значительными, но их разработка в наши дни сдерживается высокой капиталоемкостью.

Как добывают нефть в России. Часть 1

Наверняка самые преданные и постоянные читатели kak_eto_sdelano уже видели в сообществе посты на тему добычи нефти и даже ее переработки. Но мне, как перфекционисту в этой тематике всегда казалось, что эти репортажи недостаточно полны, что можно было бы рассказать больше, еще интереснее об этом процессе, если бы я сам видел все своими глазами.

Сегодня в kak_eto_sdelano репортаж о том, как добывают нефть на одном из крупнейших в России нефтяном месторождении, как проверяют ее качество и зачем используются беспилотники на нефтепромыслах.


Мне всегда интересно узнавать что-то новое, о чем я еще не знал. Могу сказать, что знаю многое, но еще больше предстоит узнать. Когда мне сказали про Самотлор перед поездкой на нефтяные промыслы, я поймал себя на мысли, что ни разу не слышал об этом месте. Да, я знал, что нефть добывают где-то на севере, и в Сибири, там где мошкара и комары охотятся на волков и медведей, там где болота на десятки и сотни километров вокруг и где зима идет полгода вместо обычных 3 месяцев. В общем в суровых местах. И этот пробел в знании мне предстояло восполнить.

Местоположение Самотлорского месторождения, в силу его стратегического характера, в середине прошлого века тщательно скрывалось на выходящих в России картах. Теперь его можно легко найти на спутниковой карте. Спутники легко открыли глаза всем желающим увидеть, где добывается большая часть нефти в России.

На гугл-мэпс и яндекс-картах можно увидеть такую картину. Большое пятно в центре — озеро Самотлор (Ханты-Мансийский автономный округ). Пятнышки на озере, а также на соседних озерах и территории вокруг на десятки километров — насыпные участки, где стоят так называемые «кусты» со скважинами качающими нефть. Что это и как, я расскажу далее.

Между прочим — на этом скриншоте поместилась не вся территория месторождения, оно действительно очень большое.
1

Но об всем по порядку. Чтобы иметь представление о том, в каких местах и условиях добывается нефть в России взглянем на месторождение с высоты полета вертолета.
2

С нами летит группа журналистов с телеканала Россия 24. Они здесь снимают документальный фильм про месторождение, надеюсь у них получится интересный материал.
3

Пролетаем над аэропортом Нижневартовска и над самими городом, который был построен менее 50 лет назад для нефтяников. Город стоит на берегу довольно широкой, периодически затапливающей низменности реки Обь, а далее вокруг озера и болота.
4

Сам город тоже отстроен на болотах, потому все здания здесь, даже 16-этажные, воздвигнуты или на насыпных песчаных основаниях, или на сваях.
5

Ну а мы посмотрим на само месторождение. Вокруг на многие километры озера, да болота. Удивляюсь, как здесь нашли нефть. Есть версия, что геологи определили нахождение черного золота здесь по тонкой маслянистой пленке на озере Самотлор, под которым и находится кстати само месторождение. Когда я спросил одного из опытных буровиков так ли было на самом деле, он усмехнулся и сказал, что в те времена нефть искали чуть ли не вслепую, когда еще не было досточного опыта по разведыванию недр.
6

Как гласит википедия, месторождение было открыто Мегионской нефтеразведочной экспедицией под руководством В. А. Абазарова. 22 июня 1965 года из разведочной скважины ударил фонтан небывалой мощности — более тысячи тонн нефти в сутки. Внутрипластовое давление было столь высоким, а нефть рвалась из глубин с такой силой, что нагревались стальные трубы. Площадь Самотлорского месторождения составляет 1 752 кв.км.
7

Самотлор на многие километры окружают непроходимые болота. Зимой геологи пробирались к нему на лыжах. Опыта эксплуатации месторождений на болоте не было ещё в мировой практике. Рассматривались два варианта: осушить озеро-болото или построить на нём эстакады и бурить с площадок, как на морских нефтепромыслах в Баку.
8

Первый вариант был отвергнут из-за опасности пожара — сухой торф мог вспыхнуть, как порох. Второй — из-за длительности строительных работ. Был найден третий вариант — создавать промысел прямо на озере-болоте, отсыпая искусственные острова для буровых вышек.

Бурение первой эксплуатационной скважины на Самотлоре было начато зимой 1968 года. Заведующий Самотлорским нефтепромыслом Иван Иванович Рынковой вспоминает: «Сейчас до Самотлора по бетонной дороге мы доезжаем за сорок минут. А тогда эти тридцать километров преодолевались по замёрзшему болоту месяц. Суровая была зима, стрелы у экскаваторов лопались от мороза, даже солярка замерзала. Но скважину мы пробурили…»

Так выглядят насыпные нефтяные острова. Русские научились делать их за несколько десятилетий до арабских шейхов).
9

Представляю себе сколько сил и денег было вложено на освоение месторождения.
10

11

Нефтяная буровая установка, скоро мы спутимся вниз, проедем к ней и посмотрим, как она работает.
12

А здесь уже нет буровой вышки, скважины пробурены, нефтепроводы подключены. Всего за годы эксплуатации месторождения на нём было пробурено 16 700 скважин! В 2014 году «Самотлорнефтегаз», которое входит в НК «Роснефть» приступил к реализации крупного инвестиционного проекта по бурению и строительству свыше более трехсот скважин.
13

В цехах по подготовки и перекачки нефти – углеводороды собирают в емкости, предварительно очищая ее от воды и газа. Как видите вокруг сплошные болота, а уж сколько здесь мошкары, комаров и оводов, это просто невероятно. Как здесь может жить и работать человек?
14

А вокрут острова с «кустами». Их десятки, а то и сотни.
15

16

17

18

19

20

21

22

Вышки лэп на сваях. без электричества работа встанет, потому здесь свои подстанции.
23

Этот песок подготовлен для последующей отсыпки дорог и кустовых площадок.
24

О том, как прокладываются дороги по болотам я тоже расскажу чуть позже.
25

26

Кто знает, может и тут будут скоро насыпные острова. На самом деле это последствия половодья. Обь вышла из берегов и затопила дачные участки стоящие в низине.
27

Но мы уже на земле, едем инспектировать месторождение. На территорию Самотлора не сможет въехать посторонний, мы предъявляем пропуски и мчим дальше. На обочине то и дело встречаются указатели, которые поймут только те, кто связан с нефтянкой. ДНС — дожимная насосная станция, ЦДНГ — цех добычи нефти и газа.
28

Приехали на первый куст.
29

У них есть даже свои паспорта — баннеры с исчерпывающей информацией об этом месте.
30

Классическая качалка, которая ранее использовалась для выкачивания нефти и вид которой ассоциируется с этой отраслью. Сейчас она используется не так широко, потому что менее эффективна, чем современные погружные насосы. Однако качалки до сих пор используются на скважинах, где небольшое количество нефти.

Обратите внимание на установки на переднем плане — это насосно-компрессорные блоки над скважинами. Те, у которых зеленые трубы — по ним вода закачивается под землю, чтобы создать достаточное давление для того, чтобы поднять нефть к погружному насосу и качать углеводороды через другую скважину — она окрашена красным цветом.
31

Большая часть скважин, которые были в разработке с советских времен обводнились, и при добыче жидкость, которая выходит из скважин выглядит в лучшем случае так — примерно 20-30% — нефть, остальное вода. Далее я разъясню что это значит и расскажу подробнее о технологии добычи нефти.
32

По дороге к участкам проезжаем памятник Алеше — нефтянику первопроходцу. Здесь активно ведется реконструкция памятника. облагораживается территория вокруг.
33

ЦДНГ объединяет несколько кустов.
34

Особо интересна история проложения дорог на Самотлоре. Так как здесь непроходимые болота, то при освоении месторождения, в 60-70 годах прошлого века, утонуло большое количество техники, как простых грузовиков, так и бульдозеров, вездеходов, как летом, так и зимой. Для решения проблемы проходимости к месторождениям был применен метод «плавающей насыпи» и «заторфовки».
35

Сперва укладывались бревна, на которые насыпался грунт, и уже сверху укладывались бетонные плиты. Было отсыпано более 3.5 миллионов кубометров грунта, уложено около 4 тыс. бетонных плит и 150 тыс. кубометров леса. На 66 километров первоначальной дороги ушло огромное количество материала. Я видел исторические фотографии, где были тонущие грузовики и грузовые вертолеты, переносящие технику на землю.

Так же укладывают и сейчас. Обратите внимание на воду по обе стороны от дороги.
36

Нам предстоит посетить две буровые установки. Выдали спецодежду — комбинезон, куртку, очки, шлем и специальные ботинки + аэрозоли против комаров, их тут нереально много. В таком одеянии я чувствовал себе настоящим Супермарио) Прошу простить и понять за это фото.
37

Так как на первой буровой установке мы не задержались, то ограничусь несколькими фотографиями, а рассказ о процессе добычи нефти будет чуть позже.

Как мы помним — красная труба — нефть, зеленая — вода.
38

39

40

Идет монтаж насосно-компрессорного блока.
41

Внутри буровой вышки.
42

43

44

Продолжение — http://kak-eto-sdelano.livejournal.com/273830.html

Если у вас есть производство или сервис, о котором вы хотите рассказать нашим читателям, пишите на адрес ([email protected]) и мы сделаем самый лучший репортаж, который увидят тысячи читателей сайта Как это сделано

Отдельные фото из моих репортажей можно смотреть в инстаграме инстаграме.    Жмите на ссылки, подписывайтесь и комментируйте, если вопросы по делу, я всегда отвечаю.

Также на ютюбе выходят мои интереснейшие ролики, поддержите его подпиской, кликнув по этой ссылке — Как это сделано или по этой картинке. Спасибо всем подписавшимся!

75 лет начала добычи нефти в Татарстане — Реальное время

75 лет назад в Татарстане зафонтанировала первая нефтяная скважина

Фото: архив «Татнефти»

«Реальное время» продолжает цикл публикаций, посвященных 75-летию начала добычи нефти в Татарстане. В первой части мы рассказали о том, как в июле 1943 года было открыто Шугуровское месторождение. Вторая часть истории посвящена изменениям, которые произошли на юго-востоке республики, когда этот регион стал «вторым Баку».

Концентрация

После того, как в июле 1943 года было открыто Шугуровское месторождение нефти, оказавшееся окраиной Ромашкинского сверхгиганта, в короткие сроки на юго-востоке Татарской АССР были сосредоточены мощные производственные и строительные силы. Одновременно с разработкой месторождений необходимо было срочно строить дороги, создавать энергетическую, ремонтно-производственную базы, сеть трубопроводов, строительную индустрию.

И главное — нужно было создать нормальные условия для жизни и труда людей, в срочном порядке возводить жилье и социальные объекты. Ведь в течение нескольких лет в регионе было сконцентрировано около 100 тысяч человек, работающих в нефтяной и смежных отраслях, а также в социальной и коммунальной сферах.

Поначалу людей размещали в частном секторе, срочно построенных бараках и даже в землянках и палатках. Проблему усугубляло отсутствие строительных материалов, дефицит в которых испытывали и Казань, и другие города и поселки. Выход был найден в сооружении сборно-щитовых домов, рассчитанных на 10—15 лет.

Сложился отряд квалифицированных кадров, что позволило к 1955 году отказаться от набора рабочих в других регионах страны. В 1952 году в Альметьевске открылась Школа буровых кадров, в которой ежегодно готовились сотни буровиков, вышкомонтажников, операторов по добыче нефти и газа, электросварщиков, монтажников, слесарей и других специалистов.

С 1954 года в Бугульме и Лениногорске начали работать первые технические училища. В Альметьевске и Лениногорске открылись вечерние отделения Октябрьского нефтяного техникума, затем преобразованные в самостоятельные техникумы.

В 1956 году был создан филиал заочного факультета Московского института нефтехимической и газовой промышленности им. И.М. Губкина, преобразованный в 1959 году в Татарский вечерний факультет. В Бугульме открылся общетехнический факультет Казанского строительного института. В Казанском государственном университете и Казанском химико-технологическом институте стали готовить инженеров-геологов, геофизиков, специалистов по переработке нефти и газа.

Каждая третья тонна страны

В 1956 году по объему добычи «Татнефть» вышла на первое место в Советском Союзе и удерживала его 17 лет. Со второй половины 50-х годов начался переход от экстенсивных методов нефтедобычи к интенсификации производства. Значительное внимание стало уделяться производительности труда, эффективному использованию техники, новым технологиям и новым формам организации труда и производства.

В 60-е годы Татарская АССР добывала свыше трети всей нефти страны

Большой объем работ выполнял созданный в 1952 году трест «Татнефтегеофизика», который проводил полевые геофизические работы и нефтепромысловые исследования. В Бугульме были созданы Татарский нефтяной научно-исследовательский институт (ТатНИПИнефть), институт «Татнефтепроект» и другие научные и проектные учреждения, которые за короткий срок превратились в сильную интеллектуальную основу отрасли.

В 60-е годы Татарская АССР добывала свыше трети всей нефти страны. В 1968 году правительство СССР приняло постановление по вопросам развития нефтяной отрасли в республике. Было установлено задание на достижение 100-миллионнной годовой добычи нефти. Эта планка была достигнута в 1970 году и при некотором росте продержалась до 1975 года.

В исторически короткий срок республика стала известна в стране и за рубежом как регион большой нефти, обладающий крупнейшей сырьевой базой. Общие ресурсы углеводородов (нефть, природные битумы) в ее недрах соизмеримы с суммарными запасами других нефтяных регионов Волго-Уральской провинции, вместе взятых.

Республика стала полигоном для испытания новых технологий и передовой техники в нефтяной отрасли. Здесь впервые был применен метод внутриконтурного заводнения, впоследствии ставший классическим в мировом масштабе.

Преобразился весь юго-восток Татарской АССР. Возникли новые города — Альметьевск, Лениногорск, Нижнекамск, рабочие поселки Азнакаево, Бавлы (оба они впоследствии стали городами), Джалиль, Актюба. Преобразились старые города: Бугульма, Елабуга, Мензелинск, Заинск, Нурлат.

Благодаря нефти, добываемой в республике, страна получила колоссальные ресурсы для развития экономики, подъема уровня жизни в отсталых регионах, а также наращивания военного потенциала, поддержки дружественных режимов во всем мире.

В 1971 году в Татарской АССР был добыт первый, а в 1981-м — второй миллиард тонн нефти. Но последующие годы показали, что недра не бездонны, период «легкой» нефти кончился. Это совпало с драматичным периодом перехода к новой экономической системе в период перестройки и распада СССР.

После «легкой нефти»

Период рекордов в нефтяной отрасли республики после 1976 года, когда была достигнута верхняя планка в 101,5 млн тонн добычи, сменился временем неуклонного спада.

За последующие 5 лет добыча сократилась в 3 раза и упала к 1991 году до 32,5 млн тонн в год. Дальнейшие перспективы выглядели печально. Согласно прогнозам Госплана СССР, этот показатель к 2000 году должен был опуститься до 14,5 млн тонн.

Так совпало, что падение пришлось на возрастающие темпы нефтедобычи в Западной Сибири. Отдельной страницей истории стала помощь нефтяников Татарстана в освоении новых месторождений. «Татнефть» там организовала два нефтегазодобывающих управления, которые затем были переданы тюменским объединениям. Кроме того, с 1977 года началась вахтово-экспедиционная эпопея.

Тем временем перед республикой остро встала задача — остановить падение и стабилизировать добычу за счет научных достижений и технических усовершенствований. Необходимо было реанимировать нефтеотдачу уже истощенных пластов, взяться за разработку трудноизвлекаемых запасов.

Плюсом было то, что «Татнефть» оказалась в СССР практически единственной компанией, которой удалось отстоять свою геологическую службу. Это позволило вести планомерную работу по восполнению запасов.

В 1971 году в республике был добыт первый, а в 1981-м — второй миллиард тонн нефти

Одновременно остро встала необходимость компенсировать нанесенный природе ущерб в эпоху «Нефть любой ценой!» и прекратить ее дальнейшее загрязнение. А это требовало дополнительных затрат на совершенствование технологии и техники, на повышение культуры производства.

Достояние республики

Последнее десятилетие XX века для нефтяной отрасли Татарстана было периодом коренных преобразований в сфере экономики и управления.

С принятием Верховным Советом Татарстана 30 августа 1990 года Декларации о государственном суверенитете, согласно которой земля и недра перешли в собственность республики, нефть стала одной из основ ее развития. Законодательно этот процесс был оформлен с принятием 6 ноября 1993 года Конституции РТ.

С развалом в 1991 году Советского Союза рухнула и жестко централизованная система государственного планирования, финансирования, материально-технического снабжения и управления. В то же время на предприятиях полностью отсутствовали соответствующие структуры, позволявшие выйти в «свободное плавание» и налаживать прямые хозяйственные связи.

В этих условиях «Татнефтью», с 1990 года начавшей получать валютные отчисления от выручки, закупались техника, оборудование, трубы — практически все необходимое для производства. С 1991 года компания получила право самостоятельно выходить со своей продукцией на внешний рынок.

С подписанием в феврале 1994 г. договора между федеральным центром и Татарстаном о разграничении предметов ведения и взаимном делегировании полномочий вопросы нефтедобычи определялись специальными соглашениями.

Вот что вспоминал по этому поводу Мухаммат Сабиров, премьер-министр Татарстана в 1991—1995 гг.:

«…Мы стали хозяевами нефти, которая находится в недрах нашей земли, — а ведь мы до этого даже не знали, кому ее продавали. Теперь же мы стали сами составлять соглашения с зарубежными странами и сами вести свои дела. Деньги шли в казну Татарстана — часть отдавалась в качестве налогов в федеральный центр. В то время по всей стране люди за хлебом в очередях стояли, а мы смогли обеспечить население республики всем необходимым, даже зарплаты смогли увеличить.

Вы только представьте, мы проложили асфальт, провели газификацию! Через аулы в трубах проходит нефть, газ, а деревенские жители вынуждены дрова рубить. Когда в республике появились деньги, разработали специальную программу, провели газ. Когда я только начинал работать, люди в Альметьевске жили в бараках. Были построены многоэтажные дома, в нефтяной зоне были созданы комфортные условия для работы и жилья…»

Окончание следует

Партнерский материал

Анвар Маликов

ПромышленностьНефть Татарстан

РСМД :: Борьба за подсолевую нефть Бразилии: мега-аукцион, который только начинается

В России Бразилия пока не воспринимается, как крупная нефтяная держава, но де-факто это уже так. В ближайшие годы эта страна будет играть все большую роль на столь важном для РФ мировом рынке нефти. Потенциал Бразилии как одного из крупнейших производителей и экспортеров стремительно вырос за последние 10 лет и связан с открытием подсолевых месторождений на глубоководном шельфе. Как и в сланцевую нефть, в эти месторождения многие не верили, но сегодня реальность такова, что на них Бразилия добывает большую часть своих углеводородов, которые все в больших объемах поступают на китайские НПЗ. На бразильском шельфе уже работают все крупнейшие нефтесервисные и нефтедобывающие компании мира и, учитывая курс нынешнего правительства, скоро доля иностранного участия там станет еще больше. Но пока на бразильском шельфе господствует бывший госмонополист Petrobras, который в начале ноября смог отвоевать «свои» крупные блоки месторождений на так называемом мега-аукционе. Это история о том, как Бразилия распоряжается своими ресурсами. Она полезна с точки зрения возможности оценки опыта очень похожей по уровню развития на Россию страны, которая получила от природы огромные богатства и прямо сейчас, на наших глазах решает, как ими распорядиться.

В России Бразилия пока не воспринимается, как крупная нефтяная держава, но де-факто это уже так. В ближайшие годы эта страна будет играть все большую роль на столь важном для РФ мировом рынке нефти. Потенциал Бразилии как одного из крупнейших производителей и экспортеров стремительно вырос за последние 10 лет и связан с открытием подсолевых месторождений на глубоководном шельфе. Как и в сланцевую нефть, в эти месторождения многие не верили, но сегодня реальность такова, что на них Бразилия добывает большую часть своих углеводородов, которые все в больших объемах поступают на китайские НПЗ. На бразильском шельфе уже работают все крупнейшие нефтесервисные и нефтедобывающие компании мира и, учитывая курс нынешнего правительства, скоро доля иностранного участия там станет еще больше. Но пока на бразильском шельфе господствует бывший госмонополист Petrobras, который в начале ноября смог отвоевать «свои» крупные блоки месторождений на так называемом мега-аукционе. Это история о том, как Бразилия распоряжается своими ресурсами. Она полезна с точки зрения возможности оценки опыта очень похожей по уровню развития на Россию страны, которая получила от природы огромные богатства и прямо сейчас, на наших глазах решает, как ими распорядиться.

Для начала стоит пояснить, что нефть в Бразилии добывается на трех типах месторождений — на суше, на морских надсольных месторождениях и морских подсольных месторождениях. Чтобы на этом моменте тем из вас, кто, как и мы, не слишком хорошо разбирается в геологии, не обращаться к Википедии (или к Большой российской энциклопедии), мы сделали это за вас. Итак, «подсолевые» — это те, что находятся под слоем соли. Как там появилась нефть? Это произошло более 100 млн лет назад в ходе разделения американского и африканского континентов. Сначала между ними образовывались глубокие впадины и большие озера, на дне которых за миллионы лет откладывалось большое количество органики. Затем по мере удаления континентов над ними появился Атлантический океан, а также сформировался слой соли, толщина которого сейчас составляет порядка 2 км. Он как бы накрыл собой и законсервировал органику, а термохимические процессы за миллионы лет превратили ее в углеводороды (нефть и природный газ).

Бразильские разведанные подсолевые нефтеносные провинции растянулись почти на 1 000 км вдоль побережья в Южной Атлантике — от штата Санта Катарина до штата Эспириту Санту. Их общая площадь оценивается в 122 тыс. кв. км. И в них содержится довольно качественная нефть с плотностью 280–300 API при низком содержании серы. Проблема в том, что добраться до этой нефти непросто — 2–3 км океана, донные породы и 2 км соли. В среднем бразильские подсолевые скважины находятся на уровне 5 км ниже дна океана. Неудивительно, что подсолевая нефть — это совершенно новая история.

2005–2008 гг.: разведка. Доля подсолевой нефти в национальном производстве — 0%

Впервые подсолевая нефть на шельфе Бразилии была обнаружена в нефтегазовой провинции (бассейне) Сантус. Это район в южной Атлантике площадью 352 тыс. кв. км, который примерно равноудален от бразильских штатов Сан-Паулу, Санта-Катарина Парана и Рио-де-Жанейру. Разведка этой провинции началась еще в 1970-е гг., до 2006 г. там было пробурено более 200 скважин, но не найдено ни одного крупного месторождения.

Так было до декабря 2004 г., когда в Сантус прибыло очередное буровое судно, задачей которого стало бурение первых скважин на блоке BMS-10 (Парати). В ходе бурения в слое соли были найдены фрагменты мягкой породы, работавшие на судне геологи однажды уже сталкивались с подобным в ходе бурения в нефтегазовой провинции Кампус. Они решили исследовать подсолевые породы и, если в них будет обнаружена нефть, продолжить бурение на большую глубину.

В результате, в июле 2005 г. они нашли первые признаки наличия нефти в подсолевых породах на BMS-10. Ровно через год было открыто крупное месторождение нефти на блоке BMS-11 (Тупи). В 2007–2008 гг. Бразилия узнала, что ее запасы нефти — одни из крупнейших в мире. Почти все бурения «под соль» увенчались успехом. Очень качественная легкая нефть была найдена на BMS-9 (Кариока), BMS-21 (Карамба), BMS-24 (Юпитер), BMS-21 (Бей-те-ви), BMS-11 (Йара). Подсолевые месторождения были найдены у побережья Эспириту Санту, в Парке дас Балэйас, под месторождениями тяжелой нефти в Балейа Франка, Балейа Асул, Жубарче и Кашалоте.

Оценка запасов стремительно росла. В ноябре 2007 г. пришли данные по BMS-11 (Тупи, позже переименован в Лула) — от 5 до 8 млрд баррелей в нефтяном эквиваленте. В сентябре 2008 — по BMS-11 (Йара) — от 3 до 4 млрд баррелей нефти и газа, затем BMS-24 (Юпитер) — 1,6 млрд баррелей и, наконец, информация по крупнейшему месторождению — Либра — от 8 до 12 млрд баррелей. Блок BMS-11 удвоил разведанные на тот момент в Бразилии запасы нефти.

В сентябре 2008 г. Petrobras приступил к промышленной добыче нефти на месторождении Жубарти в нефтегазоносном бассейне Кампус. А уже в 2009 г. в море была отправлена плавучая установка для добычи, хранения и отгрузки нефти FPSO BW (Bergesen Worldwide Offshore of Brazil). Она проработала 15 месяцев в 290 км от побережья и добыла 30 тыс. баррелей нефти из двух скважин.

Эти 30 тыс. баррелей стали началом бума добычи подсолевой нефти. К 2012 г. в Сантус уже «набурили» 166 скважин. В Бразилии начали говорить о том, что подсолевая нефть изменит жизнь в стране, повысит уровень жизни населения и увеличит роль государства на международной арене. Такое богатство решили защищать.

2010–2013 гг.: законодательная атака. Доля подсолевой нефти в национальном производстве — 2,5%

Открытие бразильской нефтедобычи для мира началось в 1997 г. с принятия закона 9.478/97 об углеводородах, который учредил Бразильское национальное агентство по нефти, природному газу и биотопливу (ANP) в качестве независимого регулятора, ликвидировал монополию государственной компании «Petrobrtas» и открыл доступ к работе на рынке частным компаниям. Petrobras продолжал контролировать добычу в стране, но благодаря введению режима концессий в разведке и освоении месторождений получил доступ к передовому мировому опыту через сотрудничество с крупными международными нефтяными компаниями.

Но перспективы подсолевых месторождений в 2010 г. выглядели столь многообещающе, что правительство решило несколько отступить от этой практики. Лула (Луис Инасиу да Силва), который в это время с успехом заканчивал свой второй президентский мандат, оказался перед сложной дилеммой. С одной стороны очень не хотелось пускать иностранцев, с другой — было понятно, что без крупных инвестиций и доступа к самым передовым технологиям рентабельная коммерческая добыча подсолевой нефти может остаться утопией на долгие годы. А деньги на социальные программы были очень нужны.

Лула позирует с руками в нефти — это отсылка к похожему жесту самого известного бразильского политика и основателя Petrobrtas Жетулио Варгаса. Кстати, самый продуктивный блок месторождений подсолевой нефти — Лула (до этого — «Тупи») назван так формально в честь моллюска, но все всё понимают…

2010 г. во многом стал определяющим с точки зрения дальнейшей судьбы новых месторождений. За год были приняты сразу три закона — 12.276, 12.304 и 12.351, которые вводили новое специальное регулирование в области добычи подсолевой нефти.

Первым был принят закон 12.276/10, который фактически отдал права на разведку и добычу подсолевой нефти Petrobras до тех пор, пока компания не извлечет более 5 млрд баррелей в нефтяном эквиваленте. Petrobras должен был расплатиться за это облигациями госдолга, а правительство получало право покупать на облигации акции компании, которая как раз выходила на биржу. То есть, по сути, Petrobras просто получил право добывать нефть, а государство «бесплатно» удержало контрольный пакет акций компании. Это решение в дальнейшем вызвало много споров.

В августе 2010 г. закон 12.304/10 создал публичную компанию, которая называется «Бразильская компания по управлению нефтью и природным газом» — Pre-Sal Petroleum SA (PPSA). PPSA попала под управление Министерства горнодобывающей промышленности и энергетики. В ее задачи входило ведение соглашений о разделе продукции, заключенных министерством, а также контрактов по продаже нефти, природного газа и других углеводородов, принадлежащих государству.

Сам же режим раздела продукции был введен только в конце 2010 г. законом 12.351. Согласно закону, Бразилия могла заключать соглашение с «подрядчиком», который получал право на ведение геологоразведки подсолевых месторождений за счет собственных средств. В случае успеха и начала коммерческой добычи он должен отдавать часть извлекаемой нефти государству. Разделу не подлежала только определенная часть добычи, которая компенсировала затраты подрядчика на расходы на геологоразведку и капитальные затраты. Индивидуальные условия могли оговариваться в каждом конкретном случае в рамках контракта.

Подробная карта подсолевых месторождений Бразилии.

Ст. 2, п. 6 и 7 этого закона прямо указывали, что оператором по «разведке, оценке, разработке, добыче и выводу из эксплуатации объектов разведки и добычи» мог быть только Petrobras. Кроме того, только компания «Petrobras» могла заключать соглашение о разделе производства с государством (одна или от лица консорциума с иностранными партнерами, где ее минимальная доля должна составлять не менее 30%). Фактически в этом законе термин «подрядчик» и Petrobras — синонимы.

Таким образом, частная компания, выигравшая тендер вместе с Petrobras, могла участвовать в управлении проектом только через операционный комитет. Он формировался из членов консорциума и PPSA, причем PPSA назначал его председателя и половину членов. При этом PPSA «не будет брать на себя риски и не будет нести ответственность за расходы и инвестиции, связанные с деятельностью по разведке, оценке, разработке, добыче и выводу из эксплуатации объектов разведки и добычи, вытекающих из соглашений о разделе продукции». (Закон 12,351/10, ст. 8, пар. 2).

Еще одним важным моментом является большая разница между процедурами торгов в соответствии с законами 9478/97 и 12351/10. Если в первом случае победителем конкурса становился тот, кто представлял лучшее денежное предложение, то в соответствии с законом 2010 г. — тот, кто предлагал государству наибольшую долю нефти.

Государство из контролера превратилось в экономического агента, который управляет добытыми углеводородами в интересах государственной политики. С закона 12.351/10 началось регулирование распределение получаемых от добычи и продажи нефти ресурсов, которые могли быть инвестированы только в образование и здравоохранение. Для этого в законе предусматривалось создание Социального фонда, а также были заложены основы законодательства, перераспределяющего подписные бонусы и доходы от передаваемой в рамках контрактов нефти между федеральным уровнем, бюджетами штатов и муниципалитетов. Эти нормы были уточнены в 2012 г. законом 12.734.

Уже в сентябре 2013 г., менее чем за месяц до первого аукциона, президент Дилма Русеф подписала закон 12.858. В нем устанавливалось правило, по которому 75% роялти от добычи нефти и газа должны быть инвестированы в образование, а остальные 25% — в здравоохранение.

2013 г.: первый аукцион по подсолевым месторождениям. Доля подсолевой нефти в национальном производстве — 14,7%

Первые права на разработку месторождений подсолевой нефти были реализованы на аукционе в октябре 2013 г. На нем был выставлен самый богатый нефтью блок — Либра, Извлекаемые запасы нефти там оценивались в 8–12 млрд баррелей.

Конкуренция не сложилась, Exxon Mobil, Chevron и British Petroleum (BP) — так и не приняли участие в торгах. Победила единственная заявка — от консорциума, состоящего из Petrobras (40%), Shell (20%), Total (20%), CNPC (10%) и CNOOC (10%). Государство получило минимальные установленные на аукционе условия. Впрочем условия эти были такими, что государство получило немало. По соглашению о разделе продукции подписной бонус составил 6 млрд долл. (по курсу октября 2013 г.), а доля бонусной нефти, передаваемой государству, — 41,65%.

Аукцион сопровождался акциями протеста, которые носили массовый характер, были поддержаны профсоюзами, они выступали против «передачи нефти иностранцам». Дилма Руссефф даже была вынуждена подписать декрет, который разрешал использование вооруженных сил для обеспечения безопасности аукциона. Чтобы успокоить общество, она заявила, что добыча нефти на блоке Либра принесет стране от 132 млрд долл. до 308 млрд долл. (по текущему курсу) в ближайшие 35 лет.

Но основной проблемой привлечения участников аукциона стали не протесты, а высокие риски, связанные со сложностью расчета возвратности инвестиций, отсутствием практики работы нового бразильского законодательства. Никто не понимал, как будет в реальности работать PPSA, которая фактически замыкала на себя все операционное управление, инвесторов также оттолкнул феномен «единственно оператора», которым по закону назначался Petrobras. Кроме того, на момент проведения аукциона стоимость добычи подсолевой нефти все еще была довольно высока.

2016 г.: адаптация «левого» законодательства. Доля подсолевой нефти в национальном производстве — 43,1%

Д. Руссефф вынудили уйти в отставку в августе 2016 г., а уже 29 ноября вступил в действие закон 13.365, изменяющий нормы закона о разделе продукции 2010 г. Нередко можно встретить мнение о том, что «неолиберальные стервятники» первым делом набросились на подсолевые месторождения в угоду своим «заокеанским хозяевам», но реальность менее драматична. Закон обсуждался после первого, не вполне удачного аукциона и был внесен еще при Д. Руссефф — в феврале 2016 г. У Партии трудящихся был свой вариант закона, но в итоге президент согласилась на проект, предложенный сенатором Жозе Серра, который в итоге и стал законом 13.365.

В чем была суть изменений? Petrobras перестал быть обязательным «оператором» и синонимом «подрядчика» (то есть стороной, с которой государство заключает соглашение). Теперь любая компания или группа компаний могли победить на аукционе и добывать нефть по соглашению с государством. Фактически, это открыло возможности для работы иностранных компаний на месторождениях, в которых Petrobras не был заинтересован. Но бывший госмонополист все равно сохранил некоторые преимущества.

В измененной по закону 13.365 ст. 4 закона 12.351 от 2010 г. было определено приоритетное право Petrobras «быть оператором блоков, на которые будут заключены контракты в рамках режима разделения производства». Бразильская госкомпания получала право заявить о своем приоритетном праве в течение 30 дней после объявления CNPE о реализации блоков. По словам автора закона сенатора Жозе Серра, смысл в том, что Petrobras теперь сам может решать — входить в проект или нет.

Необходимость принятия закона объяснялась отсутствием у Petrobras возможности вступать в консорциумы с 30-процентным участием. Учитывая финансовый кризис в компании и рост его долга (во многом из-за трат на разведку подсолевых месторождений, которые денег забирали много, а доход приносить еще не начали), — это соображение выглядит очень правдоподобно. Дальнейшее обязательное участие компании просто тормозило бы разработку, а значит, государство теряло бы потенциальную прибыль.

Президент Petrobras Педру Паренти положительно воспринял изменения и отметил, что теперь компания не обязана участвовать во всех проекта, она получила возможность выбирать, и это позволит ей решить свои финансовые проблемы (сумма долга компании тогда достигала 125 млрд долл.).

Исполнительная власть тоже получила свое — последнее слово оставалось за президентом страны, который мог влиять на решение Petrobras входить в проект или нет.

2017 г.: первый аукцион подсолевой нефти при «правых». Доля подсолевой нефти в национальном производстве — 43,1%

Итак, законодательство было исправлено, и в октябре 2017 г. прошли сразу два раунда аукциона по предложению подсолевых месторождений: Сул ди Гату ду Мату, Норти ди Каркара, Энторну ди Сапиньоа и Судести ди Тартаруга Верди, Пероба, Пау Бразил, Альту ди Кабу Фрио-Оэсте, Алту ди Кабу Фрио-Сентрал. Общие известные запасы извлекаемой нефти по этим блокам составляли 12 млрд баррелей (см. таблицу ниже).

По сравнению с аукционом 2013 г. сильно сократился минимальный процент нефти, получаемой государством по соглашению о разделе продукции — в среднем по всем блокам этот показатель составил всего 16,18% (на аукционе 2013 г. — 41,65%). При этом экономические характеристики месторождений только выросли. Развитие технологий позволило снизить стоимость добычи барреля до 7 долл., продуктивность подсолевых скважин оказалась на 30% выше, чем считалось ранее, на некоторых из реализуемых блоков были проведены геологические работы.

Блоки выставленные на аукцион 27 октября 2017 г. (по данным ANP)

Раунд

Блок

Провинция

Оценка запасов (млн баррелей)

Подписной бонус (долл. , по курсу октября 2017 г.)

Минимальный

процент бонусной нефти (%)

2

Сул ди Гату ду Мату

Сантус

203

31 млн

11,53

2

Норти ди Каркара

Сантус

2200

930 млн

22,08

2

Энторну ди Сапиньоа

Сантус

35

62 млн

10,34

2

Судести ди Тартаруга Верди

Кампус

160

31 млн

12,98

3

Пероба

Сантус

5300

620 млн

13,89

3

Пау Бразил

Сантус

4100

465 млн

14,40

3

Альту ди Кабу Фрио-Оэсте

Кампус

неизвестно

108,5 млн

22,87

3

Алту ди Кабу Фрио-Сентрал

Кампус

неизвестно

155 млн

21,38

Всего:

11998

11998

2,4 млрд

16,18 (среднее значение)

Снижение аппетитов правительства вызвало сильнейшее противостояние и едва не привело к переносу аукциона. В ночь перед аукционом Федеральный суд штата Амазонас приостановил его проведение после иска, инициированного Партией трудящихся (от частного лица — члена профсоюза штата Амазонас). Предлогом было нарушение суверенитета страны проведением аукциона (ст. 1 конституции Бразилии). Решение пришлось срочно отменять через более высокую судебную инстанцию.

Аукцион состоялся. На второй раунд торгов записались 10 компаний, а на третий — 14. В торгах участвовали бразильские «дочки» американских Exxon и Chevron. Petrobras заранее использовал свое приоритетное право и высказал намерение стать оператором проектов с 30-процентной долей на блоках Энторну ди Сапиньоа, Пероба и Алту ди Кабу Фрио-Сентрал.

Только шесть из восьми блоков были реализованы. Подписной бонус, полученный правительством, составил 1,9 млрд долл. (по курсу октября 2017 г.). Консорциум с участием Petrobras «купил» права на разработку всех трех заявленных блоков, предложив государству 80%, 76,96% и 75,86% бонусной нефти соответственно. Shell и Total E&P сформировали консорциум и получили права на Сул ди Гату ду Мату. Они предложили государству минимальный заявленный процент бонусной нефти — 11,53%. Statoil, ExxonMobil и Petrogal получили Норти ди Каркара (67,12% бонусной нефти). Алту ди Кабу Фриу Оэсте получил консорциум «Shell», a QPI Brasil и CNOOC Petroleum с минимальной долей бонусной нефти (22,87%).

2018 г.: очередная «настройка» законодательства и самые успешные аукционы. Доля подсолевой нефти в национальном производстве — 55%

Перед аукционом 2018 г. в законодательство о подсолевых месторождениях в очередной раз внесли правки (закон 13.679). Они коснулись роли PPSA, которую теперь лишили контроля над «прямым или косвенным выполнением разведки, разработки и добычи нефти, природного газа и других жидких углеводородов». В то же время компания получила право «напрямую продавать нефть, газ и другие углеводороды, предпочтительно посредством аукциона». До этого она могла осуществлять торговлю только через агентов.

Четвертый аукцион блоков подсолевых месторождений состоялся в начале июня 2018 г. На нем были проданы права на работу на еще четырех блоках, на один из которых (Итаимбезинью) так и не было подано заявок. Подписные бонусы по трем оставшимся составили 850,5 млн долл. (по курсу на июнь 2018 г.). Торги по двум из трех блоков были конкурентными.

Борьба развернулась за блоки Уирапуру и Трес Мариас, в обоих случаях консорциумы во главе с Petrobras проиграли. Но компания воспользовалась своим преимущественным правом и вошла в состав победивших консорциумов.

По Уирапуру консорциум с португальской Petrogal, Equinor (бывшая Statoil) и Exxon, предложили 75,49% против 72,05% у Petrobras c Total и BP.

В торгах за Трес Мариас Petrobras в консорциуме с Total и BP проиграли консорциуму Chevron и Shell, которые предложили 49,95% против 18% бонусной нефти (минимум был установлен на уровне 8,32%).

В торгах по блоку Дойс Ирмаос победил консорциум из Petrobras (45%), Statoil и BP, предложивший государству минимальную долю бонусной нефти в 16,43%.

Таким образом, Petrobras получил долю ниже желаемой на двух блоках (по Уирапуру претендовал на 45%, по Трес Мариас — 40%), после поражения на аукционе, по закону, он мог претендовать на только на 30%.

В сентябре 2018 г., незадолго до президентских выборов в Бразилии прошел пятый аукцион подсолевых месторождений нефти. В ходе него государство получило 1,63 млрд долл. только в виде подписных бонусов. На торги выставили четыре блока, Petrobras участвовал в борьбе за два из них, но победил только в одном. Впервые были реализованы все четыре блока.

За блок Сатурну Shell и Chevron предложили 70,2% нефти — более 300% от минимальной доли. Блок Тита получили Exxon и катарский QPI, предложившие 23,49% (при минимуме в 9,53%).

BP в консорциуме с китайской CNOOC и колумбийской Ecopetrol получили блок Пау Бразиу, предложив за него 63,79% бонусной нефти (минимум — 24,82%).

На блок Судести ди Тартуга Верди получил Petrobras, который там уже работал и предложил минимальный процент бонусной нефти — 10,01%.

Эти два аукциона показали, что норма о возможности Petrobras входить в проекты размывает долю иностранных компаний в консорциумах-победителях. Им это не слишком понравилось, что «аукнулось» в 2019 г.

2019 г.: мега-аукцион Болсонару. Доля подсолевой нефти в национальном производстве — 61,2%

По закону 2010 г. 12.276, Petrobras получил право в течение 40 лет работать на разведанных им блоках нефтяной провинции Сантус и за это время извлечь до 5 млрд баррелей нефти (до этого момента исключительные права сохраняются). На начало 2019 г. у них получилось добыть всего 2,5% от этого количества. Ждать 40 лет правительство не хотело.

Все стороны понимали, что Petrobras надо как-то уступить свои права, тем более что геологи выяснили, что запасы нефти на переданных компании блоках составляют не 5 млрд баррелей, а как минимум 15 млрд. Никаких шансов добыть столько в одиночку у госкомпании нет, а особенно учитывая текущие долги. Но при этом они уже вложили серьезные средства в разведку и технологии для работы там.

Встал вопрос о компенсации. Денег у государства после кризиса 2014 г., который продолжается и поныне, на такие гигантские выплаты нет. Переговоры шли с 2013 г. (когда стал понятен реальный объем запасов в провинции Сантус). Petrobras долго не уступал, но коррупционный скандал Lava Jato и сильнейшее давление на компанию (и некоторых членов ее руководства) со стороны администрации избранного президента Жаира Болсонару дали плоды — Petrobras согласился уступить права на работу на переданных компании месторождениях досрочно в обмен на 8,33 млрд долл. (по текущему курсу). То есть компания сохранила права на свои 5 млрд баррелей, а добычу «излишек» с этих месторождений теперь можно было реализовать на аукционе.

Правительство представляло мега-аукцион примерно так: приходят иностранные инвесторы, платят много подписных бонусов, государство отдает деньги Petrobras (чтобы компания рассчиталась с долгами) и получает деньги в бюджет. У самой Petrobras, как выяснилось позднее, были несколько другие планы.

Блоки разведаны, запасы нефти в них высоки, и поэтому подписной бонус был установлен на очень высоком уровне — около 27 млрд долл. планировало выручить правительство за четыре блока (Атапу, Бузиус, Итапу и Сепия). Объявленные подписные бонусы для четырех зон составили соответственно 3,4 млрд долл., 17,1 млрд долл., 427,5 млн долл. и 5,7 млрд долл.

Кроме мега-аукциона (который назначили на 6 ноября) на «избыточные запасы» месторождений Petrobras, на следующий день был запланирован очередной, шестой по счету, аукцион подсолевых месторождений. На нем планировалось реализовать пять блоков.

Название блока

Подписной бонус (долл.)

Минимальный процент бонусной нефти (%)

Арам

1,2 млрд

29,96

Крузейру ду Сул

276 млн

29,52

Судесчи ди Сагитариу

120 млн

26,09

Бумеранге

132 млн

26,68

Норти ди Брава

144 млн

36,98

Предполагалось получить очень большие инвестиции, и правительство, видимо, очень старалось найти инвесторов. Президент Ж. Болсонару лично рекламировал мега-аукцион в ходе поездки в Китай и Саудовскую Аравию, отмечая, что Китай «не может остаться в стороне». И он не остался, но, вероятно, не настолько, насколько рассчитывали в Бразилии.

Сначала все шло неплохо — сразу 17 компаний заявили о своем участии, что стало рекордом. Но в итоге заявки не подал ни один независимый от Petrobras консорциум, и госкомпания взяла «свои» блоки Бузиус и Итапу, отдав за них 16,79 млрд долл. (за минусом 8,33 млрд долл., которые ему задолжало государство).

Бузиус Petrobras получил в консорциуме с китайскими CNOOC (5%) и CNODC (5%), предложив государству 23,24% бонусной нефти. В Итапу Petrobras вошел самостоятельно с 18,15% причитающейся государству бонусной нефти. В обоих случаях торги были не конкурентными, и доля государства в нефти не повысилась от минимально установленного уровня. Не сложно посчитать, что общая сумма иностранных инвестиций, привлеченная этим аукционом, составила порядка 1,7 млрд долл. , которые выплатят в бюджет Бразилии китайские компании.

Шестой аукцион по реализации подсолевых месторождений, прошедший 7 ноября, дал еще худшие результаты. Консорциум Petrobras и CNODC получил блок Арам с минимальным процентом (29,96%) бонусной нефти. Еще четыре блока, выставленные на торги, — Бумеранге, Крузейру ду Сул, Судесте ди Сагитариу и Норти ди Брава — так и не были проданы. Таким образом, при подписном бонусе в 1,2 млрд долл. китайская компания заплатит 120 млн долл.

Сразу же появилось мнение, что государство просто «переложило деньги из одного кармана в другой». Кроме того, звучат опасения о том, что вместо решения долговой проблемы Petrobras сгенерировал дополнительный долг.

При этом президент Petrobras Кастелу Бранку заявил, что долг компании «не повысится ни на доллар». По его словам выплаты правительству предусмотрены в бюджете компании на третий и четвертый кварталы 2019 года.

Президент Жаир Болсонаро тоже отрицает, что правительство было разочаровано результатом аукционов: «Продано было меньше, чем ожидалось, конечно, деньги будут меньше», — признал он, отметив, что «самое важное месторождение было продано», «это успех», а «деньги нам нужны».

Что дальше?

Уже сейчас понятно, что, вероятнее всего, события будут развиваться по пути дальнейшего урезания прав Petrobras. Эта логика укладывается в курс нынешнего правительства на приватизацию госактивов (это уже коснулось и активов самого Petrobras). Аукцион на подсолевые месторождения 2020 г., скорее всего, пройдет по новым правилам. Сенатор Жозе Серра, специализирующийся на соответствующем законодательстве, уже внес новый законопроект, который предполагает отмену приоритетного права Petrobras на вхождение в проекты. Более того, он предполагает возможность введения режима концессий вместо раздела продукции в отношении подсолевых месторождений. Ранее изменения в законодательстве поддержал и президент Petrobras Роберту Кастело Бранку, который предложил использовать в отношении подсолевых месторождений возможность режима раздела производства или концессии на выбор правительства в случае с реализацией каждого отдельного блока.

Petrobras уже получил много «подсолевых» активов, а соглашения о разделе продукции позволят государству получать значительные объемы нефти от его работы на этих месторождениях. Последний мега-аукцион и вовсе можно считать успехом компании и государства Бразилия, которое в моменте, возможно, недосчиталось иностранных инвестиций, но в перспективе будет получать много нефти для продажи на рынке (блоки очень продуктивные, запасы там большие, а процент бонусной нефти был установлен вполне приличный). Произошедшее очень хорошо, на наш взгляд, описал Адриано Пирес, президент Бразильского центра инфраструктуры (Cbie): «Они уже вложили много денег в эти области, чтобы найти нефть, и не могли отдать ее другим. Месторождение Бузиос является седьмым по величине запасом нефти в мире, они там уже сейчас добывают более 400 тыс. баррелей, а через четыре или пять лет будут добывать 2 млн баррелей. Вот тогда главному акционеру Petrobras это точно понравится».

Тут, как нам кажется, стоит немного больше рассказать о том, о каких деньгах идет речь. Начнем с корпоративного уровня. За девять месяцев прошлого года Petrobras заработал на добыче нефти 35,7 млрд реалов (8,56 млрд долл. по текущему курсу). В 2008 г., до открытия подсолевых месторождений, когда нефть стоила почти в два раза дороже, компания зарабатывала на ее продаже только 31,7 млрд реалов. Как так получилось?

Подсолевые месторождения оказались очень продуктивными. Petrobras приводит такую статистику — в 1984 г. для добычи 500 тыс. баррелей в день работали 4 108 скважин, а сейчас всего 77 «подсолевых» скважин дают в день 1,5 млн баррелей. Одна скважина в провинции Сантус в среднем дает 25 тыс. баррелей в день. А самая продуктивная скважина на блоке Лула — 36 тыс. баррелей в день. В провинции Либра, разведка которой еще продолжается, ожидается еще большая продуктивность скважин.

Есть и еще одна важная тенденция, которая позволяет Petrobras не бояться влезать в гигантские долги. За пять лет стоимость добычи барреля подсолевой нефти снизилась с 9,1 долл. (нефтяной эквивалент — нефть + газ) за баррель в 2014 г. до 8,3 долл. — в 2015 г., 8 долл. — в 2016 г. и менее 7 долл. — в 2018 г., а сегодня стоимость добычи барреля на некоторых месторождениях составляет порядка 5 долл. Например, на блоке Меру (провинция Либра), где Petrobras работает в консорциуме с Total и двумя китайскими компаниями, порог безубыточности производства (с учетом капитальных инвестиций и всех отчислений) – биржевая стоимость нефти 35 долл. за баррель. В этом году стоимость нефти марки Brent колеблется в коридоре от 60 до 75 долл. за баррель.

При этом благодаря подсолевым месторождениям Бразилия начинает играть все более значимую роль на мировом рынке и сейчас мы, вероятно, находимся лишь в начале этого процесса. В этом году нефть стала основным экспортным товаром страны. Ниже приведен показательный график, подготовленный редакцией O Cafezinho на основе статистики Минэкономики Бразилии:

В 2018 г. Бразилия поставила за рубеж только сырой нефти на 25,25 млрд долл., а рост по выручке по сравнению с 2017 г. составил 51,9%. Вот довольно красноречивый график, наглядно демонстрирующий, что сейчас страна зарабатывает на поставках нефти существенно больше, чем в лучшие годы периода высоких цен:

Откуда такой рост? Бразилия стала поставлять очень много нефти в Китай. 57% нефти страна продает именно в Поднебесную, став уже пятым по объему поставщиком в КНР. Причем на китайские НПЗ поступает в основном именно легкая и чистая, подсолевая нефть.

Сегодня (данные на 2018 г.) Бразилия производит 3% нефти от общемирового объема добычи и занимает по этому показателю девятое место в мире. Это уже больше, чем Кувейт и почти столько же, сколько ОАЭ. По прогнозу McKinsey, к 2022 г. производство нефти в стране вырастет на 22%, а к 2035 г. теоретически (если продолжатся инвестиции в геологоразведку и бурение) может вырасти на 70%.

То есть уже в среднесрочной перспективе Бразилия может догнать по добыче нефти Иран и Ирак, а в случае продолжения инвестиций в новые месторождения выйти к 2030-м гг. на пятое место по добычи нефти в мире.

Стоит ли удивляться, что Саудовская Аравия, с ее полностью замкнутой на государство системой добычи и реализации углеводородов (и как следствие серьезной заботой об уровне цен на них), предложила руководству Бразилии подумать о вступлении в ОПЕК. Ж. Болсонару ответил на предложение, что ему «надо посоветоваться с экономическим блоком правительства и специалистами в энергетике». Вступление в ОПЕК может сильно ударить по Petrobras. Контракты компании с иностранными партнерами не предусматривают регулирование объемов добычи, к тому же это не всегда возможно эффективно делать на глубоководных скважинах. Кроме того, Бразилии надо захватывать «место под солнцем», а в таком сценарии страны редко идут на координацию усилий с конкурентами — стоит посмотреть хотя бы на поведение Ирана в период снятия санкций. Вероятно, Бразилия займет позицию, похожую на ту, что сейчас занимает Россия, — координация действий с ОПЕК на основе сделок, без жестких долговременных обязательств. Договариваться станет еще сложнее.

Академик Алексей Конторович: запасы нефти и газа в России еще очень велики

​Будущим российской нефтяной отрасли в последние годы интересуются многие – от правительства и ученых до рядовых жителей страны.

Что ждет Россию, если закончатся запасы классической нефти? Есть ли в стране альтернативные энергоресурсы? Сможем ли мы организовать «сланцевую революцию» как в США? Вокруг этих вопросов сложилось немало мифов и стереотипов. За ответами Сибкрай.ru обратился к Алексею Конторовичу ​– академику, доктору геолого-минералогических наук, организатору и многие год​ы директору, а в настоящее время главному научному сотруднику Института нефтегазовой геологии и геофизики Сибирского отделения РАН.   ​

Алексей Конторович – известный в мире специалист в области геологии нефти и газа, органической геохимии, глобальной и региональных стратегий развития нефтегазового комплекса, теории и методов оценки ресурсов нефти и газа, математической геологии. Он занимается разработкой теории образования нефти и газа, теории и методов количественного прогноза нефтегазоносности, теоретических основ методов поисковых и разведочных работ на нефть и газ. Ему принадлежит большой цикл исследований по глобальным и региональным оценкам ресурсов нефти и газа. В последние годы в Институте нефтегазовой геологии и геофизики имени Трофимука СО РАН под его руководством ведутся пионерные исследования геологии и инновационных технологий поисков, разведки и добычи  нефти в баженовской свите. 

– Алексей Эмильевич, наверное, у нас даже дети знают, что нефть – один из самых важных ресурсов, который есть в стране. Но ведь он со временем истощается. Стоит ли расценивать запасы сланцевой нефти в качестве перспективного резервного энергоресурса на будущее? 

– У нас в стране – и не только у нас в стране – постоянно говорят, что нефть скоро кончится. А все потому, что их обманывают некоторые не очень образованные ученые и псевдоученые. Миф этот старый, еще в 30-е годы ХХ века основателю нефтяной науки в нашей стране, академику Губкину, приходилось бороться с подобными мифами. Я же утверждаю, что ресурсы и запасы нефти и газа в России еще очень велики. И при грамотном, эффективном их использовании, нефти и газа хватит минимум на XXI век. Кроме того, Россия очень богата и альтернативными источниками нефти и газа, которые сейчас называются трудно извлекаемыми запасами, в частности, ресурсами так называемой «сланцевой нефти», которые трудно добыть с помощью современных технологий. 

– Вы уточнили, что именно сейчас их называют трудно извлекаемыми. Статус может поменяться? 

– Он меняется постоянно. Перед Великой Отечественной войной нам было очень трудно бурить скважины глубже полутора-двух километров. И все, что было глубже, казалось трудно достигаемым. Основные запасы нефти, которые мы открыли в Западной Сибири, в те годы следовало бы относить к трудно извлекаемым, ведь глубина залегания открытых залежей нефти составляет 1600-3000 метров. Но сегодня буровой мастер, который забурил скважину в Западной Сибири, и к концу второго дня бурения не достиг глубины 2700 километров, считается плохим буровиком. Те запасы и ресурсы нефти, которые 70-80 лет тому назад были трудно извлекаемыми, для современных технологий теперь стали нормой. И то, что сегодня называется трудно извлекаемыми запасами, при соответствующих технологиях будет во много раз дешевле и потеряет это прилагательное в качестве обязательного сопровождающего факта.

Сегодня ресурсы и запасы нефти арктических морей считаются трудно достигаемыми, их добыча практически невозможна. Но когда-то это будет рядовой добычей. Ведь и Западную Сибирь трудно было осваивать, идти в сплошные болота. Но советские ученые и инженеры создали отечественные технологии, советское оборудование. Советскими мозгами, техникой и руками, советскими людьми и промышленностью Западная Сибирь была поставлена на службу народу. Этот великий штурм породил десятки и сотни героев, таких как Рауль-Юрий Эрвье, Лев Ровнин, Фарман Салманов, Александр Быстрицкий, Василий Подшибякин, Виктор Муравленко, Владимир Филановский, Юрий Баталин, Валерий Грайфер и многих, многих других. Всех не назовешь… 

– А могут ли российские и, в частности, сибирские ученые предложить современные технологии для добычи сланцевой нефти? 

– В Западной Сибири есть, так называемая, «баженовская свита». Сегодня хороших технологий для добычи на данный момент трудно извлекаемых запасов нефти «баженовской свиты» нет. Но специалисты ПАО «Роснефть», «Сургутнефтеггаз», «Лукойл», «Газпром нефть» и других организаций, исследования Всероссийского научно-исследовательского геологического нефтяного института, Института нефтегазовой геологии и геофизики СО РАН имени Трофимука, Сибирского научно-исследовательского института геологии, геофизики и минерального сырья показали, что эту нефть добывать можно. Для этого нужно создавать новые технологии. Проект программы таких работ мы внесли в Минэнерго, в правительство, и я лично докладывал об этих работах президенту страны. 

– Могут ли в разработке «баженовской свиты» помочь технологии, которые разработали американские ученые? 

– Породы, в которых залегает сланцевая нефть в США, не похожи на баженовские. Они разработали технологию бурения скважин с горизонтальным окончанием, с гидроразрывом пласта. Частично эти технологии будут работать и в России. Больше скажу – работают уже сейчас. Некоторые компании пользуются этими технологиями и уже добывают нефть. Но «баженовская свита» отличается от свит сланцевой нефти США. Просто копировать американские технологии нельзя. Мы специально в нашем институте совместно с Институтом гидродинамики, Институтом теплофизики и другими институтами Сибирского отделения, разработали целую программу работ, чтобы создать наши технологии. Естественно, для этого нужны деньги и время. 

– Насколько больших затрат потребует разработка технологий?

– Американцы утверждают, что для создания технологий для добычи своей сланцевой нефти они потратили 30 лет и 30 миллиардов долларов. Я сказал Владимиру Владимировичу Путину, что у нас нет ни такого времени, ни таких денег. Так что мы должны рассчитывать на свои инженерные и научные головы. Пути, по которым это можно сделать, мы предложили. Возможно, есть другие решения в других организациях. Надо собрать все идеи вместе, проанализировать, профинансировать эти работы и получить свои   технологии. И главное – получить прибыль сравнительно быстро. 30 миллиардов долларов вложили американцы, но получили от сланцевой нефти они прибыль уже в разы больше. Поэтому если в это дело будет вложено 10-12 миллиардов долларов, то они окупятся в течение пяти-семи лет и будут дальше работать на экономику нашей страны. 

– То есть, в данный момент на разработку технологий эти средства не выделены? Основная проблема в этом? 

– Знаете, я расскажу грустную историю. Когда баррель нефти стоил 100 долларов, а тонна нефти стоила 700-720 долларов, мы кричали, убеждая финансово-экономические блоки нашего правительства, что именно сейчас, когда страна получает большие деньги, их надо вкладывать в развитие науки, в экономику, в развитие новых технологий, в геологию, в освоение новых месторождений. Что сделали наши великие правительственные экономисты? Они вложили эти деньги в американские ценные бумаги и развивали экономику США. И это грубая экономическая ошибка, нас не послушали. У них было два выбора. Или слушать западных учителей, или опираться на мозги своих людей, ученых, инженеров. И, как показывает опыт, побеждает тот, кто рассчитывает на себя. Это не значит, что не надо учиться у других. Но рассчитывать на то, что это я куплю у «дяди», это мне сделает «дядя» и так далее – тоже не нужно. По определенным направлениям правительство помогает развитию малого и среднего бизнеса. Но та поддержка, которая дается по освоению «баженовской свиты», – она недостаточна. Это может быть связано с кризисными явлениями в экономике или же с ошибками финансово-экономического блока нашего правительства. 

– И все же, какие перспективы? Как скоро Россия сможет добывать сланцевую нефть по новым технологиям? 

– Мы не знаем, какую экономическую политику будет проводить наше правительство. От выбора направления развития экономики зависит будущее нашей страны. Судя по выступлениям Владимира Путина, он это понимает. Но если решения вновь будут ошибочными, мы можем попасть в трудную полосу. У нас в последнее время правительство делало много ошибок. Мы загубили здравоохранение, образование. А ведь от этого зависит многое – готовы ли мы делать великие открытия, готовы ли строить великую экономику те люди, которые идут сегодня в вузы, в первый класс. Нужен системный подход. Одними деньгами тут не обойдешься. Нужно готовить кадры, условия для комфортной работы… 

– Сейчас поддержки в полной мере нет? 

– Давайте снова обратимся к опыту. Вот пример того перекоса, который наблюдаю я. В 90-е наш институт очень активно работал с российским и зарубежным бизнесом. Зарабатывали очень много денег. И часть из них направляли на решение социальных вопросов. Держали заработную плату на уровне, покупали от пяти до десяти квартир в год и отдавали их молодым специалистам бесплатно. И мы добились этой политикой больших успехов. Потом времена наступили трудные – смена руководства бизнеса России. И сегодня получить заказы на серьезные научные работы стало трудно. А дать зарплату на уровне, да еще и квартиру – стало практически невозможным. Таким образом, выпускники смотрят уже туда, где лучше платят. Я ему смогу заплатить не более 30 тысяч к концу обучения. А в компании рядовой троечник будет в первый же день получать по 40 тысяч. Не говоря уже об отличниках, которые смогут довести свою зарплату до сотни тысяч. Мы не выдерживаем конкуренции! И так через пять-шесть лет в ведущих университетах России будут преподавать бывшие троечники, а отличники уйдут в бизнес. Вот проблема, которую предстоит решать государству. В послевоенные годы правительство ясно понимало, что без высокой науки, без геологии, без мощной нефтедобывающей промышленности нам из последствий войны не выйти. И что делает правительство в условиях послевоенной разрухи? Устанавливает профессорам огромную зарплату. Профессор, доцент, заведующий лабораторией, старший научный сотрудник при стаже более пяти-десяти лет получали зарплату больше, чем начальник крупной шахты, директор промышленного комбината. Это типично рыночный прием, и талантливые ребята пошли в науку. А сделан был всего один шаг – правильно направлены деньги. Был применен типично рыночный прием. Опыт есть, примеры есть, надо просто правильно ими пользоваться. И тогда обязательно победим! 

– Есть ли резон разрабатывать месторождения сланцевой нефти именно сейчас? Ведь, по вашим оценкам, классической нефти хватит надолго…

– Технологии надо делать сегодня. Еще 10-20 лет мы будем добывать старую нефть. Нам ее хватит. Но, даже через десять лет, нехватка начнет ощущаться. Больше всего в европейской части страны, где месторождения уже выработаны. А там сосредоточена масса людей, промышленность, и падение добычи нефти будет сказываться на уровне жизни населения уже скоро. Значит, надо быстрее создавать методики и технологии, чтобы быстрее обеспечить эти предприятия новыми инструментами для работы. Ну, а аналоги «баженовской свиты» есть в европейской части страны, на Северном Кавказе, в Якутии, на севере Красноярского края… Так что тем, что называется трудно извлекаемым, Россия располагает в огромном количестве. Нужно только их освоить. 

Мы за 60 лет добычи нефти в Западной Сибири добыли из нее чуть больше 12 миллиардов тонн нефти. Считается, что в «баженовской свите» еще десять миллиардов тонн, как минимум. А по оптимистическим оценкам там 20 миллиардов тонн нефти и даже больше. То есть, это огромный резерв, который надо технологически освоить, чтобы решить проблему. Научные, инженерные основы для решения этой задачи есть. Надо не пожалеть на это денег, учить молодых ребят, создавать оборудование, разрабатывать технологии и тогда наша энергетика будет процветать в течение XXI века. Вот это та самая правда, которую нужно передать, чтобы средний российских гражданин не мучился от проблем, которых у него нет.

Виктория Бурбилова

Сырая нефть в России: добыча, 1960 – 2021

Валовая добавленная стоимость: Индекс физического объема: SB: Красноярский край (предыдущий год=100) 100. 300 2019 ежегодно 1997 — 2019 гг.
Валовая добавленная стоимость: Индекс физического объема: SB: Иркутская область (предыдущий год=100) 101.900 2019 ежегодно 1997 — 2019 гг.
Валовая добавленная стоимость: Индекс физического объема: SB: Кемеровская область (предыдущий год=100) 100.100 2019 ежегодно 1997 — 2019 гг.
Валовая добавленная стоимость: Индекс физического объема: SB: Новосибирская область (предыдущий год=100) 102. 700 2019 ежегодно 1997 — 2019 гг.
Валовая добавленная стоимость: Индекс физического объема: SB: Омская область (предыдущий год=100) 101.500 2019 ежегодно 1997 — 2019 гг.
Валовая добавленная стоимость: Индекс физического объема: SB: Томская область (предыдущий год=100) 100.100 2019 ежегодно 1997 — 2019 гг.
Валовая добавленная стоимость: Индекс физического объема: Дальневосточный федеральный округ (ДФО) (предыдущий год=100) 103. 000 2019 ежегодно 1997 — 2019 гг.
Валовая добавленная стоимость: Индекс физического объема: FE: Республика Саха (Якутия) (предыдущий год=100) 104.000 2019 ежегодно 1997 — 2019 гг.
Валовая добавленная стоимость: Индекс физического объема: ДЭ: Камчатский край (предыдущий год=100) 99.900 2019 ежегодно 1997 — 2019 гг.
Валовая добавленная стоимость: Индекс физического объема: FE: Приморский край (предыдущий год=100) 105. 000 2019 ежегодно 1997 — 2019 гг.
Валовая добавленная стоимость: Индекс физического объема: FE: Хабаровский край (предыдущий год=100) 99.600 2019 ежегодно 1997 — 2019 гг.
Валовая добавленная стоимость: Индекс физического объема: FE: Амурская область (предыдущий год = 100) 114.000 2019 ежегодно 1997 — 2019 гг.
Валовая добавленная стоимость: Индекс физического объема: FE: Магаданская область (предыдущий год=100) 105. 200 2019 ежегодно 1997 — 2019 гг.
Валовая добавленная стоимость: Индекс физического объема: FE: Сахалинская область (предыдущий год = 100) 100.300 2019 ежегодно 1997 — 2019 гг.
Валовая добавленная стоимость: Индекс объема: FE: Еврейская автономная область (предыдущий год = 100) 97.400 2019 ежегодно 1997 — 2019 гг.
Валовая добавленная стоимость: Индекс физического объема: FE: Чукотский регион (предыдущий год = 100) 104. 500 2019 ежегодно 1997 — 2019 гг.
Россия Валовая добавленная стоимость на душу населения (руб.) 578 740 000 2018 ежегодно 1994 — 2018 гг.
Валовое накопление основного капитала: Центральный федеральный округ (ЦФО) (млн руб.) 3 971 424.900 2015 ежегодно 1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: Центральный федеральный округ (ЦФО) (руб.) 835 858 800 2019 ежегодно 1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала: ФО: Белгородская область (млн руб. ) 156 280.000 2015 ежегодно 1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: ФО: Белгородская область (руб.) 617 426 500 2019 ежегодно 1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала: ФО: Брянская область (млн руб.) 61 235.100 2015 ежегодно 1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: CF: Брянская область (руб. ) 332 442 800 2019 ежегодно 1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала: ФО: Владимирская область (млн руб.) 70 197.000 2015 ежегодно 1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: ЦФ: Владимирская область (руб.) 394 560 300 2019 ежегодно 1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала: ФО: Воронежская область (млн руб. ) 266 028.300 2015 ежегодно 1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: ФО: Воронежская область (руб.) 431 037 000 2019 ежегодно 1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала: ФО: Ивановская область (млн руб.) 26 007.300 2015 ежегодно 1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: ФО: Ивановская область (руб. ) 249 591 600 2019 ежегодно 1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала: ФО: Калужская область (млн руб.) 87 992.500 2015 ежегодно 1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: ФО: Калужская область (руб.) 541 870,100 2019 ежегодно 1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала: ФО: Костромская область (млн руб. ) 33 174.100 2015 ежегодно 1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: ФО: Костромская область (руб.) 319 404 600 2019 ежегодно 1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала: ФО: Курская область (млн руб.) 73 645.900 2015 ежегодно 1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: ЦФ: Курская область (руб. ) 449 288 600 2019 ежегодно 1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала: ФО: Липецкая область (млн руб.) 117 381.900 2015 ежегодно 1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: ЦФ: Липецкая область (руб.) 499 587 000 2019 ежегодно 1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала: ЦФ: Московская область (млн руб. ) 686 938.000 2015 ежегодно 1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: ЦФ: Московская область (руб.) 670 800 300 2019 ежегодно 1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала: ФО: Орловская область (млн руб.) 48 889.500 2015 ежегодно 1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: ФО: Орловская область (руб. ) 360 731 600 2019 ежегодно 1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала: ФО: Рязанская область (млн руб.) 53 653.900 2015 ежегодно 1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: ЦФ: Рязанская область (руб.) 392 304 400 2019 ежегодно 1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала: ФО: Смоленская область (млн руб. ) 56 929.900 2015 ежегодно 1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: ЦФ: Смоленская область (руб.) 370 820 200 2019 ежегодно 1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала: ФО: Тамбовская область (млн руб.) 118 100.300 2015 ежегодно 1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: ЦФ: Тамбовская область (руб. ) 350 323 200 2019 ежегодно 1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала: ЦФ: Тверская область (млн руб.) 78 029.200 2015 ежегодно 1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: ЦФ: Тверская область (руб.) 383 528 800 2019 ежегодно 1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала: ФО: Тульская область (млн руб. ) 107 808.000 2015 ежегодно 1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: ФО: Тульская область (руб.) 462 903 400 2019 ежегодно 1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала: ФО: Ярославская область (млн руб.) 76 674.100 2015 ежегодно 1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: ФО: Ярославская область (руб. ) 482 944 900 2019 ежегодно 1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала: ФО: г. Москва (млн руб.) 1 852 459.900 2015 ежегодно 1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: CF: г. Москва (руб.) 1 555 586 600 2019 ежегодно 1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала: Северо-Западный федеральный округ (СЗ) (млн руб. ) 1 525 777.200 2015 ежегодно 1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: Северо-Западный федеральный округ (СЗ) (руб.) 752 847 200 2019 ежегодно 1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала: СЗ: Республика Карелия (млн руб.) 35 140.900 2015 ежегодно 1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: СЗ: Республика Карелия (руб. ) 527 845 900 2019 ежегодно 1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала: СЗ: Республика Коми (млн руб.) 176 415.600 2015 ежегодно 1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: СЗ: Республика Коми (руб.) 873 159 000 2019 ежегодно 1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала: СЗ: Архангельская область (млн руб. ) 181 831.400 2015 ежегодно 1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: СЗ: Архангельская область (руб.) 780 623 900 2019 ежегодно 1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала: СЗ: Архангельская область: Ненецкий район (млн руб.) 117 861.600 2015 ежегодно 2000 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: СЗ: Архангельская область: Ненецкий район (руб. ) 7 530 484 700 2019 ежегодно 2011 — 2019
Валовое накопление основного капитала: СЗ: Архангельская область: Архангельская область без учета А… (млн руб.) 63 969 800 2015 ежегодно 2008 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: СЗ: Архангельская область: Архангельская область без Архангельск… (руб.) 509 917 000 2019 ежегодно 2011 — 2019
Валовое накопление основного капитала: СЗ: Вологодская область (млн руб. ) 89 363.500 2015 ежегодно 1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: СЗ: Вологодская область (руб.) 541 318 700 2019 ежегодно 1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала: СЗ: Калининградская область (млн руб.) 69 439.800 2015 ежегодно 1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: СЗ: Калининградская область (руб. ) 515 933 000 2019 ежегодно 1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала: СЗ: Ленинградская область (млн руб.) 228 708.600 2015 ежегодно 1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: СЗ: Ленинградская область (руб.) 657 679 700 2019 ежегодно 1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала: СЗ: Мурманская область (млн руб. ) 114 678.100 2015 ежегодно 1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: СЗ: Мурманская область (руб.) 828 365 900 2019 ежегодно 1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала: СЗ: Новгородская область (млн руб.) 68 127.900 2015 ежегодно 1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: СЗ: Новгородская область (руб. ) 457 123 300 2019 ежегодно 1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала: СЗ: Псковская область (млн руб.) 27 564.500 2015 ежегодно 1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: СЗ: Псковская область (руб.) 313 959 200 2019 ежегодно 1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала: СЗ: г. Санкт-Петербург (млн руб. ) 534 506.900 2015 ежегодно 1998 — 2015 гг.
Валовое накопление основного капитала: ЮФО на 29.07.2016 (СФ) (млн руб.) 1 311 426 500 2015 ежегодно 2014 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: СЗ: г. Санкт-Петербург (руб.) 950 587.300 2019 ежегодно 1994 — 2019
Валовая добавленная стоимость на душу населения: ЮФО с 2010 г. (СФ) (руб.) 400 883 700 2019 ежегодно 1998 — 2019
Валовое накопление основного капитала: СФ: Республика Адыгея (млн руб.) 14 724.500 2015 ежегодно 1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: СФ: Республика Адыгея (руб.) 288 147 800 2019 ежегодно 1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала: СФ: Республика Калмыкия (млн руб. ) 15 590.600 2015 ежегодно 1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: SF: Республика Калмыкия (руб.) 327 149 300 2019 ежегодно 1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала в России: ЮФ: Республика Крым (млн руб.) 44 542.500 2015 ежегодно 2015 — 2015
Валовая добавленная стоимость на душу населения: СФ: Республика Крым (руб. ) 245 411 700 2019 ежегодно 2014 — 2019
Валовое накопление основного капитала: СФ: Краснодарский край (млн руб.) 600 383.000 2015 ежегодно 1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: СФ: Краснодарский край (руб.) 453 882 000 2019 ежегодно 1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала: СФ: Астраханская область (млн руб. ) 114 730.700 2015 ежегодно 1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: СФ: Астраханская область (руб.) 596 388 200 2019 ежегодно 1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала: СФ: Волгоградская область (млн руб.) 204 406.200 2015 ежегодно 1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: СФ: Волгоградская область (руб. ) 384 677 300 2019 ежегодно 1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала: СФ: Ростовская область (млн руб.) 310 426.600 2015 ежегодно 1998 — 2015 гг.
Валовая добавленная стоимость на душу населения: СФ: Ростовская область (руб.) 389 933 400 2019 ежегодно 1994 — 2019
Валовое накопление основного капитала в России: СФ: г. Севастополь (млн руб. ) 6622.400 2015 ежегодно 2015 — 2015
Валовая добавленная стоимость на душу населения: SF: г. Севастополь (руб.) 306 891 700 2019 ежегодно 2014 — 2019
Валовое накопление основного капитала: Северо-Кавказский федеральный округ (СК) (млн руб.) 483 850.400 2015 ежегодно 2004 — 2015 гг.

Россия может достичь пределов добычи нефти

Добыча нефти в России растет более медленными темпами, что вызывает вопросы о способности страны продолжать увеличивать добычу в соответствии с планами ОПЕК+.

Данные министерства энергетики, полученные Energy Intelligence, показывают, что добыча сырой нефти в России — без учета газового конденсата — составляет 9.94 миллиона баррелей в сутки (1,375 миллиона метрических тонн в сутки) в ноябре.

Это всего на 19 000 баррелей в сутки выше, чем в октябре, хотя текущие планы ОПЕК-плюс позволяют России увеличивать добычу чуть более чем на 100 000 баррелей в сутки каждый месяц.

Ноябрьская добыча нефти в России все еще была немного выше ее официального потолка ОПЕК-плюс в 9,913 млн баррелей в сутки, потому что страна в целом превысила согласованный уровень добычи с тех пор, как ОПЕК-плюс осуществила глубокие сокращения в мае 2020 года.

Совокупная добыча сырой нефти и конденсата в России в ноябре составила 10,873 млн баррелей в сутки, что всего на 0,3% больше, чем в октябре (см. таблицу). Производство выросло на 1,1% в октябре по сравнению с сентябрем.

Дальнейший рост под вопросом

На прошлой неделе министры ОПЕК-плюс договорились придерживаться своего плана увеличения совокупной добычи сырой нефти альянса ежемесячно на 400 000 баррелей в сутки, включая увеличение примерно на 100 000 баррелей в сутки для верхней производители Россия и Саудовская Аравия.

Каждому члену альянса дается потолок добычи, исключающий добычу конденсата.

В соответствии с текущим планом, потолок добычи сырой нефти в России вырастет до 10,122 млн баррелей в сутки в январе, но неясно, сможет ли страна достичь этого уровня, поскольку добыча обычно падает в холодные зимние месяцы.

Кроме того, три ведущих российских производителя — «Роснефть», «Лукойл» и «Газпром нефть» — заявляют, что уже отменили пропорциональную долю сокращения добычи в рамках программы «ОПЕК-плюс» или близки к этому.

На долю этой тройки компаний приходится около двух третей всей добычи нефти в России, и они заявили, что дальнейший рост добычи будет зависеть от новых буровых работ и потенциальных налоговых льгот.

Omicron создает неопределенность

С другой стороны, неопределенность в отношении воздействия нового штамма Omicron вируса Covid-19 на спрос на нефть может заставить производителей неохотно увеличивать инвестиции в погоне за ростом производства.

В связи с этим возникают вопросы о том, когда Россия сможет вернуться к своей допандемической добыче сырой нефти, составлявшей около 10 тонн.5 миллионов баррелей в сутки.

Кроме того, российский базовый уровень ОПЕК-плюс, который альянс использует для расчета пределов добычи отдельных членов, должен подняться до невероятного уровня в 11,5 млн баррелей в сутки в мае 2022 года.

И не только Россия работает до своих пределов, поскольку ОПЕК-плюс продолжает отменять прошлогодние сокращения добычи.

Нигерия, Ангола и Малайзия в последние месяцы добыли меньше нефти, чем позволяют их квоты.

Экспорт в декабре увеличится

Экспорт российской сырой нефти в страны, не входящие в Советский Союз, составил 4.467 млн ​​баррелей в сутки в ноябре, что на 11 000 баррелей в сутки ниже, чем в октябре.

Снижение ноябрьского экспорта было ожидаемо после завершения в октябре масштабных ремонтных работ на российских НПЗ, сопровождавшихся увеличением поставок нефти на отечественные НПЗ.

Ноябрьский экспорт в страны, не входящие в БСС, увеличился почти на 400 000 баррелей в сутки в годовом исчислении, что отражает растущие объемы добычи в стране в рамках соглашения ОПЕК-плюс.

По данным нефтепроводной монополии «Транснефть», российские производители готовы увеличить поставки сырой нефти в Европу по трубопроводу «Дружба» в декабре, при этом экспорт по морю также увеличится.

Отгрузки через Дружбу в декабре запланированы на уровне 736 723 баррелей в сутки по сравнению с 708 000 баррелей в сутки в ноябре.

Экспорт из ключевых морских портов должен увеличиться примерно на 24 000 баррелей в сутки с ноября до 2,205 млн баррелей в сутки в декабре.

Русская сырая нефть и газовый конденсатный производство
(‘000 B / D) NOV 21 OCT ’21 YTD ’21 Nov ’20
Rosneft 3449,5 3477.1 3,429. 8 3,581.1
Лукойл 1,598.2 1,576.0 1,509.9 1,414.7
Сургутнефтегаз 1,162.4 1,147.8 1,104.3 1,045.2
Газпром нефть 773,1 750.4 750.4 773.2 773.2 772,0 772,0
Tatneft 575,7 575,8 575,8 556,5 512.2
Башнефти 344,6 343,9 268,8 179,3
Славнефти 244,6 246,3 193,8 141,9
Другие производители 2,399.8 2,392.3 2,296.0 1,986.3 1
Операторы PSA 325,5 330,8 340,4 340,4 379,4
Россия Всего 10,873. 3 10 840,4 10 472,8 10 012,1
Таблица основана на коэффициенте пересчета 1 метрическая тонна = 7,32 бочки. Источник: Минэнерго России, Энергетический интеллект.

Добыча нефти в России продолжает расти благодаря растущим квотам ОПЕК+

Особенности

Добыча в ноябре выросла на 0,4% по сравнению с предыдущим месяцем и составила 10,89 млн баррелей в сутки

В России осталось мало свободных мощностей

Группа ОПЕК+ обсудит будущие объемы добычи.2

В ноябре в России было добыто 44,56 млн тонн нефти и конденсата, или около 10,89 млн баррелей в сутки, по данным Центрального диспетчерского управления Минэнерго России от 2 декабря.

Не зарегистрирован?

Получайте ежедневные оповещения по электронной почте, заметки подписчиков и персонализируйте свой опыт.

Зарегистрироваться

Объемы добычи в России выросли за последний год в соответствии с увеличением квот ОПЕК+. Группа ослабляет сокращение производства в ответ на растущий спрос и восстанавливает рынки на фоне развертывания вакцины и ослабления правительствами ограничений.

Среднесуточная добыча выросла на 10,85 млн б/с в октябре. Общий объем добычи в октябре составил 45,91 млн тонн. Добыча выросла на 8,6% по сравнению с 41,03 млн тонн или 10,03 млн баррелей в сутки в ноябре 2020 года.

Следующая встреча ОПЕК+

состоится 2 декабря, чтобы обсудить рыночные условия и будущие объемы добычи на фоне опасений по поводу потенциального воздействия варианта коронавируса омикрон, сокращения свободных мощностей и влияния скоординированного высвобождения стратегических запасов.

Эти опасения ударили по ценам на нефть. Цены на ключевой для России сорт нефти Urals в ноябре значительно снизились. S&P Global Platts оценило Urals CIF Med 30 ноября в $68,56 за баррель, что на 18% меньше, чем 1 ноября. Большая часть этого падения произошла после 24 ноября, когда начали появляться предупреждения о новом омикронном варианте коронавируса.

Данные по добыче

в России не включают разбивку по сырой нефти и конденсату, которые исключены из сделки ОПЕК+. Конденсат обычно составляет около 8% от общего объема добычи в России.

Российская квота по соглашению на ноябрь составила 9,914 млн б/с по сравнению с 9,809 млн б/с в октябре. В декабре квота увеличивается до 10,018 млн баррелей в сутки.

Поставки

Экспорт нефти и конденсата из России составил 18,31 млн тонн, или 4,47 млн ​​баррелей в сутки, что на 9,2% больше, чем в ноябре 2020 года, когда они составляли 16,76 млн тонн, или 4,09 млн баррелей в сутки. Среднесуточные поставки снизились на 2,6% по сравнению с поставками на уровне 4,59 млн баррелей в сутки в октябре. Общий объем экспорта в октябре составил 19,43 млн тонн.

Внутрироссийские поставки составили 24.02 млн тонн, или 5,68 млн баррелей в сутки, в октябре. Это на 0,5% меньше по сравнению с сентябрьскими объемами в 23,37 млн ​​тонн, или 5,71 млн баррелей в сутки.

Внутренние поставки составили 24,29 млн тонн, или около 5,93 млн баррелей в сутки. Среднесуточные поставки выросли по сравнению с отгрузками в октябре 2021 года на 5,72 млн баррелей в сутки. Общий объем поставок в октябре составил 24,17 млн ​​тонн.

Внутренние поставки выросли на 8% по сравнению с ноябрьскими объемами 22,47 млн ​​тонн или 5,49 млн баррелей в сутки.

Россия может увеличить добычу нефти до 11,4 млн баррелей в сутки

Россия сейчас прокачивает 9.9 млн баррелей в сутки (баррелей в сутки) сырой нефти, но есть возможность увеличить добычу до 11,4 млн баррелей в сутки, заявил в четверг вице-премьер России Александр Новак.

Тем не менее, уровень выпуска должен ориентироваться на рынок, добавил Новак.

Добыча нефти в России в октябре составит 9,9 млн баррелей в сутки, поскольку Москва приводит добычу в соответствие с соглашением ОПЕК+, заявил Новак сегодня на форуме «Российская энергетическая неделя».

Страна ранее достигла максимального производства 11. 3–11,4 млн баррелей в сутки, добавил чиновник, отметив, что у России нет проблем с увеличением добычи до этого уровня. Однако необходимо учитывать ситуацию на рынке нефти, сказал Новак.

Вице-премьер, курирующий участие России в сделке ОПЕК+, также заявил, что текущие цены на нефть и баланс спроса и предложения адекватно отражают ситуацию, и Россия не ожидает экстремальной волатильности на рынке нефти в короткий срок.

Россия ожидает, что добыча сырой нефти и конденсата вернется к допандемическому уровню к маю 2022 года, заявляли в последние месяцы российские официальные лица, в том числе Новак.

Согласно последнему распределению квот группы ОПЕК+, Россия, лидер среди производителей, не входящих в ОПЕК, имеет потолок в 9,913 млн баррелей в сутки на ноябрь — такой же, как у фактического лидера и крупнейшего производителя ОПЕК, Саудовской Аравии. .

Добычу сырой нефти в России оценить сложнее, чем уровни добычи других членов ОПЕК+, потому что официальные российские данные не делают различий между добычей сырой нефти и конденсата, но конденсаты исключены из российской квоты ОПЕК+.

По оценкам Bloomberg, добыча нефти и конденсата в России в сентябре составила 10,7 млн ​​баррелей в сутки. Если добыча конденсата составит около 880 000 баррелей в сутки, то добыча сырой нефти в России составит 9,83 млн баррелей в сутки, что, согласно расчетам Bloomberg, будет на 130 000 баррелей в сутки выше квоты.

Аналитики говорят, что Россия, возможно, достигла своих возможностей по добыче нефти.

Цветана Параскова для Oilprice.comS. Сланцевая промышленность обгонит всю добычу нефти и газа в России

Производство сланцевой энергии в США должно превысить производство всего российского нефтегазового сектора к 2025 году, как показали новые влиятельные прогнозы.

В своем флагманском ежегодном обзоре мирового энергетического рынка Международное энергетическое агентство (МЭА) оптимистично оценило перспективы сланцевой революции в США, предсказало падение доминирования России и ОПЕК и продолжало бить тревогу по поводу того, что правительства делают недостаточно для предотвратить климатическую катастрофу.

«Добыча сланца в Соединенных Штатах будет оставаться на высоком уровне дольше, чем прогнозировалось ранее, изменяя глобальные рынки, торговые потоки и безопасность», — заявило МЭА.

Если правительства примут всю энергетическую политику, которую они взяли на себя, «на Соединенные Штаты [будет] приходиться 85% прироста мировой добычи нефти к 2030 году и 30% прироста добычи газа. К 2025 году общий объем добычи сланцевой нефти в США (нефти и газа) превысит общий объем добычи нефти и газа в России».

В результате сланцевого бума последнего десятилетия в США.С., она уже стала крупнейшим в мире производителем энергии. В прошлом году в США наблюдался самый большой рост добычи природного газа, «невиданный ни одной страной в истории», говорится в отчете энергетического гиганта BP.

Рост производства в США также сведет на нет доминирование России и Ближнего Востока в мировом энергетическом балансе. МЭА прогнозирует, что доля энергии, производимой Россией и ОПЕК, упадет до 47% в 2030 году по сравнению с 55% в середине 2000-х годов.

В настоящее время Россия добывает около 11 миллионов баррелей нефти в день, что составляет 11% мировой добычи.Соглашение, заключенное ранее в этом году между Россией и Организацией стран-экспортеров нефти (ОПЕК), ограничивает производство энергии Россией и крупнейшими производителями ОПЕК, такими как Саудовская Аравия и Ирак, в попытке стабилизировать цены.

МЭА также выступило с суровым предупреждением об изменении климата: «Путь, по которому сейчас идет мир… все еще далеко от цели безопасного и устойчивого энергетического будущего. [Этот прогноз] описывает мир в 2040 году, в котором сотни миллионов людей по-прежнему останутся без доступа к электричеству, где преждевременная смерть, связанная с загрязнением окружающей среды, останется на уровне, близком к сегодняшнему повышенному уровню, и где выбросы углекислого газа (CO2) зафиксируют серьезные последствия изменения климата. .

Россия является четвертым по величине загрязнителем в мире. Россия стала одной из последних стран, ратифицировавших Парижское соглашение по климату ранее в этом году, хотя первоначальное предложение ввести квоты на выбросы для российских предприятий было отвергнуто после того, как мощное промышленное лобби страны оттолкнуло его.

Экспорт нефти из России сократился в первой половине июля после превышения 3 млн баррелей в сутки в июне

Экспорт сырой нефти из России в Китай в июне достиг 680 000 баррелей в сутки, самый высокий показатель с января по сравнению с 462 000 баррелей в сутки в мае 2021.Сырая нефть ESPO Blend, отгруженная в июне и направляющаяся в Китай, подорожала до 570 000 баррелей в сутки в течение месяца, что также является самым высоким показателем с января, по данным IHS Markit Commodities на Море.

Три четверти объемов ВСТО доставлены в Шаньдун провинция, по крайней мере, два груза отправляются в ChemChina. Отскок происходит после того, как ВСТО конкурировало с альтернативными сортами в последние несколько месяцев, поскольку все больше иранской нефти перемещалось в Китай. То Остаток российской нефти, направлявшейся в Китай в июне, составил один миллион баррелей нефти сорта Юралс, который прибыть в Нинбо в ближайшие дни, загрузив из Новороссийск в середине июня. Общий экспорт российской нефти в Китай в июне упал на 8,5% по сравнению с аналогичным периодом прошлого года, при этом объемы h2 снизились на уровне 577 000 баррелей в сутки. с 800 000 баррелей в сутки в 2020 г. h2.

С постепенным ослаблением ограничений на добычу ОПЕК+, всего Экспорт российской нефти в июне вырос до 14-месячного максимума в 3,3 млн баррелей в сутки, при этом Urals в среднем составляет 1,85 млн баррелей в сутки, что является самым высоким с апреля 2020 г. Экспорт этого сорта в среднем составил 1,43 млн барр./сут. во втором полугодии 2021 г. Общие отгрузки смеси ВСТО упали до 740 000 баррелей в сутки во июнь, с предварительными данными за июль, показывающими экспорт только 550 000 баррелей в сутки в первые 12 дней месяца.

Экспорт в Нидерланды снизился до 483 000 баррелей в сутки в июне с 611 000 баррелей в сутки в мае. Однако это все равно было на 26% больше, чем за год. тому назад. Поставки в Европу, похоже, остались на уровне прошлого месяца в первой половине июля, с незначительным увеличением потоков в Турция, Финляндия и Литва. Экспорт из Северного Ледовитого океана будет остаются выше 300 000 баррелей в сутки третий месяц подряд в июле.

Российские грузы сырой нефти с пунктом назначения, указывающим на США, отброшены ниже 180 000 баррелей в сутки в июне по сравнению с 225 000 баррелей в сутки в мае.Поставки в США в среднем составили 84 000 баррелей в сутки во втором полугодии 2021 г. и 52 000 баррелей в сутки в 2020 х3. Экспорт в США составляет чуть более 180 000 баррелей в сутки. в первые две недели июля.

Потоки на Дальний Восток в июле могут незначительно усилиться, при отгрузки Сокола пока в июле выросли, достигнув 240 000 баррелей в сутки. Суточная добыча сырой нефти и конденсата в России оценивается в незначительно снизился в июне по сравнению с месяцем, при этом добыча сырой к соглашению ОПЕК+, ниже 9,5 млн баррелей в сутки, незначительно сверх квоты страны на месяц.

В то время как спекуляции вокруг добычи ОПЕК+ ограничивают влияние на несколько российских месторождений было изобилует в прошлом году, Россия по-видимому, сохранил большую часть своего допандемического восходящего потока производственных мощностей, что может приблизить экспорт к 3,7 млн баррелей в сутки в апреле 2020 года.

Добыча потенциально может быть увеличена примерно на 700 000 баррелей в сутки в следующие 12 месяцев, вернув уровни почти к годовому объему производства рекорд в 11,25 млн баррелей в сутки в 2019 году, по данным IHS Markit.

Российские производители настаивали на дальнейшем смягчении ограничения, которые позволили бы дополнительно выпустить 125 000 б/д в августе, но нынешнее противостояние между Саудовской Аравией и ОАЭ отложили любые возможные изменения условий ОПЕК+.То последний настаивал на увеличении производства, чтобы идти в ногу с наращивание производственных мощностей, в то время как Саудовская Аравия принимает осторожная позиция.

Следующая встреча ОПЕК+ состоится в начале августа, и если новая сделка не будет достигнуто, группа будет действовать в соответствии с существующим соглашением, которое должен сохранить ограничения на производство до конца марта 2022 года. Россия однако сидит комфортно, поскольку цены на нефть значительно выше порог страны в 44 доллара за баррель, необходимый для баланса ее финансов. То страна, скорее всего, выйдет с профицитом бюджета в этом году и Министерство экономики ранее в июле пересмотрело свой рост ВВП в 2021 году на 3.8% с 2,9% в апреле. С восстановлением потребительского спроса, инфляция превзойдет ожидания, и центральный банк указал, что он повысит процентные ставки, чтобы обуздать рост цен.

Источник: IHS Markit Commodities at Sea (© 2021 IHS Markit)

*Цветовые шкалы применяются ко всем ячейкам подряд, отражая значение в каждой ячейке по отношению к другим. Самое высокое значение зеленый, а самый низкий красный.

Чтобы узнать больше, подпишитесь на нашу бесплатный информационный бюллетень по товарной аналитике

Опубликовано 14 июля 2021 г. Фотиосом Кацуласом, главным аналитиком по наливным грузам, морское судоходство и торговля

Когда Россия, наконец, сядет на сланцевую платформу, с ОПЕК покончено

Если саудовцы, иракцы и иранцы не качают больше нефти и не поднимут цену на нефть до 20 долларов, главари ОПЕК застрянут на зыбучем песке. Пермский бассейн Техаса меняет правила игры. И когда России — в настоящее время запрещено использовать U.S. Современное буровое оборудование и ноу-хау — прыжки на сланцевой подножке в Сибири, это занавес для традиционных экспортеров нефти Ближнего Востока. Их способность управлять ценами на нефть будет исчерпана. Россия и США будут задавать тон.

Из-за санкций, связанных с Украиной, российские нефтяные компании не могут сотрудничать с американскими компаниями, которые могут научить их добывать сланцевую нефть. Украина была хорошим способом держать Россию в страхе, списывая это на то, что Вашингтон защищает своих новых союзников в Киеве.Но если русские могут отправлять космонавтов в космос и у них есть одни из крупнейших нефтяных компаний на планете, то русские могут разобраться в сланцевой нефти.

Сибирская баженовская формация содержит углеводороды на глубине около 98 футов и больше, чем Баккен в Дакоте и Игл-Форд в Техасе вместе взятые.

Благодаря Баженову Россия занимает второе место в мире по запасам сланцевой нефти: по оценкам Управления энергетической информации (EIA), они составляют 74,6 млрд баррелей против 78,2 млрд баррелей в США.Стоит отметить, что Китай находится на третьем месте с предполагаемыми запасами в 32,2 миллиарда баррелей, поэтому, учитывая, что у Китая есть деньги, которые нужно сжигать, и он уже придумал, как конкурировать с ядерной энергией США (извините, Westinghouse), Китай может понять, как сделать свою собственную. горизонтальное бурение с использованием воды и песка, чтобы добраться до сланца в его породах. И они могут поделиться своими знаниями с русскими. Китай хочет сократить использование угля. Обеспечение своих заводов природным газом является очевидным вариантом.

Если мы все не будем снабжать наши дома и автомобили литиевыми батареями и солнечным светом, объединенные ресурсы нефти и газа Соединенных Штатов и России будут поддерживать низкие цены на энергоносители в течение очень долгого времени.Обе страны будут конкурирующими экспортерами на азиатские и европейские рынки, что, возможно, создаст почву для новых конфликтов между ними.

Русские сланцы: вопрос времени

Российские государственные СМИ провели вторую половину десятилетия, критикуя сланцевую промышленность США. Он превращает воду в пламя из-за содержания метана. Он вызывает землетрясения в Оклахоме. Но как школьник, дразнящий девочку, сидящую перед ним в классе, потому что он действительно влюблен в нее, нефтяное подразделение Газпрома действительно хочет делать то, что делают американцы.

«Газпром нефть» прошлым летом установила рекорд России, проведя 30 трещин ГРП на длине одной скважины в Сибири.Фрекинг включает в себя закачку смеси воды, песка и химикатов в сланцевый камень, чтобы вытянуть нефть или газ внутри.

В январе газета Financial Times занималась этим делом, отмечая, что если «Газпром нефть» сможет добиться успеха в гидроразрыве пласта, влияние будет огромным. Российская баженовская свита оценивается Министерством энергетики США как крупнейшее месторождение сланцевой нефти и газа в мире.

России необходимо разрабатывать сланцевое топливо, потому что выживание ее сибиряков в значительной степени зависит от нефтегазовой промышленности.Бурение в Арктике ведется в основном в очень суровых условиях, и этот регион является обитаемым. Кроме того, бурение в Арктике является целью таких активистов, как Гринпис, которые без проблем убеждают общественность в том, что нефтяные компании вредны для окружающей среды и потенциально смертельны для приятных белых белых медведей.

Поэтому

Shale обязателен.

Баженовская свита уже находится в районах с развитой нефтедобывающей инфраструктурой. Его развитие обсуждается в научных, экономических, энергетических и политических кругах от Лондона до Вашингтона.Никто точно не знает, что там внизу, знают только, что оно большое. Текущие оценки запасов легкой нефти в Баженовском месторождении колеблются от 600 млн до 174 млрд тонн. Для сравнения, середина этого диапазона превышает суммарные начальные геологические запасы легкой нефти во всех известных нефтегазоносных провинциях России. Стрела .

Компания Exxon хотела научить россиян разрабатывать нетрадиционные месторождения, но санкции навсегда приостановили этот план. Крупные вертикальные нефтяные бурильщики в США.С. не будет участвовать в разработке российской нефти в ближайшее время, а может быть, и никогда.

См.: Угадайте, кому надоели российские санкции? — Форбс

В июле 2014 года, когда США и Европа запретили своим энергетическим компаниям помогать России в разработке Баженова, агентство Reuters отметило, что Баженов был настолько большим, занимая площадь почти 622 000 квадратных миль, что он был таким же большим, как «Калифорния и Техас вместе взятые». »

Для ОПЕК это похоронный звон. Баженов может добывать больше нефти, чем до сих пор было добыто на Гаваре — крупнейшем нефтяном месторождении Саудовской Аравии.Это не считая природного газа, который они будут получать оттуда.

По мнению американских стратегов в области мировой энергетики, развитие России в этой области может привести к снижению цен на нефть и повлиять на новые рынки сжиженного природного газа и сжиженного нефтяного газа, на котором сейчас доминируют США. По большинству оценок, американским производителям сланца нужно, чтобы нефть стоила около 40 долларов за баррель. Россияне работают в рублях. Они могут позволить себе более низкие цены на сырую нефть, потому что их затраты на рабочую силу ниже.

Баженов мог бы добывать нефть так же, как это делают в Баккене, Игл-Форде и нашем собственном супергиганте Гавар: Пермском бассейне.

Базхенов и Пермь означают, что США и Россия на долгие годы станут полностью энергетически независимыми.

США и Россия: полная энергетическая независимость

Пермский бассейн глубок и огромен. Согласно анализу, проведенному Дмитрий Лукашов, ВТБ Капитал.Даже в этом случае для достижения 10 миллионов в день потребуется менее 5% нефтесодержащих пород Пермского бассейна, чтобы доставить такое количество.

Для ОПЕК американские производители сланцевой нефти были одним из неправильных коктейлей, обрушивших цены на нефть, которые, по прогнозам, достигли 200 долларов за баррель в 2007 году и с тех пор не восстанавливались.

Добавьте к этому глоток российского Баженова, и у ближневосточных производителей закружится голова.

В своем отчете за июнь 2013 г. EIA описала запасы Баженова следующим образом:

Для общего перспективного запаса баженовских сланцев в Западно-Сибирском бассейне мы оцениваем рискованную сланцевую нефть вместо 1.23 миллиарда баррелей, из которых 74,6 миллиарда баррелей представляют собой технически извлекаемые ресурсы сланцевой нефти, подверженные риску … В дополнение к этому перспективному участку мы оцениваем запасы сланцевого газа, подверженные риску, вместо 1,92 триллиона кубических футов с 285 триллионами кубических футов в качестве потенциального, технически извлекаемые ресурсы сланцевого газа.»

Оценки российского правительства зашкаливают. По их оценкам, извлекаемые запасы составляют от 180 до 360 миллиардов баррелей, хотя это вполне может быть баррели в нефтяном эквиваленте, то есть нефть и газ вместе взятые.

Россия в свое время будет развивать свои сланцевые мощности. Новые нетрадиционные поставки нефти из России будут иметь долгосрочные последствия для мировых энергетических рынков и могут усилить геополитические столкновения между Россией и США, а также между США и Китаем, если Вашингтон узнает о поддержке Китаем сибирских сланцев.

Просто для сравнения Баккен с Баженовым: Геологическая служба США в 2013 году оценила извлекаемые запасы нефти Баккен-Три Форкс примерно в 7,4 миллиарда баррелей и 6.7 триллионов кубических футов извлекаемого природного газа. У Баженова нефти примерно в 10 раз больше.

После США, России и Китая три крупнейших сланцевых запаса находятся в Аргентине, а также в Ливии и Объединенных Арабских Эмиратах, входящих в ОПЕК. Ливия — несостоявшееся государство. По данным EIA, вместе с ОАЭ у них есть около 44 миллиардов баррелей нефтяного эквивалента в известных сланцевых образованиях.

Опубликовано в категории: Разное

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован.