Местонахождение нефти в россии: 3 российских месторождения нефти среди 20 крупнейших в мире

Содержание

Месторождение — Что такое Месторождение?

добыть углеводороды мало, нужно еще потом вывести месторождение из эксплуатации

Месторождение  — это природное скопление полезного ископаемого, которое в количественном и качественном отношениях удовлетворяет требованиям промышленности и может быть предметом разработки.

Месторождение — это отдельная залежь или группа залежей, имеющих в проекции на земную поверхность полное или частичное перекрытие своих контуров нефтегазоносности.

К единому месторождению относится также группа залежей, разобщенных в плане, но контролируемых одной локальной структурой.

Подсолевое месторождение — месторождения под слоями сошли и песка.
Процесс образования таких месторождений начался более 150 млн лет, когда Гондвана раскололась на Южную Америку и Африку. 
Между ними образовались озера, копилась органика, которая стала нефтью и газом.
Формирование Атлантического океана привело к тому, что на дне, поверх органики, начали откладываться соли и песок.


А нефть стала подсолевой.

При указании типа месторождения на 1е место ставится компонент с наименьшей величиной запасов, на 2е — с наибольшей.
Например, газонефтяное — преобладает нефть, нефтегазоконденсатное — преобладает газоконденсатная система и т. д.

Стадии жизни месторождения:

  • геологоразведочные работы с целью уточнения залежей и тд;
  • greenfield — освоение нового месторождения;
  • brownfield — это расширение или модернизация существующих нефтяных и газовых месторождений путем внедрения технологий с малым риском — повышения нефтеотдачи;
  • вывод из эксплуатации — эта стадия уже не связана с добычей, но имеет интерес для нефтесервиса, поскольку рынок консервации и ликвидации скважин гигантский.

Градации крупности месторождения

В СССР до 1983 г. 

  Размер месторождений        Геологические запасы нефти — млн т,
    геологические запасы газа — млрд м    
    Мелкие     Меньше 10
    Средние     10-50
    Крупные     50-100
    Крупнейшие     100-500
    Гигантские     500-1000
    Уникальные     Больше 1000

В СССР с 1983 г.  

Размер месторождений   Извлекаемые запасы нефти — млн т   Балансовые запасы газа — млрд м3 
 Мелкие  Меньше 10  Меньше 10
 Средние  10-30  10-30 
 Крупные  30-300  30-500
 Уникальные  Больше 300  Больше 500

В США (категории крупности)

 Категория
 Извлекаемые запасы нефти — млн т 
 Извлекаемые запасы газа — млрд м3 
 A  Больше 6,75  Больше 8,2
 B  3,67-6,75  4,25-8,5
 C  1,35-3,67  1,7-4,25
 D  0,135-1,35  0,17-1,7
 E  Меньше 0,135  Меньше 0,17
 F  Заброшенные  Заброшенные

Гигантскими считаются месторождения:

  • нефти — с извлекаемыми запасами свыше 13,5 млн т (100 млн барр. ), 
  • газа — свыше 1,7 млрд м3 (60 млрд фут3).
Месторождение замыкающее — месторождение, характеризующееся предельно допустимым уровнем приведенных затрат на вовлечение данного вида полезного ископаемого в эксплуатацию.
К замыкающим обычно относят мелкие и (или) малодебитные месторождения, которые необходимо вводить в эксплуатацию для обеспечения оптимального плана добычи нефти, газа или др. полезных ископаемых.

Месторождение, подготовленное к разработке — разведанное месторождение (залежь) или часть месторождения (залежи) углеводородов называется подготовленным к разработке, если:
а) балансовые и извлекаемые запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, утверждены ГКЗ СССР (информация от 1988 г.) и дана оценка перспективных ресурсов нефти, газа и конденсата на этом месторождении;

б) утвержденные извлекаемые запасы нефти и конденсата, балансовые запасы газа, а также содержащихся в них имеющих промышленное значение компонентов, используемые при проектировании предприятий по добыче нефти и газа, составляют не менее 80% категории С1 и до 20 % категории С2;

в) состав и свойства нефти, газа и конденсата, содержание в них компонентов, имеющих промышленное значение, особенности разработки месторождения (залежи), дебиты нефти, газа и конденсата, гидрогеологические, геокриологические и др.  природные условия изучены в степени, обеспечивающей получение исходных данных для составления технологической схемы разработки месторождения нефти или проекта опытно-промышленной разработки месторождения газа;

г) в районе разведанного месторождения оценены сырьевая база строительных материалов и возможные источники хозяйственно-питьевого и технического водоснабжения, обеспечивающие удовлетворение потребностей будущих предприятий по добыче нефти и газа;

д) имеются сведения о наличии в разведочных скважинах поглощающих горизонтов, которые могут быть использованы для сброса промышленных и др. сточных вод;

е) составлены рекомендации о разработке мероприятий по обеспечению предотвращения загрязнения окружающей среды.

Нефть в активе — Журнал «Сибирская нефть» — Приложение «Нефть. Просто о сложном» №123 (июль-август 2015)

«Газпром нефть» и ее дочерние предприятия владеют правами на пользование недрами на 70 лицензионных участках в восьми нефтедобывающих регионах России. Помимо этого, компания реализует проекты добычи и геологоразведки еще в нескольких странах, в том числе в Сербии и Ираке. В этом материале — об основных и самых интересных месторождениях «Газпром нефти»

Приразломное нефтяное месторождение

«ГПН Шельф», Архангельская обл., шельф Печорского моря

Начальные извлекаемые запасы нефти — 81,5 млн тонн

Месторождение относят к Тимано-Печорской нефтегазовой провинции, открыто в 1989 году, сегодня оно — первое и пока единственное нефтяное месторождение, осваиваемое на арктическом шельфе России, где добыча уже начата. К тому же Приразломное — единственное месторождение в Арктике, разрабатываемое в условиях замерзающего моря. Так, норвежские проекты в Баренцевом море находятся в части, свободной ото льда. Помимо тяжелого климата нефтяники имеют дело с непростой геологией: продуктивные пласты Приразломного относятся к карбонатным коллекторам, осложненным гидрофобным фактором. Это означает, что порода коллектора не смачивается водой и нефть может к ней «прилипать». В такой ситуации требуется применение дополнительных поверхностно-активных веществ, способных «выгнать» нефть из коллектора. Также пласт характеризуется сильной фациальной изменчивостью и неоднородностью состава — залежи отделены друг от друга непроницаемыми породами. Все это приводит к нестабильности добычи в пределах отдельных участков продуктивного пласта.

Добыча на Приразломном месторождении началась в 2013 году. Первая нефть была отгружена на Большую землю в апреле 2014-го, а уже в сентябре того же года на шельфе был добыт миллионный баррель нефти.

Новопортовское нефтегазоконденсатное месторождение

«ГПН Новый Порт», ЯНАО, Ямальский район

Начальные извлекаемые запасы нефти — 233,9 млн тонн

Месторождение расположено на севере полуострова Ямал и относится к Западно-Сибирской НГП. Новопортовское открыто еще в 1964 году, но его промышленная разработка началась только через 50 лет. Столь долгий срок обусловлен логистической недоступностью месторождения.

Несмотря на большие запасы нефти, причем нефти легкой, малосернистой и малосмолистой, по своим качествам превосходящей известные российские бренды, освоение запасов оказывалось нерентабельным из-за отсутствия адекватного способа транспортировки продукции. «Газпром нефть», получив лицензию на разработку Новопортовского, решила построить небольшой участок трубопровода до Обской губы, а оттуда переправлять нефть на Большую землю танкерами при поддержке ледокольного флота. Нефтеналивной терминал на побережье Обской губы должен быть построен к концу 2015 года, полномасштабная промышленная разработка месторождения начнется в 2016 году.

С геологической точки зрения Новопортовское считается очень сложным — из-за многочисленных тектонических нарушений, приводящих к высокой расчлененности залежей. Это значит, что геологи имеют дело с пластами, в которых сложно определить местонахождение коллекторов из-за разломов, неоднородности пласта. Помимо «удобных» терригенных коллекторов в мезозойских отложениях часть нефти содержится в породах, относящихся к палеозою.

Их разработка потребует поиска и привлечения дополнительных технологий.

Восточно-Мессояхское нефтегазоконденсатное месторождение

«ГПН-Развитие», «Мессояханефтегаз», ЯНАО, Тазовский район

Начальные извлекаемые запасы нефти — 337,7 млн тонн

Месторождение входит в группу Мессояхских месторождений, расположенных на Гыданском полуострове (арктической части Западно-Сибирской НГП) и считающихся самыми северными материковыми месторождениями нефти в России. По объемам запасов относится к уникальным. Основные продуктивные пласты приходятся на терригенные коллекторы, но разработка отягощена несколькими негативными факторами. Нефть на Мессояхе — высоковязкая, битуминозная, смолистая, и ее извлечение — процесс энергозатратный. При этом для Гыдана, как и для всего Крайнего Севера, характерно отсутствие необходимой инфраструктуры — электростанций и дорог. Сейчас для полноценной разработки месторождения ведется строительство газотурбинной электростанции и нефтепровода, который соединит месторождение с магистральной трубопроводной системой Заполярье — Пурпе.

Есть и геологические сложности — большинство ловушек на Мессояхе тектонически и литологически экранированы (см. схему). Это означает, что продуктивный пласт испещрен разломами, а толщина коллекторов неоднородна и построение геологической модели требует дополнительных исследований. В тех случаях, когда ловушки относятся к пластовому сводовому или массивному типу и удобны для добычи, сложностью становится наличие обширной переходной зоны — участка на границе водонефтяного раздела, где нефть перемешана с водой. Список проблем дополняют климатические условия — работать приходится с многолетнемерзлыми породами. Их особенность — постоянные микроподвижки, которые могут привести к сминанию скважин. Для борьбы с этим явлением требуется применение особых арктических цементов при строительстве скважин.

Южная лицензионная территория Приобского нефтяного месторождения

«ГПН-Хантос», ХМАО, Ханты-Мансийский район

Начальные извлекаемые запасы нефти — 447,6 млн тонн

Приобское месторождение уникально по запасам нефти. «Газпром нефть» разрабатывает Южную лицензионную территорию, а геологические запасы всего месторождения оцениваются в 5 млрд тонн. Нефть добывается из характерных для Западно-Сибирской НГП терригенных коллекторов мезозойских отложений. Однако нефть Приобки относится к трудноизвлекаемым запасам из-за крайне низкой проницаемости продуктивных пластов, большого количества недонасыщенных коллекторов и пластов с малыми нефтенасыщенными толщинами. Разработка таких залежей требует применения дополнительных методов интенсификации притока: многостадийного гидроразрыва пласта, бурения многоствольных и горизонтальных скважин, подбора оптимальных режимов эксплуатации скважин. В целях максимального повышения эффективности геологоразведки на Приобском месторождении применяется сейсмосъемка 3D. Она позволяет значительно увеличить количество получаемой информации и детализировать представление о строении залежей. Хотя месторождение открыто еще в 1982 году, его рентабельное освоение стало возможным только после внедрения современных технологических решений.

Восточный участок Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения

«ГПН Оренбург», Оренбургская область

Начальные извлекаемые запасы нефти — 101 млн тонн

Месторождение относится к Волго-Уральской нефтегазоносной провинции или так называемому второму Баку — по аналогии с первым Баку — первоисточником нефтедобычи в Российской империи. Это обширная территория между Волгой и Уралом, тянущаяся от Сыктывкара до Оренбурга. Нефтегазовый потенциал провинции был предсказан Иваном Губкиным: разработка месторождений в Урало-Поволжье началась еще в 30-е годы прошлого века и успешно продолжается до сих пор.

Основные сложности геологического строения связаны с неоднородностью карбонатных коллекторов, высокой степенью их расчлененности, прерывистостью продуктивных пластов. В силу крайней изменчивости внутреннего строения залежей, большого количества трещин и каверн самых разных размеров и протяженности нефтяники сталкиваются с невозможностью остановиться на какой-то одной оптимальной технологии разработки. В то же время трещиноватость, свойственная карбонатным коллекторам, способствует более быстрому обводнению продукции добывающих скважин по сравнению с терригенными коллекторами. Наличие газовой шапки существенно усложняет подбор оптимальных режимов работы скважин, сейчас в зависимости от расположения скважин применяются различные методы эксплуатации — фонтанные, газлифтные, с использованием электрических центробежных насосов.

Нефть, добываемая на Оренбургском месторождении, типична для Волго-Уральской НГП и относится к «тяжелой» российской нефти — смолистая, парафинистая, со значительным количеством сернистых примесей. Газ газовой шапки — жирный углеводородный, с высоким содержанием агрессивного сероводорода, что требует соблюдения повышенных мер промышленной безопасности при разработке скважин и использования устойчивого к коррозии оборудования.

Вынгапуровское и Суторминское нефтегазоконденсатные месторождения

«ГПН-Ноябрьскнефтегаз» и его филиал «ГПН-Муравленко», ЯНАО, Пуровский район

Начальные извлекаемые запасы нефти — 221,9 млн тонн и 252,5 млн тонн соответственно

Крупнейшие месторождения нефти на Ямале относятся к Западно-Сибирской НГП. Коллекторы терригенные, поровые. Промышленная разработка обоих месторождений ведется с начала 80-х годов ХХ века. Поздняя стадия разработки сопровождается характерными сложностями — высоким обводнением, небольшими дебитами скважин, заколонным перетоком жидкости, связанным с плохим цементированием скважин при их строительстве в советское время. К плюсам можно отнести наличие всей необходимой инфраструктуры и логистических возможностей для транспортировки нефти.

Несмотря на многолетнюю разработку, по-прежнему ведется геологическое изучение как Вынгапура, так и Суторминского месторождения. На Вынгапуровском месторождении проводится доразведка неисследованных территорий. Месторождение включает в себя больше 60 пластов, содержащих нефть, разную по качеству, химическим и физическим свойствам. На Вынгапуре отрабатываются новые методы как геологоразведки, например методика прогноза коллекторов, так и разработки: бурятся горизонтальные, многоствольные скважины, проводятся многостадийные гидроразрывы пласта. Для Суторминского месторождения характерно сложное фациальное строение: в одном пласте может содержаться до 6 залежей нефти, не связанных между собой. При таком строении сложно точно определить местоположение каждой отдельной залежи, требуется бурение большого количества разведочных и эксплуатационных скважин, чтобы охватить весь пласт. В то же время на обоих месторождениях добываются качественные легкие нефти, не требующие в дальнейшем сложной подготовки и очистки от примесей.

Нефтяное месторождение Бадра

GAZPROM NEFT BADRA B. V., Восточный Ирак

Начальные извлекаемые запасы нефти — 99,4 млн тонн

Месторождение относится к нетфегазоносному бассейну Персидского залива. Иракскими проектами «Газпром нефть» заинтересовалась в 2009 году. В 2010-м уже началась разведка на Бадре, а в 2014-м — промышленная эксплуатация месторождения. Как оператор разработки «Газпром нефть» получает от иракского правительства вознаграждение — первая партия нефти сорта Kirkuk отгружена компании 7 апреля 2015 года. В плане геологии Бадра — одно из сложнейших в регионе. Несмотря на крайне удобный тип ловушек — пластовый сводовый, коллекторы здесь карбонатные — доломитизированный трещиноватый известняк со сложным фациальным строением. Нефтяники называют их «пирогом» — за большое количество перемычек внутри пласта.

Нефтяное месторождение Саркала

GAZPROM NEFT MIDDLE EAST B. V., Курдский автономный регион, Ирак

Начальные извлекаемые запасы нефти — 8,7 млн тонн

В 2012 году проектный портфель «Газпром нефти» пополнился контрактами на разведку и добычу на трех блоках в Курдском автономном районе Ирака: Гармиан (в пределах которого впоследствии было открыто месторождение Саркала), Шакал и Халабджа. Месторождения относятся к нетфегазоносному бассейну Загрос.

Курдистан остается одним из немногих регионов в мире, где все еще возможны крупные открытия месторождений УВ. С точки зрения геологии территория Курдистана относится к нефтегазоносному бассейну Загрос, одному из крупнейших в мире. Для этой территории характерны все наиболее актуальные вызовы современной нефтегазовой отрасли — карбонатные трещиноватые коллекторы, интенсивная тектоника, месторождения с нефтяными оторочками.

Дополнительной сложностью для геологов стал гористый ландшафт, осложняющий проведение сейсморазведки, а для инвесторов — риски, связанные с непростой геополитической ситуацией в регионе.

Урманское нефтяное месторождение

«ГПН-Восток», Томская область, Парабельский район

Начальные извлекаемые запасы нефти — 15,5 млн тонн

Месторождение относится к Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, растянувшейся от Томска до Карского моря. На сегодня Западно-Сибирская НГП — наиболее изученная и богатая запасами, здесь добывается больше половины всей российской нефти. Как правило, добыча в Западной Сибири ведется из терригенных коллекторов юрских отложений. Однако на Урманском месторождении помимо юры разрабатывается также палеозой. Отложения палеозоя более древние и глубокие, чем юрские. По оценкам геологов, нефтяные залежи в палеозое составляют порядка 5–10% всех запасов нефти Западно-Сибирской НГП. Только в Томской области извлекаемые запасы палеозоя могут достигать 1 млрд т.н.э.

Особенность палеозойских залежей в том, что они заключены в трещиноватых карбонатных коллекторах и из-за сложности строения и разработки обычно относятся к нетрадиционным запасам. Обширная газовая шапка и подстилающая вода также осложняют разработку залежи. Наличие большого количества трещин, с одной стороны, обеспечивает коллектору хорошую проницаемость, а с другой — грозит быстрым обводнением, прорывами газа из газовой шапки при разработке месторождения, поглощением бурового раствора и заклиниванием оборудования при бурении. Геологи сталкиваются с необходимостью применения новых технологий при интерпретации сейсмических данных для определения внутреннего строения залежи, направления трещин.

Добыча на месторождении осложняется свойствами самой нефти — по большей части она тяжелая, парафинистая, а холодная сибирская зима располагает к осаждению парафинов на стенках скважин и насосном оборудовании.

Территории, представленные на карте нефтегазоносных провинций России, отранжированы по количеству запасов нефти и газа. Также на карте обозначено распределение нефтяных и газовых месторождений. Помимо этого, содержится информация о регионах активности «Газпром нефти» и большинстве месторождений, разрабатываемых компанией.

Карта нефтяных месторождений России | Журнал Рациональное освоение недр

 Нефтью называют горючую маслянистую жидкость красно-коричневого или чёрного цвета со специфическим запахом. Нефть является одним из важнейших полезных ископаемых на Земле, так как из неё получают наиболее используемые в настоящее время виды топлива. Обычно нефть образуется вместе с другим, не менее важным полезным ископаемым – природным газом. Поэтому очень часто эти два вида полезных ископаемых добываются в одном и том же месте. Нефть может залегать на глубине от нескольких десятков метров до 6 километров, но чаще всего она располагается на глубине 1-3 км. Природным газом называют газовую смесь, образующуюся при разложении органических веществ. Он залегает в земных недрах в газовом состоянии в виде отдельных скоплений, в виде нефтяной шапки нефтегазовых месторождений, а также в растворённом состоянии (в нефти и в воде).

К настоящему времени на территории России открыто несколько десятков нефтяных и газовых месторождений. Основная часть их сосредоточена в недрах арктических морей, где их разработка осложняется сложными климатическими условиями. Также возникает проблема доставки нефти и газа к местам их переработки. В связи с этим разработка ведётся лишь на шельфе Сахалина, а также в материковой части России, где также встречаются довольно богатые нефтяные, газовые и нефтегазовые месторождения. В материковой части России большинство нефтяных и газовых месторождений сосредоточены в Сибири и на Дальнем Востоке.

Наиболее известные месторождения нефти и газа на территории России:

Уренгойское месторождениеприродного газа.  Это второе в мире по величине пластовых запасов газовое месторождение. Объёмы газа здесь превышают 10 триллионов кубических метров. Данное месторождение расположено в Ямало-Ненецком автономном округе Тюменской области России, чуть южнее северного полярного круга. Имя месторождению дало название расположенного неподалёку посёлка Уренгой. После начала разработки месторождения здесь вырос целый рабочий город Новый Уренгой. Месторождение было открыто в 1966 году, а добыча газа началась в 1978.

Туймазинское нефтяное месторождение. Это месторождение расположено в Республике Башкирия, у города Туймазы. Месторождение было открыто ещё в 1937 году. Нефтесодержащие слои расположены на глубине 1-1,7 км. Разработка месторождения началась в 1944. Туймазинское месторождение является одни из пяти крупнейших месторождений в мире по количеству нефти. Размеры месторождения составляют 40 на 20 километров. Благодаря новейшему методу основная масса извлекаемых запасов была добыта за 20 лет. Из девонских пластов отобрано нефти в два раза больше, чем удалось бы извлечь обычными способами. Однако запасы так велики, что добыча продолжается до сих пор.

Находкинское газовое месторождение. Это месторождение природного газа расположено в Большехетской впадине в Ямало-Ненецком автономном округе. Запасы месторождения оцениваются в 275,3 миллиарда м3 газа. Хотя месторождение было открыто довольно давно (в 1974 году), разработка его началась лишь в 2004 году.

 

Штокмановское газоконденсатное месторождение. Одно из крупнейших месторождений в мире, открытое в 1988 году. Располагается в центральной части шельфа Баренцева моря примерно  в 600 км к северо-востоку от Мурманска. Запасы газа, по оценкам на настоящее время, составляют 3,7 триллиона м³ газа. Добыча газа здесь пока ещё не началась, так как значительная глубина залегания полезного ископаемого и трудные условия разработки требуют значительных затрат и высокотехнологичного оборудования.  

Ковыктинское месторождение (Ковыкта). Месторождение природного газа, расположенное на севере Иркутской области, в 450 км к северо-востоку от Иркутска. Месторождение находится на высокогорном плато, покрытом темнохвойной тайгой. На некоторой части территории господствует многолетняя мерзлота. Кроме того, рельеф этой местности осложняется многочисленными каньонами. Климатические условия в районе месторождения также достаточно суровые. Запасы природного газа оцениваются в 1,9 триллионов кубометров газа и 115 миллионов тонн жидкого газового конденсата.

Ванкорское месторождениенефтегазовое месторождение. Месторождение, расположенное на севере Красноярского края. Включает в себя Ванкорский  и Северо-Ванкорский  участки. Месторождение открыто в 1991 году. Запасы нефти превышают 260 миллионов тонн, а газа — около 90 миллиардов м³. Разработка месторождения должна начаться в 2008 году. Здесь планируется пробурить 266 скважин, а поставку осуществлять через Восточный нефтепровод.

Ангаро-Ленское газовое месторождение. Крупное месторождение природного газа расположенное в Иркутской области. Названо по названиям крупных рек – Лены и Ангары, расположенных поблизости. Месторождение открыто в начале XXI века. Запасы природного газа по предварительным оценкам составляют более 1,2 триллиона м³.

Самотлорское нефтяное месторождение (Самотлор). Это крупнейшее в России и одно из крупнейших в мире нефтяных месторождений располагается в Ханты-Мансийском автономном округе, в районе Нижневартовска у озера Самотлор. По оценкам специалистов запасы нефти здесь составляют 2,7 миллиарда тонн. Они залегают на глубине 1,6-2,4 км. Месторождение было открыто в 1965 году. В основном месторождение разрабатывалось в 80-е годы прошлого века. К настоящему времени около 2,3 миллиарда тонн уже добыто.

Еты-Пуровское нефтяное месторождение. Это нефтяное месторождение, расположенное в Ямало-Ненецком автономном округе, в районе города Ноябрьска. Открыто в 1982, разработка начались лишь в 2003.  Запасы нефти составляют  около 40 миллионов тонн.

Верх-Тарское нефтяное месторождение. Располагается на севере Новосибирской области. Запасы нефти составляют около 68 миллионов тонн. Одним из недостатков месторождения является отсутствие необходимых коммуникаций. Нефть добываемая на этом месторождении отличается небольшим количеством примесей. Месторождение открыто в 1970 году, разработка началась в 2000 году.

Количество месторождений нефти и газа в России значительно больше. Некоторые из них, открытые ещё в прошлом веке уже выработаны, а разработка других, сравнительно недавно обнаруженных, ещё даже не начиналась (например, Ванкорское месторождение). Кроме того, есть основания полагать, что далеко не все месторождения на территории страны открыты.

К предыстории становления газовой промышленности Европейского Севера России

Впервые на газопроявления ухтинской нефти её исследователи обратили внимание в конце XIX — начале XX века.

Хронограф отечественной нефтегазовой промышленностиОдним из первых был Александр Николаевич Замятин (1879–1918) — горный инженер, адъюнкт-геолог Геологического комитета в Петербурге, исследователь Ухтинского нефтяного района начала прошлого века.Он утверждал, что почти во всех буровых и во многих местах естественных выходов выделяется много горючих газов. В буровой номер 1, заложенной инженером Стукачевым, на левом берегу Ухты в районе Сидоровой казармы с глубины 45–86 футов началось бурное выделение горючих газов. Буровая переливала горько-соленой водой с интенсивным выделением горючих газов. Анализ этих газов, проведенный в химической лаборатории, дал такие результаты: метана (Ch5) — 99,2%; углекислоты (CO2) — 0,6%; кислорода (О) — 0,2%.

Помимо Замятина, в 1918 году на газоносность северной ухтинской нефти обратил внимание и Иван Михайлович Губкин. Но только в 1926 году в Ухтинский нефтяной район Геологическим комитетом была направлена группа А. А. Черепенникова и М. Н. Воробьёва для исследования как естественных газовых выходов, так и выходов газа из буровых скважин. Работы получили продолжение в 1927 году. Дебит газовых выходов был невелик, но зато были исследованы воды Ухтинского нефтяного района, что привело к открытию месторождения радия.

Несмотря на широкий разворот работ по нефти, каменному углю, радию в 1929–1930 гг., внимание к проблемам газопроявления на Ухте не ослабевало.

В 1931–1932 гг. по рекомендации Николая Николаевича Тихоновича, наряду с Ухтинским районом, было обращено внимание и на Верхнеижемский регион — на проведение разведочных работ на нефть и газ около деревни Крутой. Здесь 5 октября 1932 года была забурена разведочная скважина на нефть, которая 4 июня 1935 года выбросила столб воды и фонтан газа. Он первоначально дал 1 000 000 кубометров в сутки с нефтеносного газового пласта с глубины 707 метров. Так было открыто Седъёльское месторождение газа. Это было первое месторождение природного газа на севере страны.

Позже были открыты еще несколько месторождений: в 1943 — Войвожское нефтегазовое, в 1945 — Нибельское нефтегазовое, в то время крупнейшее в стране. В 1949 году открыто Кушкоджское газовое и Верхне-Омринское газонефтяное месторождения. В 1951 заявило о себе Нижне-Омринское нефтегазовое месторождение. В 1956 году открыто Джебольское газоконденсатное. С 1961 по 1963 год страна узнала об открытии Курьинского газового месторождения (самое южное в Тимано-Печорской провинции), Западно-Тэбукского месторождения нефти, растворенного газа и гелия, Печорогородского газоконденсатного, Печоро-Кожвинского газонефтяного и Пашнинского нефтегазового месторождений. А в 1964 году из разведочной скважины № 2 на Нижне-Вуктыльской площади получен фонтанный приток газа с конденсатом — было открыто уникальное Вуктыльское газоконденсатное месторождение.

Такой была предыстория «Севергазпрома».

Стабильная и устойчивая работа ООО «Газпром трансгаз Ухта» базируется на почти 50-летней истории поисков, сложных и интересных технических решений, открытий и освоения газовых богатств Европейского Севера страны. Более 49 лет назад тысячи людей связали свою судьбу с газовой отраслью. Геологи, буровики, промысловики и газотранспортники, строители и вышкомонтажники стали основателями мощного промышленного комплекса, одного из крупнейших подразделений ПАО «Газпром».

Многие работники предприятия награждены орденами и медалями, трое удостоены звания Героя Социалистического Труда.

«Газпром трансгаз Ухта» — крупнейшая на Европейском Севере России компания, ранее носившая фирменное наименование ООО «Севергазпром», в которой до 2008 года были объединены все направления газового бизнеса: от поисков и разведки месторождений углеводородного сырья до его добычи, транспорта и переработки.

В 2007 году состоялась реструктуризация ООО «Севергазпром» путём выделения из его состава ООО «Газпром переработка», ООО «Газпром югподземремонт-Ухта» и ООО «Газпромтранс-Ухта».

С 1 февраля 2008 года ООО «Севергазпром» переименовано в ООО «Газпром трансгаз Ухта», основным видом деятельности которого является транспортировка природного газа по магистральным газопроводам.

Высокая репутация предприятия подтверждается всей многолетней историей его развития.

Исторические подробности можно узнать в Комплексе выставочных залов ООО «Газпром трансгаз Ухта» по проспекту Ленина 50, город Ухта. Телефоны для предварительных заявок: (+7 8216) 77-20-66, (+7 8216) 77-35-04, факс (+7 8216) 77-24-80. Экскурсии проводятся бесплатно.

Как добраться до Комплекса выставочных залов ООО «Газпром трансгаз Ухта» — маршрутные такси № 2, 5, 7 до остановки «улица Куратова»
История компании
«Газпром трансгаз Ухта» сегодня
Хроника важнейших событий

На Золотаревском месторождении введут новые объекты для добычи и транспорта нефти

Самарский филиал Главгосэкспертизы России рассмотрел проектную документацию и результаты инженерных изысканий на первый этап обустройства Золотаревского нефтяного месторождения. По итогам проведения государственной экспертизы выдано положительное заключение. 

Золотаревское месторождение расположено на территории Омутнинского района Кировской области и Глазовского района Удмуртской Республики. Его запасы превышают 20 миллионов тонн нефти. Работы по изучению месторождения были начаты в 1960-е годы, первая нефть получена в 1995 году. В настоящее время разработку перспективных участков Золотаревского месторождения ведет АО «Белкамнефть», которая осуществляет добычу на 58 месторождениях в Удмуртской Республике, Республике Башкортостан и Кировской области. 

Проектной документацией, получившей положительное заключение Самарского филиала Главгосэкспертизы России, предусмотрен первый этап обустройства новой промысловой площадки Золотаревского месторождения, в том числе обустройство куста скважин № 1, одиночной добывающей скважины, а также строительство пункта налива нефти и линейной инфраструктуры. 

Площадка куста скважин № 1 расположена в центральной части месторождения. Добыча будет вестись с Каширского и Верейского горизонтов, содержащих запасы нефти с высоким содержанием серы, смол и парафинов. В ходе работ на кусте скважин обустроят приустьевые площадки четырех эксплуатационных и одной нагнетательной скважины, площадки под размещение станков-качалок, ремонтных агрегатов, передвижных мостков, автоматизированных групповых замерных установок и иного оборудования, необходимого для эксплуатации и обслуживания скважин. 

Кроме того, на первом этапе построят нефтегазосборный трубопровод от куста № 1 до проектируемого пункта налива нефти и выкидной трубопровод от одиночной скважины до пункта налива нефти. Для электроснабжения сооружаемых площадок проведут ответвления воздушных линий электропередачи ВЛЗ-10 кВ. 

Ко всем объектам обустройства куста скважин № 1 и одиночной добывающей скважины Золотаревского месторождения проложат автомобильные подъезды и разворотные площадки.
Проектировщик – ООО «Средневолжская землеустроительная компания» (ООО «СВЗК»).  

Фото: ТАСС

Ровно 50 лет назад первую нефть дал Самотлор — крупнейшее нефтяное месторождение России | Общество

Оно считается крупнейшим в России и 6-м по размеру в мире. Сегодня 50 лет со дня открытия Самотлорского месторождения. Май 1965 года считается исторической точкой отсчёта, когда разведочная скважина Р-1 дала первую самотлорскую нефть. За полвека на месторождении было пробурено более 18 тысяч скважин, добыто почти три миллиарда тонн нефти.

Это озеро в Нижневартовском районе называется Самотлор. Название в переводе с хантыйского означает «мертвое озеро», так как на берегах озера ханты часто находили мёртвую рыбу. Ученые говорят — так проявлял себя попутный нефтяной газ. Именно под этим озером в 1965 году нашли крупнейшее в России нефтяное месторождение.

Первую геологическую съёмку этих мест геологи провели ещё в конце сороковых годов. И десять лет исследовали глубинное строение земных недр, затем дали добро под разведочное бурение. Самый первый нефтяной фонтан Самотлора забил из скважины бригады Григория Норкина. Нефть рвалась из глубин с такой силой, что нагревались стальные трубы. Буровой мастер получил премию и орден трудового красного знамени.

Григорий Норкин, ветеран-первопроходец: «Когда я сюда приезжаю, считай — это родина моя, потому что я и родился в тайге, в Томской области, вырос там. Столько работал на Севере — 20 лет, сидеть на балконе в городе я не могу».

До Самотлорского, опыта эксплуатации месторождения в таких условиях в мировой практике еще не было. В болотах в начале освоения утонули три десятка тракторов. Прямо на болотистом озере отсыпались искусственные острова для буровых вышек. Югорчане первыми применили методы «плавающей насыпи» и «заторфовки».

Промышленная эксплуатация Самотлора началась в 1969 году. В те времена самотлорская нефть била фонтанами. Каждая новая скважина в сутки приносила до тысячи тонн. Именно на Самотлоре впервые в стране был достигнут сто тысячный рубеж годовой проходки. В пик развития Самотлор по запасам был вторым месторождением в мире. Уступая одному из промыслов Саудовской Аравии.

Юрий Эрвье, начальник главка «Главтюменьгеология» в 1966—1977 годах: «Сегодня Тюменская область является одним из крупных районов нефтедобычи. В будущем она станет ещё более крупным, благодаря открытию одного из самых уникальных в советском союзе месторождений – Самотлорского».

Геологические запасы Самотлорского месторождения оцениваются учёными больше, чем в 7 млрд тонн нефти. Пока добыто меньше половины. В прошлом году нефтяники приступили к реализации нового крупного проекта, согласно которому, в центральной зоне Самотлора будет пробурено свыше пятисот новых скважин. 

Минерально-сырьевая база Кировской области

Минерально-сырьевая база (далее – МСБ) области представлена месторождениями более 20 видов полезных ископаемых, запасы которых прошли государственную экспертизу и учтены государственным балансом (нефть, формовочные и стекольные пески, цементное сырьё, тугоплавкие глины, фосфоритовые руды, подземные воды питьевые, технические и минеральные, общераспространенные полезные ископаемые). По состоянию на 01.01.2018 на балансе запасов полезных ископаемых Кировской области числятся 949 месторождений (участков) нерудных полезных ископаемых и нефти, а также 329 месторождений (486 участков) пресных подземных вод и 9 месторождений (13 участков) минеральных подземных вод, находящихся на различных стадиях освоения.

Основные изменения МСБ в 2017 году произошли за счёт поисков и оценки новых месторождений, добычи полезных ископаемых на эксплуатируемых месторождениях и списания с баланса добытых запасов, а также за счёт перевода запасов полезных ископаемых из распределенного фонда недр в нераспределенный и наоборот.

 

Нефть и газ. По состоянию на 01.01.2018 на государственном балансе запасов нефти Кировской области числятся шесть месторождений: Золотаревское, Ильинское, Сардайское, Лыткинское, Неопольское и Проворовское. В 2016 году введена в действие новая классификация запасов нефти. В соответствии с новой классификацией на 01.01.2018 суммарные извлекаемые запасы нефти составляют: категории В1 – 4461 тыс.  т, категории В2 – 3142 тыс. т, категории С1 – 592 тыс. т, категории С2 – 3037 тыс. т.

 

К распределенному фонду недр относятся Золотаревское и Проворовское месторождения нефти.

Проворовское месторождение расположено на территории Белохолуницкого района Кировской области. По состоянию на 01.01.2018 на месторождении продолжаются работы по геологическому изучению.

С 1995 года разрабатывается Золотаревское месторождение, расположенное на границе Омутнинского района Кировской области и Глазовского района Удмуртской Республики. Добычу нефти ведёт ООО «Удмуртская национальная нефтяная компания». На месторождении пробурены шесть эксплуатационных скважин максимальной глубиной 1586 м, пять из них действующие, одна скважина законсервирована. В 2012 году с целью уточнения геологического строения и определения характера насыщения пластов в центральной части месторождения (на территории Удмуртской Республики) была пробурена разведочная скважина, в которой проводилась опытно-промышленная эксплуатация верейской залежи нефти. В 2017 году на месторождении добыто 4 тыс. т нефти. Добытая нефть в сыром виде автоцистернами перевозится на приемный пункт, расположенный в Удмуртской Республике, для дальнейшей транспортировки по трубопроводу на нефтеперерабатывающие заводы.

 

Твердые полезные ископаемые

Фосфориты. На северо-востоке области находится Вятско-Камское месторождение фосфоритов (состоит из 18 участков), разведанные запасы (А+В+С1) которого составляют 839,8 млн т руды. Месторождение является крупнейшим в России, находится в нераспределенном фонде недр.

Песчано-гравийные смеси. Балансом запасов учтено 60 месторождений песчано-гравийной смеси (далее – ПГС) с суммарными запасами промышленных категорий (А+В+С1) 265,5 млн м3.

В распределенном фонде недр находится 29 месторождений ПГС с запасами промышленных категорий 214,1 млн м3. Наиболее крупными месторождениями ПГС являются: Кирсинское (Верхнекамский район) с запасами категорий В+С1 – 118 833 тыс.  м3, Уто­чий Бор (Верхнекамский район) с запасами категории В+С1 – 24 386 тыс. м3, Сло­бодское (Слободской район) с запасами категории В+С1 – 13 562 тыс. м3.


Пески для бетона и силикатных изделий. Учтены балансом 5 месторождений песков, промышленные запасы которых составляют 39,7 млн м3. Наиболее крупные из них: Стрижевское (Оричевский район) с запасами промышленных категорий А+В+С1 – 20 731 тыс. м3, Мурыгинское (Юрьянский район) – 10776 тыс. м3, Пагинковское (Слободской район) – 4 866 тыс. м3. В распределенном фонде недр числятся все 5 месторождений песков для бетона и силикатных изделий, промышленные запасы распределенного фонда недр – 35,3 млн м3. В нераспределенном фонде находятся 2 участка с запасами (А+В+С1) 4,4 млн м3.

Пески формовочные. Разведано и поставлено на государственный баланс одно месторождение формовочных песков «Белые Чежеги» (Кирово-Чепецкий район) с запасами промышленных категорий 75 тыс. т, месторождение находится в нераспределенном фонде недр.

Глины тугоплавкие. Учтены балансом три месторождения тугоплавких глин – Песковское, Кокоринское (Омутнинский район) и Варламята (Нагорский район) с суммарными запасами категорий А+В+С1 – 640 тыс. т, С2 – 1244 тыс. т. Месторождения числятся в нераспределенном фонде недр.

Глины бентонитовые. Учтены балансом два месторождения бентонитовых глин – Васильевское и Чернохолуницкое с суммарными запасами по категории С2 – 4890 тыс. т. Месторождения числятся в нераспределенном фонде недр.

Кирпично-черепичное сырье. Промышленные запасы кирпичных глин и песков-отощителей по 40 месторождениям составляют 55,8 млн м3, запасы категории С2 – 7,3 млн м3.Наиболее крупные: Верхнекамское-II (Верхнекамский район) с запасами глин промышленных категорий – 18 242 тыс. м3, Береснятское (Советский район) – 2 983 тыс. м3, Катанурское (Яранский район) – 2 245 тыс. м3, Усадское (Вятскополянский район) – 1 893 тыс. м3. В распределенном фонде недр находятся 3 месторождения кирпичных глин с промышленными запасами 4,2 млн м3.

Карбонатные породы для извести и известняковой муки. Запасы карбонатных пород для производства извести, известняковой муки категорий А+В+С1 по 14 месторождениям составляют 72,3 млн м3, в том числе по 3 месторождениям распределенного фонда недр – 11,0 млн м3. Наиболее крупными являются месторождения: Береснятское (Советский район) с запасами промышленных категорий А+В+С1 – 45 584 тыс. м3, Крас­нопольское (Сунской район) – 6 837 тыс. м3, Ботыли (Нолинский район) – 5 380 тыс. м3.

Карбонатные породы на строительный камень (щебень). Запасы промышленных категорий карбонатных пород для производства щебня по месторождениям составляют 207,7 млн м3, в том числе по 6 распределенным месторождениям – 60,9 млн м3. Наиболее крупными являются месторождения, расположенные в Советском районе: Чимбулатское с запасами промышленных категорий А+В+С1 – 55 651 тыс. м3, Суводское – 40 937 тыс. м3, Береснятское (северо-западная часть уч. Борисовский) – 25 125 тыс. м3.

Цементное сырье. Балансом запасов цементного сырья учтен Коршуновский участок Береснятского месторождения (Советский район) с запасами категории С2 – известняков 6,5 млн т и 18,0 млн т глин.

Торф. Балансом запасов учтены 635 месторождений  площадью более 10 га с запасами категорий А+В+С1 – 386,4 млн т, из них 470 торфяных месторождения подлежащих разработке. В распределенном фонде недр находятся 10 торфяных месторождений с промышленными запасами 159,2 млн т. Наиболее крупные месторождения с запасами категории А: Дымное (Верхнекамский район) – 94 977 тыс. т, Лычное (Верхнекамский район) – 22 657 тыс. т, Пищальское (Оричевский и Котельничский районы) – 12 089 тыс. т.

Лечебные грязи. Балансом запасов учтены 7 месторождений лечебных грязей с общими запасами категорий А+В+С1 – 403,091 тыс. м3, все месторождения находятся в распределенном фонде недр. Наиболее крупным из них является месторождение «Озеро Орловское» с запасами категорий В+С1 – 390,91 тыс. м3.

Минеральные воды. Разведаны 9 месторождений минеральных вод, используемых в медицинских целях и бальнеологии, все месторождения находятся в распределенном фонде недр. Общие запасы лечебных минеральных вод категорий А+В+С1 составляют 0,927 тыс. м3/сутки.

Подземные воды питьевые и технические. На государственном учете числятся эксплуатационные запасы питьевых и технических подземных вод по 329 месторождениям (486 участкам) категорий А+В+С1 в количестве 352,29 тыс. м3/сутки и категории С2 – 108,56 тыс. м3/сутки, используемые для хозяйственно-питьевого водоснабжения населения и технологического обеспечения объектов промышленности. В распределенном фонде недр находятся 279 месторождений (402 участка) с запасами категорий А+В+С12 374,16 тыс. м3/сутки.

14 марта 2022 г., обновление: В ответ на дальнейшее вторжение России в Украину мы предоставляем обновленные данные об экспорте сырой нефти, природного газа и угля из России, включая полные данные за 2021 год, в статье Today in Energy .

  • Россия была третьим в мире производителем нефти и других жидкостей (после США и Саудовской Аравии) в 2020 году; общий годовой объем производства жидкого топлива составлял в среднем 10,5 миллионов баррелей в день (б / сут).В 2020 году Россия была вторым по величине производителем сухого природного газа (вторым после США), произведя примерно 22,5 триллиона кубических футов (трлн куб. футов).
  • Европа является для России основным рынком сбыта нефти и природного газа, и, соответственно, Европа является ее основным источником доходов. Россия является основным источником нефти и природного газа для Европы; значительная доля европейского импорта нефти и природного газа приходится на Россию.
  • С 2014 года Россия находится под санкциями, введенными США и Европейским союзом (ЕС).Санкции были введены в ответ на действия и политику российского правительства в отношении Украины. Санкции США в основном влияют на доступ российских энергетических компаний к рынкам капитала США, а также к товарам, услугам и технологиям для поддержки глубоководной разведки и разработки месторождений.
  • С апреля 2020 года Россия активно координирует добычу нефти с рядом производителей ОПЕК и других стран, не входящих в ОПЕК, под общим названием соглашение ОПЕК+. Соглашение ОПЕК+ направлено на ограничение добычи сырой нефти в ответ на быстрое снижение спроса в результате пандемии COVID-19. 1
  • 18 июля 2021 года ОПЕК+ согласилась начать увеличение квот на добычу для стран-участниц и продлить срок действия соглашения ОПЕК+ до конца 2022 года. Сделка последовала за тупиком в переговорах несколькими неделями ранее, когда представитель Арабские Эмираты (ОАЭ) потребовали пересмотра своего базового уровня добычи сырой нефти, который используется для расчета соответствующих квот добычи стран. Сделка в июле 2021 года привела к увеличению базового уровня добычи в России с 11.с 0 млн баррелей в сутки до 11,5 млн баррелей в сутки, начиная с мая 2022 года, а также позволил увеличить квоту добычи России на 100 000 баррелей в сутки в месяц, начиная с августа 2021 года. 2

Карта России

Источник: ЦРУ, World Factbook

.

Отраслевая организация

  • Отечественные компании доминируют в добыче нефти в России. Примерно 81% от общего объема добычи сырой нефти в России в 2020 году пришлось на российские компании «Роснефть», «Лукойл», «Сургутнефтегаз», «Газпром» и «Татнефть». 3
  • В октябре 2020 г. Правительство РФ утвердило изменения в налоговом режиме нефтегазового сектора, которые отменили налоговые льготы для нефтегазовых компаний, работающих на сверхвязких или сильно истощенных месторождениях (прежде всего нефтеносные пески и зрелые месторождения). Отмена налоговых льгот, особенно для сверхвязких месторождений, представляет собой проблему для операторов нефтеносных песков, поскольку налоговые изменения значительно увеличивают налоговое бремя и могут привести к тому, что добыча нефтеносных песков станет нерентабельной. 4 Дополнительные изменения включают:
    —Поэтапная отмена экспортных пошлин на сырую нефть и нефтепродукты
    — Поэтапная отмена налога на дополнительный доход, введенного в 2019 году и направленного на исчисление налога на прибыль, полученную углеводородными компаниями
    — Ежегодное постепенное повышение налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ), что фактически сместит налоговую базу с экспорта в сторону добычи и добычи
    — Налоговые льготы и фискальные льготы для компаний, стремящихся разрабатывать новые месторождения в восточных регионах Арктики.
    Изменения в налоговый режим были внесены для увеличения государственных доходов и в пользу компаний, работающих в арктическом регионе, где развитие ограничено из-за санкций, а также технической сложности добычи углеводородов из пластов, факторов, которые сделали освоение Арктики вверх по течению нерентабельным. . Налоговые льготы и стимулы для развития разведки и добычи в Арктике направлены на то, чтобы запустить больше проектов без необходимости партнерства с западными международными нефтяными компаниями (МНК).Международные санкции затруднили участие международных нефтяных компаний в разработке российских месторождений. 5
  • В июне 2020 года правительство России утвердило Энергетическую стратегию до 2035 года , которая направлена ​​на диверсификацию экспорта энергии, модернизацию энергетической инфраструктуры страны, повышение национальной конкурентоспособности и развитие технологических инноваций и цифровизации в энергетической системе. 6 Энергетическая стратегия до 2035 года отдает приоритет увеличению экспорта и доходов энергоносителей, а также расширению инфраструктуры природного газа, особенно в сфере транспортировки природного газа, в частности, в восточной Сибири и на Дальнем Востоке, для обеспечения устойчивости энергетической системы страны. Приоритет экспорта и доходов свидетельствует о центральной роли углеводородов для российского правительства. Доходы от сырой нефти и природного газа составляли в среднем примерно 43% от общего годового дохода правительства в период с 2011 по 2020 год.
  • Доказанные запасы нефти России по состоянию на январь 2021 года составляли 80 миллиардов баррелей, по данным Oil & Gas Journal . 8
  • В 2020 году добыча нефти и других жидких топлив в России составила 10,5 млн баррелей в сутки (из них 9,9 млн баррелей в сутки приходилось на сырую нефть, включая арендный конденсат). Российская экономика потребляла около 3,7 млн ​​баррелей в сутки (рис. 1).
  • В последние несколько лет в России разрабатывался ряд новых проектов, которые обеспечат рост добычи сырой нефти в России в краткосрочной перспективе, когда проекты будут запущены и достигнут своего пикового уровня добычи.(Таблица 1) Однако снижение добычи на более зрелых месторождениях России (в первую очередь в Западной Сибири, крупнейшем нефтедобывающем регионе России) может компенсировать рост добычи за счет разработки новых месторождений, что может привести к снижению добычи нефти в России к концу 2020-х гг. десятилетие. В дополнение к разработке новых месторождений компании увеличивают бурение на некоторых существующих зрелых нефтяных месторождениях и связывают более мелкие месторождения с существующей инфраструктурой на более крупных месторождениях, чтобы помочь увеличить коэффициент извлечения и частично смягчить падение добычи.Однако усилия по разработке действующих месторождений в России вряд ли смогут остановить падение добычи в долгосрочной перспективе. 9
  • В 2020 году «Роснефть» создала ООО «Восток Ойл», специальное целевое предприятие, для разработки группы месторождений сырой нефти и природного газа, известных под общим названием «Восток Ойл», в северной части Красноярского края. Нефтяной проект «Восток» направлен на привязку месторождений Ванкорского кластера (который состоит из Ванкорского, Тагульского, Сузунского и Лодочного месторождений и в настоящее время добывает около 300 000 баррелей в сутки), а также некоторых существующих месторождений на Таймырском полуострове. По данным «Восток Ойл», в совокупности эти месторождения потенциально могут давать от 1 до 2 млн баррелей в сутки при максимальной добыче. Более того, большую часть инфраструктуры, необходимой для полного превращения проекта в промышленный центр, еще предстоит построить. «Восток Ойл» планирует запустить проект в эксплуатацию в 2024 году, выйти на начальный уровень добычи в 600 000 баррелей в сутки и выйти на стабильный уровень добычи к 2030 году. 10
Таблица 1.Избранные проекты новых месторождений сырой нефти в России
Название проекта Поле Оператор Год запуска Год пикового производства, оценка Пиковая добыча (баррелей в сутки), оценка
Востсибнефтегаз Юрубчено-Тохомское Роснефть 2017 2023 116 000
Проект Восток Ойл Тагульское Роснефть 2017 2025 86 000
Тюменнефтегаз Русское Очередь 1 Роснефть 2018 2022 80 000
Газпромнефть-Ямал Новопортовское 1 очередь Газпромнефть 2016 2023 125 000
Газпромнефть-Ямал Новопортовское 2 очередь Газпромнефть 2018 2021 41 000
Мессояха Мессояхское Восточное Газпромнефть 2016 2020 112 000
Газпромнефть-Хантос Александр Жагрин Газпромнефть 2019 2023 81 000

Источник: Таблица U. S. Управление энергетической информации, на основе данных с веб-сайтов компаний Rystad Energy, «Роснефть» и «Газпром». Примечание: Оценки пиковой добычи относятся только к добыче сырой нефти и конденсата и не включают объемы добычи из попутного природного газа.

Транспортировка и хранение

Трубопроводы

  • В марте 2020 года государственная компания «Транснефть» достигла мирового соглашения с TotalEnergies по поводу загрязненной сырой нефти и конденсата, что привело к остановке нефтепровода «Дружба» в апреле 2019 года.Трубопровод сырой нефти и конденсата «Дружба» был остановлен после того, как импортеры обнаружили, что сырая нефть содержит большое количество органических хлоридов, что нарушило экспорт сырой нефти и конденсата из России в Германию, Польшу и Беларусь и, в меньшей степени, в Чехию и Словакию. , и Венгрия. Это также повлияло на экспорт из российского порта Усть-Луга на Балтийском море. 11
  • Каспийский трубопровод транспортирует сырую нефть в Новороссийск, Россия, с месторождений Тенгиз, Кашаган и Карачаганак в Казахстане, а также российских месторождений в Каспийском регионе. Каспийский трубопроводный консорциум (КТК), юридическое лицо, владеющее и эксплуатирующее Каспийский трубопровод, реализует программу по устранению узких мест, целью которой является увеличение пропускной способности сети нефтепроводов с 1,3 млн баррелей в сутки до 1,6 млн баррелей в сутки. Программа увеличит пропускную способность не за счет строительства дополнительной трубопроводной инфраструктуры, а за счет замены среднего оборудования и строительства новых резервуаров для хранения и насосной станции, что позволит лучше оптимизировать текущие мощности и пропускную способность трубопроводной сети.КТК рассчитывает завершить программу к концу 2023 года. 12

Портовые терминалы


  • На долю четырех крупнейших портов России (Приморск, Находка, Новороссийск и Усть-Луга) по экспорту сырой нефти в совокупности приходилось 71% морских перевозок сырой нефти в России в 2020 году (таблица 2) 13 .
Таблица 2. Морской экспорт сырой нефти из России по портовым терминалам, 2020 г.
тыс. барр./сут.
Портовый терминал Экспорт сырой нефти
Приморск 616
Находка 611
Новороссийск 459
Усть-Луга 437
Мурманск 271
Сокол Сахалин 265
Варандей 221
Прочие 127

Источник: Таблица У.S. Управление энергетической информации, на основе данных Clipperdata

Переработка и продукты нефтепереработки

  • Согласно Oil & Gas Journal , по состоянию на январь 2021 года в России было 5,5 млн баррелей в сутки мощностей по переработке сырой нефти на более чем 25 нефтеперерабатывающих заводах. «Роснефть», крупнейший нефтеперерабатывающий оператор, владеет мощностями по переработке сырой нефти мощностью более 2 млн баррелей в сутки. 14
  • «Газпром нефть» в настоящее время модернизирует свой НПЗ в Омске, расположенном в Западной Сибири.«Газпром» ожидает, что второй этап плана модернизации НПЗ будет завершен к концу 2022 года. Модернизация НПЗ включает строительство комплекса глубокой переработки нефти, использующего комбинацию технологий гидрокрекинга и удаления серы для удаления соединений серы с целью получения более высокой ценности. нефтепродукты, такие как топливо для реактивных двигателей, соответствующее международным стандартам, и судовое топливо с низким содержанием серы, которые могут соответствовать более строгим стандартам выбросов. 15
  • Лукойл начал строительство комплекса каталитического крекинга на своем НПЗ в Перми в августе 2021 года.Новый комплекс имеет ожидаемую производительность по сырью около 36 000 баррелей в сутки и будет включать в себя установку каталитического крекинга, а также установку компонентов высокооктанового бензина. Лукойл ожидает, что новый комплекс начнет коммерческую эксплуатацию в 2026 году. 16
  • В июне 2021 года «Лукойл» объявил о завершении строительства новой установки изомеризации и установки глубокой переработки и замедленного коксования на Кстовском НПЗ, расположенном в Нижегородской области в центральной части России. Завершение строительства установки изомеризации и установки замедленного коксования позволяет «Лукойлу» реконфигурировать предприятие и сократить производство более тяжелых нефтепродуктов, таких как мазут, и увеличить производство более качественных и ценных продуктов, таких как дизельное топливо и автомобильный бензин.Лукойл рассчитывает начать коммерческую эксплуатацию новых установок в четвертом квартале 2021 года. 17

Экспорт нефти и других жидкостей

  • В 2020 году Россия экспортировала почти 5 млн баррелей сырой нефти и конденсата в сутки. Большая часть российского экспорта сырой нефти и конденсата в 2020 году пришлась на европейские страны (48%), в частности, в Германию, Нидерланды и Польшу. На Азию и Океанию приходилось 42% всего российского экспорта сырой нефти и конденсата, а Китай был крупнейшим импортером российской сырой нефти и конденсата (31%).Около 1% всего экспорта нефти из России в 2020 г. пришлось на США (рис. 2). 18
  • Подробнее о нефти и других жидких видах топлива в России см. Справочник по России.
  • Трансграничный железнодорожный терминал Manzhouli Far East Gas для сжиженных углеводородных газов (СУГ) и пропилена, расположенный на российско-китайской границе, начал коммерческую эксплуатацию в 2019 году, что позволило России увеличить экспорт СУГ в Китай.Оператор терминала в Маньчжурии в настоящее время способен отгружать через границу примерно 60 000 баррелей в сутки сжиженного нефтяного газа, включая пропан, бутан, различные пропан-бутановые смеси, а также пропилен. Ожидается, что после завершения проекта расширения мощность терминала достигнет примерно 100 000 баррелей в сутки к 2022 году. Дополнительная мощность будет обеспечивать выход продукции Амурского газоперерабатывающего завода «Газпрома» в Свободном, который в настоящее время вводится в эксплуатацию в соответствии с графиком поэтапного завершения.
  • В конце 2019 года Сибур завершил установку установки крекинга этилена в Тобольске мощностью 1,5 млн тонн в год, 19 , которая стала первой установкой крекинга этилена в России, которая была разработана для использования этана в качестве сырья в дополнение к пропану и нормальному бутану. Повышенный спрос на это сырье на Тобольском заводе этиленового крекинга снижает его доступность для экспорта. Завод стоимостью 9,5 миллиардов долларов производит этилен, пропилен и бутилен/бутадиен, которые служат сырьем для производства производных продуктов, включая полиэтилен высокой и низкой плотности и полипропилен. 20
  • «Сибур» также строит нефтехимический комплекс под Свободным в Амурской области. Установка нефтехимического крекинга «Сибура», расположенная совместно с Амурским ГПЗ «Газпрома», (мощностью 2,3 млн тонн в год) будет потреблять этан, а также меньшее количество пропана в качестве сырья для производства этилена и пропилена, которые, в свою очередь, использоваться на месте для производства полиэтилена и полипропилена. Близость завода к границе с Китаем обеспечит СИБУРу свободный доступ на экспортный рынок. 21
  • Иркутская нефтяная компания строит завод полимеров в Усть-Куте в Восточной Сибири, который она планирует завершить в 2023 году. Комплекс по производству этилена и полиэтилена имеет проектную мощность 650 000 тонн в год, и ожидается, что потребление составит около 45 000 баррелей в год. г этанового сырья. 22
  • Дополнительную информацию о сжиженных углеводородных газах в России см. в Справочнике по России.

Обзор

  • Правительство России стремится стать мировым поставщиком природного газа; В 2020 году российское правительство утвердило свой последний план энергетической политики, Энергетическая стратегия до 2035 года , в котором приоритетное внимание уделяется развитию и диверсификации экспорта энергоносителей и направлено на значительное увеличение инвестиций в сжиженный природный газ (СПГ), особенно в арктическом регионе. В частности, в отношении природного газа стратегия направлена ​​на увеличение экспорта СПГ примерно до 4,5–4,9 трлн куб. футов в год к 2024 г. и примерно до 8,3–9,6 трлн куб. Европа. Россия традиционно была главным поставщиком природного газа в Европу через свою трубопроводную сеть. 24

Разведка и добыча

  • По данным журнала Oil & Gas Journal , по состоянию на 1 января 2021 года Россия обладала крупнейшими в мире запасами природного газа в размере 1 688 триллионов кубических футов (триллион кубических футов) (рис. 3). 25
  • В 2020 году в России было добыто примерно 22,5 трлн куб. футов сухого природного газа. В 2019 году в России было потреблено 16,9 трлн куб. футов сухого природного газа (рис. 4). 26
  • По данным группы наблюдения за Землей Национального управления океанических и атмосферных исследований США (NOAA), в 2020 году в России было сожжено примерно 849 млрд куб. 2020 г. (рис. 5). 27
  • Ряд недавних открытий природного газа в арктическом регионе России, особенно на полуострове Ямал и в Обской губе, может увеличить добычу природного газа в течение следующего десятилетия и привести к тому, что регион станет газовым узлом, который дополнит Западную Сибирь, где находится большая часть Исторически природный газ в России добывался.В 2018 году «Новатэк» объявил об открытии Северо-Обского месторождения, расположенного в Обской губе, и оценил, что оно содержит более 11,3 трлн куб. футов запасов природного газа. В мае 2020 года «Газпром» подсчитал, что его месторождение «75 лет Победы», расположенное на полуострове Ямал, содержит более 7,1 трлн куб. футов общих извлекаемых запасов. Оба открытия, если они будут полностью реализованы, значительно увеличат добычу природного газа в России (табл. 3). 28
Таблица 3.Отдельные проекты по добыче природного газа в России находятся в стадии разработки
Название проекта Поле Оператор Местоположение Год утверждения окончательного инвестиционного решения Расчетный год запуска Расчетный пиковый уровень добычи (млн куб. футов в год)
Восточная газовая программа Чаяндинское (1 очередь) Газпром Восточная Сибирь
(близ Иркутска)
2012 2020 630
Ямал СПГ Т4 Тамбейское Южное Т4 Новатэк Обская губа, Карское море 2013 2021 40
Уренгойское (Ачимовское) Блок 4 Уренгойское (Ачимовское) Блок 4А Газпром Обская губа, Карское море 2016 2021 318
Уренгойское (Ачимовское) Блок 5 Уренгойское (Ачимовское) Блок 5А Газпром Обская губа, Карское море 2016 2021 319
Мегапроект Ямал Харасавейское (Сеномиан-Апт) Газпром Полуостров Ямал 2019 2024 1 026
Арктик СПГ Т1-3 Салмановское (Утреннее) T1 Новатэк Обская губа, Карское море 2019 2023 306
Арктик СПГ Т1-3 Салмановское (Утреннее) Т2 Новатэк Обская губа, Карское море 2019 2024 309
Семаковское Семаковское
(1 очередь)
Газпром Ямало-Ненецкий автономный округ 2020 2023 241
Каменномысское-Море Каменномысское-Море Газпром Обская губа, Карское море 2020 2027 482 754
Восточная газовая программа Чаяндинское (2 очередь) Газпром Восточная Сибирь
(близ Иркутска)
2024 2026 212

Источник: Таблица U. S. Управление энергетической информации, на основе данных Rystad Energy

Транспортировка и хранение

Трубопроводы


  • В сентябре 2021 года «Газпром» завершил строительство газопровода «Северный поток — 2» (СП-2) — морского газопровода, проходящего через Балтийское море от российского порта Усть-Луга до Грайфсвальда в Германии. 29 Ожидается, что NS2 будет иметь вместимость около 1.9 миллиардов кубических футов в год, что идентично пропускной способности NS1, и оценивается примерно в 10 миллиардов долларов. Трубопровод полностью принадлежит «Газпрому» через швейцарскую компанию специального назначения, но, как сообщается, он получил финансирование примерно на половину стоимости от Engie, OMV, Shell, Uniper и Wintershall для его строительства. «Газпром» пока не объявил дату начала коммерческой эксплуатации. 30 В мае 2021 года правительство США отменило санкции, наложенные на проектную компанию, ее генерального директора и должностных лиц, участвовавших в строительстве газопровода NS2, что открыло «Газпрому» возможность завершить строительство газопровода и начать поставки природного газа в Германию. 31 В отчете Госдепартамента, направленном Конгрессу, утверждается, что проектная компания Nord Stream 2 AG, ее генеральный директор Маттиас Варниг, четыре российских корабля и четыре других организации занимались подпадающей под санкции деятельностью, но госсекретарь отменил санкции в отношении Nord Stream 2 AG. , его генеральный директор и персонал по соображениям национальных интересов. 32 Завершение строительства газопровода позволило России увеличить экспорт природного газа по трубам в Германию и другие страны-члены ЕС в обход Украины, тем самым лишив Украину потенциального дохода от платы за транзит.
  • Газопровод «Турецкий поток» начал работу в январе 2020 года. Экспортный газопровод соединяет крупнейшие запасы природного газа в России с газотранспортной системой Турции и позволяет Турции обеспечить альтернативный маршрут для транспортировки природного газа из России в южную Европу. Система «Турецкий поток» состоит из двух параллельных трубопроводов, каждый из которых имеет пропускную способность около 556 миллиардов кубических футов в год и простирается на 580 миль через Черное море от побережья России в Анапе до границы с Турцией. Первый трубопровод поставляет природный газ для внутреннего потребления Турции, а второй трубопровод (также называемый «Турецкий поток-2») проходит дальше по берегу примерно на 550 миль для доставки природного газа в Венгрию, Сербию и Болгарию. 33
  • Газопровод «Сила Сибири» начал транспортировку природного газа в декабре 2019 года, обеспечивая начальную мощность около 177 млрд куб. футов в год. Этот газопровод является первым газопроводом, по которому экспортируемый из России природный газ доставляется в Китай; Трубопровод протяженностью 1400 миль соединяется с Чаяндинским месторождением и пересекает границу Китая в провинции Хэйлунцзян.Ожидается, что к 2025 году газопровод выйдет на полную мощность примерно в 1,3 трлн куб. футов в год, обеспечив значительные объемы поставок природного газа и привлекательный альтернативный источник топлива для производства электроэнергии в регионе Китая с высоким уровнем использования угля. 34
  • «Газпром» утвердил технико-экономическое обоснование строительства газопровода для доставки природного газа в Китай через территорию Монголии. В результате трубопровод «Союз Восток» имеет запланированную экспортную мощность примерно до 1.7 триллионов кубических футов в год и, если он будет завершен, станет продолжением газопровода «Сила Сибири» и обеспечит альтернативный маршрут для российского природного газа в Китай. 35

СПГ


  • Проект «Новатэк» «Ямал СПГ» начал коммерческую эксплуатацию четвертой очереди в первой половине 2021 года и, как сообщается, к июню вышел на полную производственную мощность. Проект «Ямал СПГ» — первый проект «Новатэка» по сжижению газа и второй масштабный проект в России.В 2013 году «Новатэк» принял окончательное инвестиционное решение о первоначальном строительстве трех линий СПГ общей мощностью 792 млрд куб. Первоначальная дата запуска четвертой линии была назначена на 2019 год, но, как сообщается, она была перенесена на 2021 год из-за технических проблем с некоторыми компонентами.
  • Проект «Арктик СПГ-2» принял окончательное инвестиционное решение в сентябре 2019 года и в настоящее время находится в стадии строительства. Проект «Арктик СПГ-2» расположен на Гыданском полуострове в северной части Сибири и представляет собой проект стоимостью 21 миллиард долларов, который будет включать строительство трех линий сжижения, каждая с производственной мощностью около 317 млрд куб. год. «Новатэк» ожидает, что первая очередь будет завершена в 2023 году, а вторая и третья очереди — в 2024 и 2025 годах соответственно. Проект принадлежит консорциуму, в который входят:
    —Новатэк (который будет эксплуатировать объект)
    — Всего энергий
    — Китайская национальная нефтяная корпорация (CNPC)
    — Китайская национальная морская нефтяная корпорация
    —Japan Arctic LNG (которая сама по себе является консорциумом, состоящим из Mitsui & Co.и Японская национальная корпорация нефти, газа и металлов [JOGMEC]) 37
  • Второй крупномасштабный объект «Газпрома» по экспорту СПГ, «Балтийский СПГ», как сообщается, находится в стадии разработки, и его начало коммерческой эксплуатации запланировано на 2023 год. «Балтийский СПГ» представляет собой экспортный завод СПГ с двумя технологическими линиями общей мощностью 624 млрд куб. футов в год. «Балтийский СПГ» расположен недалеко от балтийского порта Усть-Луга, недалеко от границы с Эстонией, и завод СПГ является частью более крупного комплекса, в который входят другие заводы по переработке природного газа, которые будут производить этан и сжиженный нефтяной газ. 38

Экспорт природного газа

  • В 2020 г. потребители в Европе и Евразии получили примерно 89 % экспорта природного газа из России в объеме 8,5 трлн куб. Германия, Италия, Франция и Беларусь получили почти половину объемов экспорта в Европу и Евразию (Рисунок 6). 39
  • Подробнее о природном газе в России см. Справочник по России.

Потребление энергии

  • Россия потребляла 26.8 квадриллионов британских тепловых единиц (БТЕ) ​​энергии в 2020 году, большая часть из которых приходится на природный газ (52%). На нефть и уголь приходилось 23% и 12% потребления в России соответственно (Рисунок 7). 40

Обзор

  • В январе 2019 года правительство России утвердило план модернизации отечественных электростанций на сумму 29 миллиардов долларов. План модернизации, который, как ожидается, будет реализован в период с 2022 по 2031 год, позволит инвесторам участвовать в торгах по модернизации инфраструктуры на отечественных электростанциях.Этот план также позволяет инвесторам заключать соглашения сроком на 16 лет с конечными потребителями, которые могут заплатить надбавку за получение приоритетного доступа к электроэнергии, вырабатываемой в результате модернизации инфраструктуры. Однако, как сообщается, российское правительство вводит правила местного содержания, которые потребуют от инвесторов использования отечественного оборудования для модернизации инфраструктуры. 41

  • Производство электроэнергии и мощность

  • Валовое производство электроэнергии в России в 2019 году составило 1 058 миллиардов киловатт-часов (кВтч). Более 60% выработки электроэнергии в России приходится на источники, получаемые из ископаемого топлива, а остальная часть приходится в основном на атомные и гидроэлектростанции (Рисунок 8). Россия производит незначительное количество электроэнергии из других возобновляемых источников, таких как ветер и солнечная энергия.

Уголь

  • Запасы угля в России на конец 2019 года составляли примерно 179 миллиардов коротких тонн угля, что делало ее вторым по величине держателем извлекаемых запасов угля в мире после США.
  • Россия произвела 482 млн коротких тонн угля в 2019 году и занимает шестое место в мире по добыче угля после Китая, Индии, США, Австралии и Индонезии. Около 43% угля, добытого в том году, составляли битуминозные угли. Россия также производит значительное количество металлургического угля, около 109 млн коротких тонн в 2019 году.
  • В 2020 г. 54% российского экспорта угля пришлось на Азию, причем большую часть угля по объему импортировали Китай, Южная Корея и Япония (рис. 9).Около 31% всего российского экспорта угля предназначалось для Европы ОЭСР. 42
  • В 2018 году консорциум в составе Интер РАО и Государственной сетевой корпорации Китая предложил построить электростанцию ​​мощностью 1 гигаватт (ГВт) и угледобывающий комплекс в Амурской области на востоке России для добычи угля с Ерковецкого месторождения для выработки электроэнергии на экспорт в Китай. Первоначальный, более амбициозный план этого проекта в 2013 году предусматривал строительство электростанции мощностью 8 ГВт, что сделало бы ее крупнейшей в мире электростанцией, работающей на угле.Однако первоначальные планы были отменены в июне 2017 года из-за более низкого уровня энергопотребления в Китае. Помимо сокращения мощности проекта, «Интер РАО» и Государственная электросетевая корпорация Китая рассматривают возможность использования альтернативного источника топлива, такого как природный газ. 43

Атомная энергетика

  • Россия имеет установленную ядерную мощность более 28 ГВт из 38 действующих ядерных реакторов, а атомная энергетика произвела более 215 гигаватт-часов (ГВтч) электроэнергии в 2020 году. 44 Многие объекты атомной энергетики России стареют; 24 российских ядерных реактора, на долю которых приходится около 58% действующих ядерных мощностей страны, эксплуатируются не менее 30 лет (рис. 10). Росэнергоатом, подразделение Росатома и единственная энергетическая компания России, эксплуатирующая атомные электростанции страны, планирует построить 27 дополнительных ядерных реакторов, которые потенциально могут обеспечить до 24 ГВт дополнительной мощности в течение следующих 15 лет. 45
  • В России строятся три ядерных реактора, которые обеспечат дополнительные 3,5 ГВт ядерной мощности. 46 Ожидается, что две из строящихся атомных станций, Курская II-1 и Курская II-2, будут обеспечивать мощность по 1,3 ГВт каждая и будут введены в эксплуатацию к апрелю 2022 и 2023 годов соответственно. Строительство третьего ядерного реактора БРЕСТ-ОД-;300 началось в июне 2021 года, и его ожидаемая мощность составит 300 мегаватт (МВт) после его завершения в 2026 году. 47
  • Новейшей атомной электростанцией России является «Академик Ломоносов », первая в мире плавучая атомная электростанция, расположенная в Певеке на восточном побережье Арктики, примерно в 600 милях от Берингова пролива. Проект «Академик Ломоносов » основан на технологии атомных ледоколов и состоит из двух реакторов мощностью 32 МВт, обеспечивающих город теплом и электроэнергией. Коммерческая эксплуатация началась в мае 2020 года, и ожидается, что электростанция выйдет на полную мощность по выработке тепла и электроэнергии до конца 2021 года. 48
  • Для получения дополнительной информации об электроэнергетическом секторе России и источниках топлива см. Справочник по России.
  • Данные, представленные в тексте, являются самыми последними доступными по состоянию на 13 декабря 2021 года.
  • Данные являются оценками EIA, если не указано иное.

Exxon покидает Россию, оставляя активы на сумму 4 миллиарда долларов

Логотип Exxon Mobil Corp на выставке и конференции Rio Oil and Gas в Рио-де-Жанейро, Бразилия, 24 сентября 2018 г. REUTERS/Sergio Moraes

Зарегистрируйтесь сейчас и получите БЕСПЛАТНЫЙ неограниченный доступ к Reuters.com

Зарегистрируйтесь

ХЬЮСТОН, 2 марта (Рейтер) — Exxon Mobil (XOM.N) во вторник заявила, что прекратит свои нефтегазовые операции в России. оценивается более чем в 4 миллиарда долларов и остановить новые инвестиции в результате вторжения Москвы в Украину.

Это решение приведет к тому, что Exxon откажется от управления крупными объектами по добыче нефти и газа на острове Сахалин на Дальнем Востоке России и поставит под сомнение судьбу предполагаемого многомиллиардного завода по производству сжиженного природного газа (СПГ).

«Мы сожалеем о военных действиях России, которые нарушают территориальную целостность Украины и ставят под угрозу ее народ», — говорится в заявлении компании, критикующем усиление военных атак.

Зарегистрируйтесь прямо сейчас и получите БЕСПЛАТНЫЙ неограниченный доступ к Reuters.
com

Зарегистрируйтесь

Его запланированный выход последует за десятками других западных компаний, от Apple (AAPL.O) и Boeing (BA.N) до BP PLC, Shell и норвежской Equinor ASA. (EQNR.OL), которые приостановили свою деятельность или объявили о планах прекратить свою деятельность в России.

Exxon, встреча которой с аналитиками Уолл-стрит запланирована на среду, не сообщила ни графика своего выхода, ни комментариев по поводу потенциального списания активов. В последнем годовом отчете, поданном в феврале, ее активы в России оценивались в 4,055 миллиарда долларов.

Ранее Exxon начала вывозить американских сотрудников из России, сообщили два человека, знакомые с этим вопросом. Количество эвакуированного персонала не уточняется. По словам одного из источников, компания отправила самолет на остров Сахалин за персоналом.

Exxon управляет тремя крупными морскими нефтегазовыми месторождениями на острове Сахалин от имени консорциума японских, индийских и российских компаний, в который входит российская Роснефть (ROSN. MM). Группа продвигала планы по добавлению экспортного терминала СПГ на объекте.

«Российский бизнес Exxon относительно невелик в контексте его более широкого предприятия, поэтому он не имеет такого значения, как для BP или TotalEnergies, если бы он отказался от своих российских активов», — сказал Аниш Кападиа, директор исследователь энергетики и горнодобывающей промышленности Pallissy Advisors.

Компания, которая занимается разработкой российских нефтегазовых месторождений с 1995 года, столкнулась с необходимостью разорвать связи с Россией в связи с вторжением Москвы в Украину. Свои действия в Украине Россия называет «спецоперацией».

Объекты на Сахалине, которыми Exxon управляет с начала производства в 2005 г., представляют собой одну из крупнейших разовых прямых инвестиций в России, согласно описанию проекта на веб-сайте Exxon. В последнее время в ходе операции выкачивалось около 220 000 баррелей нефти в день.

Индийская компания ONGC Videsh, которой принадлежит 20% акций проекта «Сахалин-1», заявила, что в течение следующих нескольких недель партнеры примут решение о том, как продолжать работу над проектом после выхода, сообщила индийская компания агентству Reuters по электронной почте.

«Роснефти» принадлежит 20% акций проекта.

Зарубежное инвестиционное подразделение ведущей индийской нефтегазовой корпорации (ONGC.NS) также заявило, что не видит «какого-либо непосредственного влияния» на работу проекта из-за решения Exxon.

Японская компания Sakhalin Oil and Gas Development (SODECO), которой принадлежит 30% акций проекта «Сахалин-1», пытается подтвердить подробности заявления Exxon, сообщил представитель компании, добавив, что будет следить за развитием российско-украинских отношений. ситуации и решить, что делать в будущем.

Поддерживаемый государством производитель нефти Japan Petroleum Exploration Co (Japex) (1662. T), которому принадлежит 15,285% акций SODECO, также проверяет детали заявления Exxon и поговорит со своими партнерами, чтобы принять решение о планах на будущее, сообщил представитель Japex. сказал.

Зарегистрируйтесь сейчас и получите БЕСПЛАТНЫЙ неограниченный доступ к Reuters.com

Зарегистрируйтесь

Репортаж Сабрины Валле; Дополнительные репортажи Гэри МакВильямса, Юки Обаяши и Нидхи Вермы; Под редакцией Кеннета Максвелла Ричарда Пуллина и Джонатана Оатиса

Наши стандарты: Принципы доверия Thomson Reuters.

российских нефтяных танкеров все еще доставляют в США в связи с ужесточением санкций в связи с вторжением в Украину

Основные моменты

СКФ Иртыш доставляет нафту в Нью-Джерси, США

США в последние годы купили больше российской нефти, мазута и нафты

Уверенность в России возросла после того, как США ввели санкции против PDVSA Венесуэлы

Российские танкеры с нефтью и нефтепродуктами продолжают бесперебойно доставлять товары клиентам в США, поскольку международные санкции против России усиливаются в ответ на вторжение Москвы в Украину.

Не зарегистрирован?

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

Зарегистрируйтесь сейчас

Последний пример роли Кремля как поставщика нефти и нефтепродуктов для крупнейшей экономики мира произошел 28 февраля, когда российский СКФ «Иртыш» слил 350 000 баррелей нафты на топливном терминале Kinder Morgan Carteret в Нью-Джерси, согласно данным компания по анализу данных Kpler.

Судно, принадлежащее российской судоходной компании «Совкомфлот», должно было отгружать нафту с терминала «Новатэка» в Усть-Луге 2-5 февраля, согласно копии балтийской программы отгрузки, с которой ознакомилось S&P Global Platts.

Представитель «Совкомфлота» был недоступен для комментариев. Представитель топливного терминала Kinder Morgan в Нью-Джерси отказался комментировать «информацию о движении клиентов».

Президент США Джозеф Байден возглавил международный ответ на вторжение России, наложив санкции против экономики и банков, использующих систему обмена сообщениями SWIFT. США заявили, что пока хотят избежать удара по российскому экспорту нефти и газа, но сохраняют «на столе» адресные энергетические санкции, если ситуация ухудшится. Наряду с другими мерами, направленными против иностранной валюты, некоторые участники рынка предупреждают о торговле товары из России могут быть нарушены существующими финансовыми ограничениями.

Несмотря на последнюю отгрузку российских нефтепродуктов в США, отгрузки в последнее время снижаются. Импорт российской сырой нефти в США с января упал примерно до 13 500 баррелей в сутки.1, по сравнению со средним значением 199 000 баррелей в сутки в 2021 году, согласно последним данным США, что отражает снижение зависимости от российской нефти по мере обострения украинского кризиса.

Поставки российской нефти в США сократились вдвое в декабре до 90 000 баррелей в сутки по сравнению с 182 000 баррелей в сутки в ноябре, сообщило Управление энергетической информации. Страна была девятым крупнейшим поставщиком сырой нефти в декабре, опустившись с пятого места в ноябре.

S&P Global Platts Analytics заявила, что в 2022 году в США прибыла только одна российская партия сырой нефти, содержащая около 750 000 баррелей ВСТО, и еще 1.6 млн баррелей ВГО и 1,25 млн баррелей мазута.

Ранее зависимость США от российской нефти возросла после того, как в январе 2019 года санкции против венесуэльской PDVSA перекрыли потоки тяжелого сырья. Но у нефтепереработчиков на побережье Мексиканского залива есть и другие варианты, в том числе сокращение экспорта Mars или другой высокосернистой нефти отечественного производства или увеличение импорта тяжелых сортов канадской или латиноамериканской нефти за счет маржи, согласно Platts Analytics.

Судно «Иртыш» зашло в США 26 февраля, свидетельствуют данные системы слежения за судами Platts.В последние несколько лет США стали все больше зависеть от российской нефти, покупая в последние несколько лет как российскую нефть, так и нефтепродукты. Нафта — это чистый нефтепродукт, обычно используемый для производства пластмасс.

Российский экспорт в США увеличился в последние годы, прежде всего в результате санкций США против Венесуэлы. Раньше нефтеперерабатывающие заводы США особенно зависели от тяжелой и высокосернистой венесуэльской нефти, которая в некоторых случаях очень похожа на российскую среднесернистую нефть.

Shell заявляет о намерении выйти из российской нефти и газа

«Мы прекрасно осознаем, что наше решение на прошлой неделе закупить партию российской сырой нефти для переработки в такие продукты, как бензин и дизельное топливо, несмотря на то, что оно было принято с учетом безопасности поставок, было неправильным, и мы извините.Как мы уже говорили, мы будем направлять прибыль от ограниченных оставшихся объемов российской нефти, которую мы будем перерабатывать, в специальный фонд. Мы будем работать с партнерами по оказанию помощи и гуманитарными агентствами в ближайшие дни и недели, чтобы определить, куда лучше всего направить деньги из этого фонда, чтобы смягчить ужасные последствия, которые эта война имеет для народа Украины», — сказал генеральный директор Shell Бен. ван Берден.

«Наши действия до сих пор основывались на непрерывных дискуссиях с правительствами о необходимости высвободить общество из российских энергопотоков, сохранив энергоснабжение.Сегодняшние угрозы остановить трубопроводные потоки в Европу еще раз иллюстрируют трудный выбор и потенциальные последствия, с которыми мы сталкиваемся, когда пытаемся это сделать. После заявлений правительства на этой неделе я хочу четко изложить нашу позицию. Если не будет предписано правительствами, мы будем:

  • Немедленно прекратите покупать российскую нефть на спотовом рынке, и мы не будем продлевать срочные контракты.
  • В то же время, в тесном сотрудничестве с правительствами, мы меняем нашу цепочку поставок сырой нефти, чтобы исключить российские объемы.Мы сделаем это как можно быстрее, но физическое местоположение и наличие альтернатив означают, что это может занять несколько недель и приведет к снижению производительности на некоторых наших нефтеперерабатывающих заводах.
  • Мы закроем наши СТО, авиатопливо и смазочные материалы в России. Мы очень внимательно рассмотрим самый безопасный способ сделать это, но процесс начнется немедленно.
  • Начнем поэтапный отказ от российских нефтепродуктов, трубопроводного газа и СПГ.Это сложная задача. Изменение этой части энергосистемы потребует согласованных действий правительств, поставщиков энергии и потребителей, а переход на другие источники энергии займет гораздо больше времени.

«Эти социальные проблемы подчеркивают дилемму между оказанием давления на российское правительство в связи с его зверствами в Украине и обеспечением стабильных и надежных поставок энергоносителей по всей Европе», — сказал ван Берден. «Но в конечном счете именно правительства должны принимать решения о невероятно сложных компромиссах, на которые необходимо пойти во время войны в Украине.Мы продолжим работать с ними, чтобы помочь справиться с потенциальными последствиями для безопасности энергоснабжения, особенно в Европе.

Примечания для редакторов

Сегодняшнее заявление последовало за принятым на прошлой неделе решением Shell о том, что она намерена прекратить свое участие в проекте газопровода «Северный поток — 2» и выйти из партнерских отношений с «Газпромом» и связанными с ним организациями, включая свою 27,5-процентную долю в заводе по производству сжиженного природного газа «Сахалин-2», принадлежащую ей 50 процентная доля в Salym Petroleum Development и Гыданском энергетическом предприятии.

Предостережение

Компании, в которых Shell plc прямо или косвенно владеет инвестициями, являются отдельными юридическими лицами. В этом объявлении «Шелл», «Группа Шелл» и «Группа» иногда используются для удобства, когда делается ссылка на «Шелл плс» и ее дочерние компании в целом. Аналогичным образом, слова «мы», «нас» и «наш» также используются для обозначения Shell plc и ее дочерних компаний в целом или тех, кто на них работает. Эти термины также используются, когда идентификация конкретного объекта или объектов не служит никакой полезной цели. Термины «дочерние компании», «дочерние компании Shell» и «компании Shell», используемые в данном объявлении, относятся к организациям, над которыми Shell plc прямо или косвенно контролирует. Компании и некорпоративные структуры, над которыми «Шелл» имеет совместный контроль, обычно называются «совместными предприятиями» и «совместными операциями» соответственно. Субъекты, на которые «Шелл» оказывает значительное влияние, но не контролирует и не осуществляет совместный контроль, называются «ассоциированными лицами». Термин «доля участия «Шелл»» используется для удобства для обозначения прямой и/или косвенной доли владения, принадлежащей «Шелл» в юридическом лице или совместном предприятии без образования юридического лица, после исключения всех долей третьих сторон.

Это объявление содержит прогнозные заявления (по смыслу Закона США о реформе судебного разбирательства по частным ценным бумагам от 1995 г.) в отношении финансового положения, результатов операций и бизнеса Shell. Все заявления, кроме заявлений об исторических фактах, являются или могут считаться заявлениями прогнозного характера. Прогнозные заявления — это заявления о будущих ожиданиях, которые основаны на текущих ожиданиях и предположениях руководства и связаны с известными и неизвестными рисками и неопределенностями, которые могут привести к тому, что фактические результаты, результаты или события будут существенно отличаться от тех, которые выражены или подразумеваются в этих заявлениях.Заявления прогнозного характера включают, среди прочего, заявления о потенциальной подверженности «Шелл» рыночным рискам и заявления, выражающие ожидания, убеждения, оценки, прогнозы, прогнозы и предположения руководства. Эти прогнозные заявления идентифицируются по использованию в них терминов и фраз, таких как «цель», «амбиции», «предвидеть», «верить», «может быть», «оценивать», «оценивать». ожидать», «цели», «намереваться», «может быть», «вехи», «задачи», «перспективы», «план», «вероятно», «проект», «риски», «график», «искать», «должен», «цель», «будет» и подобные термины и фразы. Существует ряд факторов, которые могут повлиять на будущие операции «Шелл» и привести к тому, что эти результаты могут существенно отличаться от результатов, выраженных в прогнозных заявлениях, включенных в данное объявление, включая (без ограничений): (а) колебания цен на сырую нефть и природный газ; (b) изменения спроса на продукцию «Шелл»; (c) колебания валютных курсов; (d) результаты бурения и добычи; (e) оценки запасов; (f) потеря доли рынка и конкуренции в отрасли; g) экологические и физические риски; (h) риски, связанные с идентификацией подходящей потенциальной собственности и объектов приобретения, а также успешными переговорами и завершением таких сделок; (i) риск ведения бизнеса в развивающихся странах и странах, на которые распространяются международные санкции; (j) законодательные, судебные, фискальные и нормативные изменения, включая нормативные меры, направленные на решение проблемы изменения климата; (k) экономические и финансовые рыночные условия в различных странах и регионах; (l) политические риски, включая риски экспроприации и пересмотра условий контрактов с государственными органами, задержек или ускорений в утверждении проектов и задержек в возмещении общих затрат; (m) риски, связанные с воздействием пандемий, таких как вспышка COVID-19 (коронавирус); и (n) изменения торговых условий. Не предоставляется никаких гарантий того, что будущие выплаты дивидендов будут равны или превысят предыдущие выплаты дивидендов. Все заявления прогнозного характера, содержащиеся в этом объявлении, во всей своей полноте прямо ограничиваются предупредительными заявлениями, содержащимися или упоминаемыми в этом разделе. Читатели не должны чрезмерно полагаться на прогнозные заявления. Дополнительные факторы риска, которые могут повлиять на будущие результаты, содержатся в форме 20-F Shell plc за год, закончившийся 31 декабря 2020 года (доступно на сайте www.shell.ком/инвестор и www.sec.gov). Эти факторы риска также прямо определяют все прогнозные заявления, содержащиеся в этом объявлении, и читатель должен их учитывать. Каждое заявление прогнозного характера действует только на дату этого объявления, 8 марта 2022 г. Ни Shell plc, ни какая-либо из ее дочерних компаний не берут на себя никаких обязательств по публичному обновлению или пересмотру любого заявления прогнозного характера в результате получения новой информации, будущих событий. или другую информацию. В свете этих рисков результаты могут существенно отличаться от заявленных, подразумеваемых или выводимых из прогнозных заявлений, содержащихся в этом объявлении.

Содержание веб-сайтов, упомянутых в этом объявлении, не является частью этого объявления.

Мы могли использовать определенные термины, такие как ресурсы, в этом объявлении, которые Комиссия по ценным бумагам и биржам США (SEC) строго запрещает нам включать в наши документы для SEC. Инвесторам настоятельно рекомендуется внимательно изучить раскрытие информации в нашей форме 20-F, файл № 1-32575, доступной на веб-сайте SEC www.sec.gov.

Номер LEI Shell plc: 21380068P1DRHMJ8KU70

Классификация: дополнительная регулируемая информация, подлежащая раскрытию в соответствии с законодательством государства-члена

АРКТИС | Арктическая нефть и газ

(Арнфинн Йоргенсен-Даль)

Запасы нефти и газа в Арктике

Какая часть мировых запасов нефти и газа находится в Арктике? И сколько еще предстоит найти? Ответ зависит от того, как определяется Арктика. Ни одно из государств, которые до сих пор именовались арктическими государствами, не является полностью «арктическим». За исключением России, которая имеет большую часть своей морской территории в Арктике, самые большие части национальной территории четырех стран, на которых мы сосредоточились до сих пор, расположены в климатически умеренной зоне мира.

Проблема в том, что самый тщательный поиск общепринятого определения того, что представляет собой Арктика, не увенчается успехом. В одной стране может существовать несколько определений, и это положение дел не проясняется, когда термин «Арктика» используется взаимозаменяемо с другими терминами, такими как Северный , Крайний Север , Крайний Север , Северный Районы. , и тому подобное.«Разграничение Арктики… варьируется в зависимости от точки зрения, с которой к ней подходят» 1  . Мы, однако, постараемся как можно точнее следовать определению Арктики, принятому во введении к данному исследованию.

Нефть и газ добываются в четырех государствах, владеющих сухопутными или морскими территориями, определяемыми как части Арктики. Это Россия, Аляска, Северо-Западные территории Канады и Норвегия. Крупные открытия нефти и газа в Арктике начались с Тазовского месторождения в России в 1962 году и месторождения Прадхо-Бей на Аляске в 1967 году.На территориях за Полярным кругом этих четырех стран открыто около 61 крупного месторождения нефти и газа. Из них пятнадцать месторождений еще не введены в эксплуатацию; 11 — на Северо-Западных территориях Канады, 2 — в России и 2 — на Аляске. Из 61 крупного месторождения 42 расположены в России. Тридцать пять из этих крупных российских месторождений (33 природного газа и 2 нефтяных) расположены в Западно-Сибирском бассейне. Из оставшихся восьми крупных российских месторождений пять находятся в Тимано-Печорском бассейне, два в Южно-Баренцевом бассейне и одно в Лудловской седловине.Из 18 крупных месторождений за пределами России 6 находятся на Аляске, 11 — в Северо-Западных территориях Канады и 1 — в Норвегии 2 .

В Таблице 3.13 и Таблице 3.14 показано, как росли запасы нефти и газа арктических государств за последние двадцать лет. Что касается арктических государств, то отсутствие данных за 1987 г. советских времен (и российских данных за 1997 г.) и добавление нефтеносных песков к канадским запасам в более поздние годы затрудняют выявление тенденции доказанных запасов.Там

Это снижение норвежских резервов с пикового 1997 года и существенное снижение запасов США на 17% за последние двадцать лет или около того. Как показывают обе таблицы, любое истощение общих запасов нефти и природного газа арктических государств в результате добычи и потребления замещается новыми доказанными запасами. Таблица 3.14 также наглядно демонстрирует подавляющее положение России в отношении запасов природного газа. В 2007 г. российские запасы составляли около 81% общих запасов арктических государств и 25% мировых общих запасов.

Рисунок 3.6: Нефтегазовая промышленность России

Источник: Управление энергетической информации США  

Таблица 3. 13:  Доказанные запасы нефти 1987 – 2007 гг.  

Страна

Конец 1987 г.

Миллиард баррелей

Конец 1997 г.

Миллиард баррелей

Конец 2006 г.

Миллиард баррелей

Конец 2007 г.

Миллиард баррелей

США

35.4

30,5

29,4

29,4

Канада

11,7

10,7

27,7

27,7

Россия

н/д

н/д

79. 3

79,4

Норвегия

6,6

12.0

8,5

8.2

Всего арктических государств

н/д

н/д

144.9

144,7

Всего в мире

910.2

1069,3

1239,5

1237,9

Источник: Статистический обзор BP… июнь 2008 г., с. 6.

Россия и США являются вторым и третьим по величине производителем нефти.Вместе с Канадой и Норвегией они производят около 28% всего мирового производства. Они также являются четырьмя ведущими производителями газа, на долю которых приходится не менее 49% от общего объема мировой добычи, поскольку Ближний Восток является гораздо более крупным производителем в нефтяном секторе, чем в секторе природного газа.

Таблица 3.14:  Доказанные запасы природного газа арктических государств и мира с течением времени  

Страна

Конец 1987 г.

трлн куб.

Конец 1997 г.

трлн куб.

Конец 2006 г. трлн куб. м

Конец 2007 г. трлн куб. м

США

5.30

4,74

5,98

5,98

Канада

2,69

1,81

1,62

1,63

Россия

н/д

45.17

44. 60

44,65

Норвегия

2,29

3,65

2,89

2,96

Всего арктических государств

н/д

55.37

55.09

55.22

Всего в мире

106,86

146,46

176,22

177,36

Источник: Статистический обзор BP, июнь 2008 г., стр.22.

В таблице 3.15 показана доля Арктики в мировых доказанных запасах нефти и газа. В Арктике находится около 5,3% нефти и около 21,7% газа. Сегодня в Арктике добывается около 10% мировой нефти и около 25% природного газа.

Таблица 3.15: Арктика Доля доказанных запасов нефти и газа

Арктический регион

На конец 2007 г. млрд баррелей нефти

% Доля в общих запасах нефти

На конец 2007 г. трлн куб. м природного газа

% Доля в общих запасах природного газа

США

4.2

20,0

0,18

3

Канада

2.0

0,1

0,16

10

Россия

59.2

75,0

38.07

99

Норвегия

0,2

2.0

0,21

7

Всего арктических регионов

65. 6

5.3

38.41

22

Источник: Статистический обзор ВР, июнь 2008 г. и Arctic Oil and Gas 2007 , с. 32

По сравнению с другими частями мира уровень разведки в Арктике, по общему мнению, был скромным, но более чем достаточным для обнаружения богатых месторождений различных ресурсов, включая нефть и газ.Многое было найдено и освоено, но еще больше предстоит эксплуатировать.

Неразведанные ресурсы нефти и газа в Арктике

Большое внимание, уделяемое арктическим ресурсам, связано с перспективами неразведанных углеводородных ресурсов. В 2000 году Геологическая служба США (USGS) оценила, что 23,9% мировых неразведанных запасов нефти и газа находились в Арктике. В мае 2008 г. Геологическая служба США завершила новую оценку ресурсов к северу от Полярного круга (циркум-арктическая оценка ресурсов, или сокращенно CARA).Были включены только те геологические области, которые считались

«…иметь не менее 10% вероятности наличия одного или нескольких значительных скоплений нефти и газа. Для целей исследования значительная залежь содержит извлекаемые объемы не менее 50 миллионов баррелей нефти и/или природного газа в нефтяном эквиваленте. Исследование включало только те ресурсы, которые, как считается, могут быть извлечены с использованием существующих технологий, но с важными допущениями для морских районов, что ресурсы будут извлекаемыми даже при наличии постоянного морского льда и глубин океана… Так называемые нетрадиционные ресурсы… были явно исключены. из исследования» 3  .

Территория за Полярным кругом составляет около 6% поверхности Земли или около 21 млн км², из которых почти 8 млн км² приходится на сушу и более 7 млн ​​км² приходится на континентальный шельф под глубиной менее 500 м воды. «Обширные арктические континентальные шельфы могут представлять собой географически крупнейший неисследованный перспективный район на нефть, оставшийся на Земле» 3  .

Оценка показала, что в Арктике может содержаться 90 миллиардов баррелей неразведанной нефти, 1 669 триллионов кубических футов природного газа и 44 миллиарда баррелей неразведанных сжиженных природных газов. Таким образом, предполагается, что на Арктику приходится около 13% неразведанных запасов нефти, 30% неразведанных запасов природного газа и 20% неразведанных газовых сжиженных фракций в мире. Это составляет около 22% всех неразведанных, технически извлекаемых запасов нефти и газа в мире и немного меньше оценки 2000 г., которая, однако, включала сухопутные территории к югу от Полярного круга. Считается, что в пересчете на нефть запасы неразведанного природного газа в Арктике в три раза превышают запасы нефти.

Ожидается, что до 84% этих ресурсов будут находиться на шельфе и относительно близко к берегу в районах, не являющихся предметом территориальных споров, за исключением частей восточной части Баренцева моря (бассейна). По мнению Геологической службы США, большая часть неразведанных ресурсов сосредоточена между береговой линией и 500-метровой контурной линией и в пределах 200-мильной границы 4 .

Около трети неразведанных запасов нефти находится в провинции, которую Геологическая служба США называет Арктической Аляской, на которую вместе с четырьмя другими провинциями (бассейн Амеразия, Восточно-Гренландский рифтовый бассейн, Восточно-Баренцевский бассейн и Западно-Гренландский бассейн) приходится около 70% запасов нефти. неразведанных запасов нефти.Сюда входят значительные части Чукотского моря и части моря Бофорта.

Считается, что большая часть неразведанных запасов природного газа, около 32 %, находится в северной части Западно-Сибирского бассейна России, на который вместе с Восточно-Баренцевским бассейном и арктической Аляской приходится более 70 % неразведанных ресурсов природного газа  4  .

Предполагается, что около 65% неразведанных запасов нефти, 26% природного газа и 37% сжиженного природного газа находятся (пока что) в Северной Америке, тогда как 34% нефти, 73% природного газа и 62% природного газа можно найти в евразийской части Арктики.Из общих ресурсов (в нефтяном эквиваленте) 63% находятся в Евразии и 36% в Северной Америке.

Таблица 3.16: Расположение неразведанных ресурсов в Арктике

Нефтяные провинции

Млн бар масла

Газовые провинции

Миллиард кубических футов газа

Арктическая Аляска

29 960. 94

Западно-Сибирский бассейн

651 498,56

Амеразийский бассейн

9 723,58

Восточно-Баренцевский бассейн

317 557,97

Восточно-Гренландский рифтовый бассейн

8902.13

Арктическая Аляска

221 397,60

Восточно-Баренцевский бассейн

7 406,49

Западная Гренландия-Восточная Канада

7 274,40

Итого       (70.3%)

63 267,54

Итого         (71,3%)

1 190 454,10

Всего по Арктике (100,0%)

89 983,21

Всего по Арктике    (100,0%)

1 668 657,84

Источник: Департамент США. of Interior, US Geological Survey, USGS Fact Sheet 2008-304

Районом Арктики, наиболее доступным и предположительно менее затратным с точки зрения разведки и добычи, может быть Баренцево море. По данным Геологической службы США, на российском и норвежском шельфе Баренцева моря может находиться около 11 миллиардов баррелей неразведанных запасов нефти, 11 триллионов кубометров неразведанного природного газа и 2 миллиарда баррелей неразведанных природных

газовые жидкости. По оценкам, большая их часть, около 68% нефти, 85% природного газа и 65% сжиженного природного газа, находится в контролируемой Россией Восточно-Баренцевской провинции бассейнов.Ресурсы шельфа Баренцева моря считаются извлекаемыми независимо от наличия морского льда или глубины воды 5  .

Еще одна интересная область находится на шельфе Западной Гренландии. Летом 2010 года шотландская нефтяная компания Cairn Energy начнет первое бурение на нефть в Западном бассейне Гренландии 6  . Это осадочные провинции (см. рис. 3.7), которые в три раза больше, чем бассейн Северного моря, и только шесть разведочных скважин на нефть и природный газ были пробурены в Западной Гренландии 7  .

Рисунок 3.7:  Cairn Energy Exploration Offshore West Greenland

Источник: http://www.cairn-energy.plc.uk

Однако разведка нефти и газа в Арктике требует больших финансовых затрат. Статистика, основанная на опыте США, дает частичную, но показательную картину. В 1960 году средняя стоимость бурения скважин для сырой нефти и природного газа в США, включая сухие скважины, составляла 261 100 долларов за скважину, в 1980 году — 680 400 долларов, а в 2006 году — 1 803 000 долларов за скважину 8 .В 2007 году стоимость только нефтяных скважин составила 4 миллиона долларов против 2,2 миллиона долларов годом ранее. Средняя стоимость одной газовой скважины в 2007 г. составила 3,9 млн долл. США по сравнению с 1,9 млн долл. США в 2006 г.

Таблица 3.17:  Стоимость бурения скважин на суше – в среднем по США и на Аляске

год

В среднем по США

За фут

Глубина скважины США

10 000 футов

Аляска на

Фут

Аляска скважина

Глубина 10 000 футов

2000

111

долларов

1 доллар.100.000

$    283

$    2.830.000

2005

$ 294

$ 2.940.000

$ 1. 880

$ 18.800.000

Источник: составлено на основе данных Управления энергетической информации, Департамент США.энергии.

Данные с Аляски дадут представление о затратах на разведку в Арктике 9  . Как видно из таблицы 3.17, в 2005 г. стоимость бурения скважины на берегу Аляски оценивалась примерно на 640 % выше, чем средняя стоимость бурения скважин в США в целом.

Это были береговые скважины. Стоимость бурения и разведки скважин на шельфе Аляски в Чукотском море оценивается в 60 миллионов долларов. Бурение скважины на мелководье в восточной части Мексиканского залива стоит около 7 миллионов долларов, тогда как скважина на суше в США может стоить всего 82 000 долларов.Это без учета стоимости производственной инфраструктуры и многих других факторов, требующих финансовых ресурсов, особенно в том, что касается морской разведки и добычи  10  .

На стоимость бурения влияет множество факторов, которые могут сильно различаться в разных местах. Отсутствие достаточно подробных данных делает рискованным утверждение, что случай Аляски репрезентативен для остальной части Арктики. Но условия в остальной части Арктики имеют больше общего с условиями на Аляске, чем с другими регионами.Удаленность, суровые погодные и зимние условия, экологические требования и многие другие факторы в совокупности делают затраты на поиск и разработку нефти и газа в Арктике действительно очень дорогими.

Тем не менее, затраты следует рассматривать в связи со спросом. Если они будут найдены в значительных количествах и на них будет достаточно большой спрос, арктические нефтегазовые ресурсы будут эксплуатироваться, как это уже было в течение длительного времени. Хотя она и упала до более «нормального» уровня, недавняя высокая цена на нефть, достигшая в 2008 году 147 долларов за баррель, не была вызвана спекулянтами.Начиная с 2004 года, основной причиной был быстро растущий спрос со стороны таких стран, как Индия и Китай, который совпал с увеличением спроса со стороны стран ОЭСР и, в частности, США. Текущий и будущий спрос будет исходить из экономического развития и уровней экономического роста, которых раньше не было. В то время как в экономическом развитии и индустриализации Европы и Северной Америки в прошлом участвовало от 50 до 200 миллионов человек, сегодня в экономическое развитие вовлечены миллиарды людей.В течение следующего десятилетия более полумиллиарда человек достигнут уровня дохода в 5000 долларов в год, что является огромным скачком по сравнению с недавними временами. Другими словами, ничто не говорит о том, что спрос на энергию не будет продолжать неуклонно расти.

В базовом сценарии 2008 г. Международное энергетическое агентство (МЭА) прогнозирует, что на Китай и Индию «будет приходиться чуть более половины прироста мирового спроса на первичную энергию в период с 2006 по 2030 г.», а на ископаемые виды топлива будет приходиться 80% первичный энергетический баланс в мире к 2030 г.В совокупности на страны, не входящие в ОЭСР, будет приходиться 87% прироста мировой первичной энергии. Их доля в мировом спросе увеличится с 51% до 62%. «В 2005 году их энергопотребление превысило потребление ОЭСР» 11  .

Прогнозы базового сценария МЭА на 2007-2030 годы также предусматривают масштабные инвестиции в энергетическую инфраструктуру в размере около 26 триллионов долларов (в долларах 2007 года), из которых почти половина приходится на нефть и газ, в основном на разведку и разработку.«Чуть более половины прогнозируемых глобальных инвестиций в энергетику в 2007–2030 годах идет просто на поддержание текущего уровня мощностей поставок: к 2030 году необходимо будет заменить большую часть нынешней мировой инфраструктуры для поставок нефти, газа, угля и электроэнергии».

Чтобы оплатить эти инвестиции, МЭА предполагает, что стоимость сырой нефти составит в среднем 100 долларов за баррель (в реальных долларах 2007 года) в период 2008-2015 годов, после чего она превысит 120 долларов в 2030 году. В сочетании с прогнозами спроса на нефть инвестиции прогнозы МЭА указывают на устойчиво высокий уровень потребительских расходов на нефть как в странах ОЭСР, так и в странах, не входящих в ОЭСР 11  . Проще говоря, потребители, будь то индивидуальные, корпоративные или общественные, должны будут платить больше, потому что затраты для инвесторов и производителей будут выше — намного выше.

Это лишь один набор факторов, которые повлияют на то, как, где и когда Арктика станет ареной гораздо более интенсивной разведки и добычи нефти и газа, чем сегодня. Технологии, изменение климата и экологические нормы также будут иметь большое значение, не говоря уже о различных политических, экономических и социальных факторах.


  •  1. Информативное обсуждение этого вопроса в норвежском контексте см. в Sawhill (2008), p. 2.
  • 2. Филип Будзик, (2009)
  • 3. CARA (2008), Оценка арктических ресурсов. Оценки неразведанных запасов нефти и газа к северу от Полярного круга, Информационный бюллетень USGA 2008-3049, июль 2008 г., Министерство внутренних дел США, Геологическая служба США.
  •  4. AAPG (2008)
  •  5. Геологическая служба США (USGS), информационный бюллетень 2009-3037, июнь 2009 г.
  •  6.Лундгрен, Кари (2010)
  •  7. Будзик, П. (2009), Потенциал нефти и природного газа в Арктике, Управление энергетической информации США, Управление комплексного анализа и прогнозирования, Отдел нефти и газа, октябрь 2009 г.
  •  8. American Petroleum Институт, Совместное исследование ассоциаций по стоимости бурения, 2006 г. (май 2008 г.), цитируется Управлением энергетической информации Министерства энергетики США, http://eia.doe.gov/emeu/aer/txt
  •  9. 2008).
  •  10.Petroleum Intelligence Weekly, 5 января 2009 г.
  • 11. World Energy Outlook (2008 г.),

Арнфинн Йоргенсен-Даль, 2010 г., Arctic Oil and Gas, CHNL.© 


Аналитики опасаются, что Запад может вскоре ударить по экспорту энергоносителей

Работник «Сургутнефтегаза» возле насосных станций в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа — Югры, в Западно-Сибирском нефтегазоносном бассейне.

Алексей Андронов | ТАСС через Getty Images

Это может быть только вопросом времени, когда U. Аналитики говорят, что США и их западные союзники вводят полные санкции в отношении экспорта энергоносителей из России, предупреждая, что такой шаг будет иметь сейсмические последствия для рынков нефти и газа и мировой экономики.

Наступление России на ключевые украинские города идет уже вторую неделю, а бои идут на севере, востоке и юге страны.

Западные санкции, введенные против России в связи с вторжением, до сих пор были тщательно разработаны, чтобы избежать прямого удара по экспорту энергоносителей страны, хотя уже есть признаки того, что эти меры непреднамеренно побуждают банки и трейдеров избегать российской нефти.

Россия является третьим по величине производителем нефти в мире после США и Саудовской Аравии и крупнейшим в мире экспортером сырой нефти на мировые рынки. Он также является крупным производителем и экспортером природного газа.

США заявили, что санкции в отношении поставок нефти и газа из России «безусловно обсуждаются», но преследование экспорта сейчас может оказаться контрпродуктивным с точки зрения повышения мировых цен на энергоносители.

Тем не менее, прозвучали призывы к западным правительствам усилить меры, направленные против российской экономики, а министр иностранных дел Украины Дмитрий Кулеба призвал иностранные правительства ввести «полное эмбарго» на российскую нефть и газ.

Джон Килдафф, партнер Again Capital, сказал, что рынок уже начинает верить в то, что экспорт нефти из России будет подвергнут санкциям.

«Нефть из России будет вытеснена с мирового рынка здесь в какой-то момент, и мы уже наблюдаем снижение коммерческой активности, особенно в том, что касается российского экспорта через морские активы, и это уже выходит на рынок», — сказал Килдафф в интервью CNBC. Белл» во вторник.

«Это бочки, которые мы не можем наполнить, поэтому этот рынок на иголках», — добавил он.

Цены на нефть в последние недели выросли до многолетнего максимума, а растущие перебои с поставками подтолкнули международную эталонную нефть марки Brent к отметке 120 долларов за баррель.

Фьючерсы на нефть марки Brent торговались с повышением на 1,6% до 114,72 доллара в четверг утром в Лондоне, в то время как фьючерсы на американскую нефть марки West Texas Intermediate выросли на 2,2% до 113,06 доллара.

Неизвестная территория

США и Европейский Союз публично стремились огородить энергетический сектор России, опасаясь потенциального ущерба для внутренних потребителей и перспективы сокращения экспорта Москвой в качестве ответной меры.

В течение нескольких месяцев эскалация напряженности между Россией и Украиной приводила к усилению опасений по поводу возможности полного прекращения поставок газа в ЕС, который получает примерно 40% своего газа по российским трубопроводам, некоторые из которых проходят через Украину.

Пожарные тушат пожар в здании экономического факультета Харьковского национального университета имени Каразина, предположительно пострадавшем во время недавнего обстрела со стороны России, в Харькове 2 марта 2022 года.

Сергей Бобок | АФП | Getty Images

Перспектива прекращения поставок российского газа может иметь серьезные последствия для общественного здравоохранения и экономики, особенно с учетом того, что сейчас зима, а правительства уже борются с пандемией коронавируса.

Бренда Шаффер, старший советник по энергетике аналитического центра Фонда защиты демократии, сказала CNBC по телефону, что перспектива удаления российского экспорта энергоносителей с рынка, вероятно, приведет к «огромному толчку» для мировых цен на нефть и всего мира. экономика.

«Мы находимся на неизвестной территории, если вы вытащите 13-15% мировой нефти из пула. Санкции против Ирана и Венесуэлы, это даже не сравнимо с тем, что это может сделать с мировым рынком нефти, если вы действительно вытащите большая часть российского производства», — сказал Шаффер.

То, что западные нефтяные компании отключили Россию, вероятно, также будет иметь «огромные» экономические последствия, сказал Шаффер, сославшись на шквал заявлений, сделанных в последние дни такими компаниями, как Exxon Mobil, Shell и BP.

«Люди действительно приветствуют это как приятный момент, но на самом деле это будет огромный, огромный шок для состояния этих компаний и для фондового рынка в целом», — сказал Шаффер.

Чувство замешательства

У многих участников рынка возникает чувство замешательства по поводу вероятности введения российских энергетических санкций в ближайшие недели.

«Если Россия продолжит вести эту войну с такой жестокостью [и] с таким количеством жертв среди гражданского населения, то это лишь вопрос времени, когда мы будем говорить о полных вторичных санкциях в отношении экспорта энергоносителей, как мы видели в случае с Ираном. Итак, «Я думаю, что рынок просто очень, очень обеспокоен», — заявила во вторник Хелима Крофт, глава отдела глобальной сырьевой стратегии RBC, в программе «Closing Bell» CNBC.

«Если мы действительно получим полные энергетические санкции, нам придется посмотреть на еще один выпуск SPR. Но что более важно, на производителей ОПЕК, которые сидят на свободных мощностях, будет сильное давление, чтобы выпустить больше баррелей на рынке, — сказал Крофт.

В среду члены Международного энергетического агентства согласились высвободить 60 миллионов баррелей запасов нефти в попытке компенсировать сбои на энергетическом рынке, вызванные санкциями против России. США заявили, что 30 миллионов из этой суммы поступит из их стратегического нефтяного резерва.

Партнеры ОПЕК и не входящие в нее — влиятельный энергетический альянс, известный как ОПЕК+, — в среду договорились придерживаться своего плана скромного увеличения добычи в апреле. Группа игнорировала призывы к увеличению объемов сырой нефти, даже несмотря на то, что цены на нефть растут из-за опасений о перебоях с поставками.

Считается, что де-факто лидер ОПЕК Саудовская Аравия, наряду с Объединенными Арабскими Эмиратами и Кувейтом, может быть одним из немногих членов альянса, обладающих достаточными резервными мощностями для увеличения добычи.

«Токсичный актив»

Крофт сказал, что даже в отсутствие санкций, направленных против экспорта энергоносителей из России, имеет место «феномен самосанкционирования», учитывая, что Москва рассматривается как «токсичный актив».

Рабочий регулирует концевую заглушку с логотипом «Газпром» на участке трубопровода во время работ по укладке газопровода ПАО «Газпром Сила Сибири» между Ковыктинским и Чаяндинским газовыми месторождениями недалеко от Иркутска, Россия, во вторник, 6 апреля 2021 г.

Андрей Рудаков | Bloomberg через Getty Images

Аналитики консалтинговой компании Eurasia Group отмечают, что торговля сырьевыми товарами в России иссякает, поскольку международные банки и трейдеры отказываются заключать сделки со своими российскими коллегами, поскольку они переваривают последствия санкций. По мнению аналитиков, это может привести к еще большему росту цен на нефть.

«Хотя правительства США и ЕС пока пытаются оградить энергетический сектор от санкций, без дальнейших разъяснений относительно исключений, широко распространенное неприятие риска, вероятно, сохранится», — говорится в заметке аналитиков, опубликованной в понедельник.

«Сохраняется также риск того, что в случае эскалации боевых действий будет направлена ​​прямая атака на энергоносители, или что Россия в качестве ответной меры сократит экспорт нефти», — заявили они. «Как основной поставщик ископаемого топлива в ЕС Россия сохраняет за собой рычаги воздействия».

Цены на нефть и газ приблизились к рекордно высокому уровню на фоне обострения российско-украинского конфликта конфликт на Украине после того, как Кремль приказал российским войскам войти на сепаратистские территории поздно вечером в понедельник.

Цена на нефть марки Brent, международный эталон, приблизилась к отметке в 100 долларов за баррель во вторник, прежде чем опуститься примерно до 97 долларов за баррель, увеличившись на 2 процента. Нефть West Texas Intermediate торговалась почти по 94 доллара за баррель, подорожав примерно на 3 процента.

Европейские фьючерсы на природный газ особенно чувствительны к последним новостям, потому что Россия обеспечивает более трети поставок в Европу, причем часть газа проходит по трубопроводам в Украине. Фьючерсы на газ в Нидерландах подскочили на 13,8%, когда торги начались во вторник, а затем немного снизились до 80 евро за мегаватт-час, то есть почти на 10%.

После того, как цены на нефть провели неделю более или менее без изменений, неопределенность охватила рынки в последние дни. Цены выросли в воскресенье, когда к границе с Украиной было сосредоточено больше войск, а затем снова упали, поскольку дипломатические решения казались более правдоподобными.

Вторжение может прервать поставки российского природного газа и нефти в некоторые части Европы, после чего последует сокращение закупок российской энергии Западом. Россия производит около 10 процентов мировых запасов нефти, а в последние годы — около трети газа Европы.В последние месяцы потоки российского газа в Европу резко сократились, при этом большая часть дефицита покрывается поставками сжиженного природного газа из США и других стран.

Ключевой вопрос заключается в том, как далеко зайдет Запад, вводя санкции, которые могут нанести ущерб российскому нефтегазовому бизнесу, который имеет решающее значение для экономики страны и является основным источником доходов бюджета Кремля.

Аналитики считают, что страны Запада могут попытаться избежать удара по экспорту нефти и газа из-за потенциального влияния на мировые рынки энергоносителей, особенно в Европе, которая уже борется с высокими ценами на газ и электроэнергию.

Но некоторые из рассматриваемых финансовых санкций, в том числе ограничения на работу с крупными российскими банками, могут нарушить платежи Запада за нефть и газ, на долю которых приходится около половины экспорта страны.

Кроме того, санкции могут создать трудности для западных нефтяных компаний, имеющих интересы в России. Список таких активов обширен. Shell, крупнейшая нефтяная компания Европы, имеет долю в проекте по производству сжиженного природного газа на острове Сахалин в восточной части России.Exxon Mobil является партнером нефтяного предприятия в том же районе. TotalEnergies, французский гигант, участвует в операции по сжижению природного газа в российской Арктике. ВР владеет почти 20-процентной долей в «Роснефти», национальной нефтяной компании России.

«Некоторые из рассматриваемых в Вашингтоне финансовых санкций могут затруднить» продолжение деятельности таких компаний в России, — написала в записке для клиентов Хелима Крофт, аналитик инвестиционного банка RBC Capital Markets.

Российско-украинская война и мировая экономика


Карточка 1 из 6

Нехватка основных металлов. Цена на палладий, используемый в автомобильных выхлопных системах и мобильных телефонах, стремительно растет на фоне опасений, что Россия, крупнейший в мире экспортер металла, может быть отрезана от мировых рынков. Цены на никель, еще один ключевой продукт российского экспорта, также растут.

Финансовые потрясения. Глобальные банки готовятся к последствиям санкций , призванных ограничить доступ России к иностранному капиталу и ограничить ее способность обрабатывать платежи в долларах, евро и других валютах, имеющих решающее значение для торговли.Банки также готовы к ответным кибератакам со стороны России.

В случае перебоев в поставках энергоносителей США и многие другие промышленно развитые страны, скорее всего, рассмотрят вопрос о высвобождении миллионов баррелей нефти из своих стратегических запасов, чтобы компенсировать любой дефицит. Вашингтон также будет опираться на те нефтедобывающие страны, включая Саудовскую Аравию и Объединенные Арабские Эмираты, которые, как считается, способны увеличить добычу.

В Вашингтоне также ведутся разговоры о приостановке федеральных налогов на бензин, что могло бы помочь сдержать цены на заправке, по крайней мере, на короткое время.

Опубликовано в категории: Разное

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован.