Нефть и газ в россии: Новости дня в России и мире — РБК

Как государство за 20 лет вернуло себе контроль над нефтегазовой отраслью

1999 Начало поставок газа по трубопроводу Ямал – Европа через территорию Белоруссии и Польши в Германию. До сих пор газ в Европу прокачивался только через территорию Украины.

2000 «Транснефть» вводит в эксплуатацию Балтийскую трубопроводную систему для обеспечения прямого экспорта нефти из России через порт Приморск, а также трубопровод Суходольная – Родионовская для транспортировки сырья через порт Новороссийск. Эти маршруты снизили зависимость российского экспорта нефти от транзита по территории стран Прибалтики и Украины.

2003 Начало дела ЮКОСа. Арестован Михаил Ходорковский, за решеткой он проведет 10 лет.

2004 Главный актив ЮКОСа – «Юганскнефтегаз» – реализуется на аукционе в пользу «Байкалфинансгруп», которая затем перепродаст его «Роснефти». В ходе последующего банкротства ЮКОСа все его главные активы скупит «Роснефть».

2005 Роман Абрамович продал «Сибнефть» «Газпрому». Компания переименована в «Газпром нефть».

2006 «Газпром» получает эксклюзивное право на экспорт трубопроводного газа из России.

2008 Россия и Китай договорились о долгосрочных поставках нефти в Китай по новому трубопроводу Восточная Сибирь – Тихий океан (ВСТО).

2009 Газовая война между Россией и Украиной привела к прекращению транзита газа в Европу почти на две недели – с 7 по 20 января.

2011 «Газпром» построил газопровод «Северный поток» через Балтийское море в Германию, который создает первый прямой маршрут для транспортировки российского газа в ЕС.

2012 «Транснефть» вводит в эксплуатацию трубопроводную систему ВСТО для экспорта нефти в восточном направлении через порт Козьмино и БТС-2 для расширения возможностей экспорта на запад – через порт Усть-Луга.

2013 «Роснефть» покупает TНK-BP и «Итеру» и становится крупнейшей публичной нефтегазовой компанией мира. Правительство разрешает экспорт СПГ независимым производителям.

2014 «Газпром» и CNPC подписывают крупнейший в истории 30-летний договор купли-продажи российского трубопроводного газа в Китай.

2014 По решению суда «Башнефть» была изъята у «АФК Система» Владимира Евтушенкова в пользу государства из-за признания приватизации незаконной. Через два года компанию купит «Роснефть».

2016 20 января цены на нефть Brent рухнули до $24,51 за баррель. ОПЕК и еще 11 стран, не входящих в картель, в том числе Россия, договорились об ограничении добычи нефти. Участники соглашения до сих пор придерживаются его условий.

2017 Отгружена первая партия сжиженного природного газа с проекта «Новатэка» и его иностранных партнеров «Ямал СПГ».

Нефть и газ — месторождения нефти и газа

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 шлейфе 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.

Как добывают нефть (фото Максима Юрьевича Калинкина)

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 м2 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 м2. Разработка месторождения должна начаться в 2008 году. Здесь планируется пробурить 266 скважин, а поставку осуществлять через Восточный нефтепровод.

Штокмановское месторождение

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 м2.

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.

Нефтегаз | Страница 1

EPA

Вашингтон выступает за энергетическую независимость и настойчиво предупреждает европейских союзников, что сильная зависимость Европы от российского газа до добра не доведет

Коллаж: Тамара Ларина

На сырьевых рынках вновь царят «медведи»: стоимость сорта Brent вернулась в район 60 долларов за баррель. Нефть «испугалась» пандемии и данных по запасам в США, новые данные о которых вновь повлияют на рынок в ту или иную сторону уже сегодня вечером

Коллаж: Тамара Ларина

Правительство приняло программу развития СПГ. Силами померяются «Газпром», «Новатэк», «Роснефть» с «дочками», «Лукойл», «Сургутнефтегаз» и другие компании

Saudi Aramco отчиталась о падении в 2020 году чистой прибыли почти в два раза. Первое впечатление – провал. Впечатление это усиливается на фоне отчетности российских компаний, которые приняли на себя более высокие обязательства по сокращению экспорта в рамках ОПЕК+

Коллаж: Тамара Ларина

С начала 2021 года цена российского газа, поставляемого в КНР по трубопроводу «Сила Сибири», упала в цене до нового минимума несмотря на рекордно высокие из-за холодов и проблем с логистикой цены в осенне-зимний сезон 2020-2021 годов

Станислав Красильников/ТАСС

Несмотря на снижение прибыли почти наполовину Aramco выплатит дивиденды в полтора раза больше прибыли.

19 марта 2021, 10:22

Цены на нефть в этом месяце росли чересчур быстро и коррекция была неизбежной. Цены на «черное золото» падают всю текущую неделю, но в четверг падение оказалось самым сильным почти за полтора месяца

19 марта 2021, 10:22

Коллаж: Тамара Ларина

Механизм формирования цен на бензин и дизтопливо, заставляющий нефтяные компании сдерживать их рост, будет скорректирован

Фото компании «Совкомфлот»

При продолжении роста цен на нефть пробой определенного уровня выведет их к 90-100 долларам за баррель, но все может повернуться и по-другому и тогда «дно бочки» будет достигнуто на уровне около 50 долларов

«Газпром»

Продолжение газопровода «Силы Сибири — 2» в Монголию и далее в Китай начало получать очертания: российские газовщики познакомились с предполагаемой трассой для его прокладки и совместно с монгольской стороной определили планы до конца 2022 года

Еще один рывок «сланца» и новое перераспределение долей рынка в пользу США финансово уже невозможно. Поэтому участники соглашения ОПЕК+ начинают «быковать» – играть на повышение цен

Коллаж: Тамара Ларина

Беспилотник хуситов упал рядом с одним из самых охраняемых в мире объектов, дроны и ракеты были направлены и к другим целям в Саудовской Аравии

AP/TASS

9 марта 2021, 09:55

Одной из основ нынешней благоприятной ситуации на рынках и согласия внутри соглашения ОПЕК+ являются продолжение действия добровольного ограничения Эр-Риядом добычи нефти на 1 млн б/с до конца апреля и разрешение для России увеличить добычу на 130 тыс

Вице-премьер Александр Новак объяснил поблажку, полученную Россией от картеля ОПЕК+ и позволяющую нашей стране не только не снижать, но, напротив, нарастить добычу нефти

Коллаж: Тамара Ларина

Россия выигрывает у США конкуренцию за европейский рынок сжиженного природного газа. Но вполне закрепиться на СПГ-рынке Европы наша страна сможет только после 2030 года

EPA

Инвесторы с нетерпением ждут встречи ОПЕК+, которая состоится в предстоящий четверг, и решения об уровне добычи в апреле

Alamy/TASS

По оценкам ряда экспертов, нефтяные цены могут к концу 2022 года вновь превысить отметку в 100 долларов за баррель.

Коллаж: Тамара Ларина

Минимум 18 европейских компаний покидают «Северный поток — 2» из-за угрозы американских санкций. Кроме того, сегодня немецкая Wintershall Dea сообщила, что завершила финансирование проекта

Геологоразведка обнаружила на территории Урало-Западносибирского региона новые месторождения золота, нефти и газа.

  Урал ПАО «Газпром нефть»

20 февраля 2021, 16:04

18 января «Газпром нефть» опубликовала консолидированные данные финансовой отчетности (по МСФО), за 12 месяцев и IV квартал 2020 года

НЕФТЬ И ГАЗ РОССИЙСКОГО ШЕЛЬФА: ОЦЕНКИ И ПРОГНОЗЫ

«Богатство земли русской Сибирью прирастать будет и морями студеными», — писал Михаил Ломоносов. Осваивая Сибирь, мы обычно опускали последние слова этой цитаты. Но как же весомо они звучат сегодня, когда изучена геология не только суши, но и шельфа, то есть прибрежной мелководной части морей. Почти весь российский шельф располагается в холодных морях Северного Ледовитого океана и Охотского моря. Его протяженность у берегов России составляет 21% всего шельфа Мирового океана. Около 70% его площади перспективны с точки зрения полезных ископаемых, в первую очередь нефти и газа.

Основные нефтяные и газовые запасы российского шельфа сосредоточены вдоль арктического побережья.

Нефтеносные запасы России, включая шельф.

Богатства шельфа Карского и Баренцева морей и прилегающей сибирской суши. Такое крупнейшее месторождение, как Харасавейское, находится и на земле и в море.

Наука и жизнь // Иллюстрации

Прогноз добычи нефти (А) и газа (Б) на шельфе России до 2035 года (по данным журнала ‘Нефть России’ № 10, 2005 г.).

Монтаж платформы на производственном объединении ‘Севмаш’ в Северодвинске.

Наука и жизнь // Иллюстрации

Чтобы круглый год добывать нефть на месторождении Приразломное в суровых северных условиях, сконструирована морская ледостойкая платформа. На дне моря на подушке из щебня устанавливается стальное основание — кессон.

На Штокмановском месторождении для бурения скважин и откачки газа предполагается использовать ледостойкие полупогружные платформы.

‹

›

На шельфе содержится четверть наших запасов нефти и половина запасов газа. Распределены они следующим образом: Баренцево море — 49%, Карское — 35%, Охотское — 15%. И лишь менее 1% находится в Балтийском море и на нашем участке Каспия.

Разведанные запасы на шельфе Северного Ледовитого океана составляют 25% мировых запасов углеводородного сырья. Чтобы понять, что это значит для нашей страны, напомним некоторые факты. Нефть и газ обеспечивают 20% внутреннего валового продукта России, они являются главными статьями нашего экспорта, давая более половины его доходов. Однако основные их месторождения на суше уже частично выработаны, а в Татарии и Западной Сибири — истощены. По прогнозам, при существующих темпах добычи эксплуатируемых месторождений России нефти хватит лет на 30. Прирост разведанных запасов в настоящее время не покрывает добываемого количества.

О том, что такое континентальный шельф и каково его происхождение, журнал «Наука и жизнь» уже рассказывал (см. статью «Континентальный шельф: «ахиллесова пята» океана» в № 6, 2004 г. ). Там, где побережье носит равнинный характер и плавно уходит в море, шельф выступает как бы продолжением суши под водой, имея при этом ту же геологическую структуру. Если нефть и газ добывают в прибрежных районах, то почти наверняка их можно обнаружить и в глубинах морского дна. Уже сегодня в мире каждую третью тонну нефти добывают в море.

Нефть и газ, эти родные ископаемые «братья», образовались и залегают в одних и тех же материнских породах — в многокилометровых осадочных толщах, накопившихся на дне древних морей. Толщи эти не однородны, а расчленены на много пластов разного возраста. Бывает, что поверх нефтяной залежи в том же пласте находится газовая «шапка». Нефть и газ залегают в пористых пластах, сложенных в основном песчаниками и известняками, от древнейших — девонского периода (их возраст порядка 1,5 млрд лет) и до самых молодых — неогеновых, которым всего-то 20 млн лет. Месторождение считается нефтяным или газовым в зависимости от того, что преобладает. Средняя глубина залегания месторождений — около 3 км, хотя встречаются залежи и на глубине 7 км. В дальнейшем для краткости будем говорить только о нефти, поскольку для общей оценки запасов по их энергетическим свойствам нередко указывают нефть, пересчитывая запасы газа в нефтяной эквивалент (1 тыс. м3 газа приравнивается к 1 т нефти).

В богатейшей нефтью Западной Сибири толщина осадочных пород более 10 км. Больший объем и глубина погруженности осадочной толщи, как правило, свидетельствуют и о бoльших потенциальных ресурсах. Вопрос только в том, созрела ли накопленная органика до стадии нефти. На созревание требуется уж никак не менее 10 млн лет, да еще и высокая температура. Бывает так, что местами нефтеносные пласты не накрыты сверху толщей непроницаемых пород, например глинами или солями. Тогда не только газ, но и все легкие фракции нефти испаряются и образуются огромные запасы битумов. По калорийности они почти не уступают нефти; запасы сырья огромны и залегают неглубоко, но подступиться к битумным залежам почти невозможно: низкая текучесть препятствует практической разработке.

Наибольшая толщина осадочного чехла в России — в районе Каспия, там она достигает рекордных 25 км! Современное Каспийское море — это жалкие «усохшие» остатки древнейшего тепловодного моря. Поэтому-то здесь и наслоилось столько осадочных отложений, накопивших огромные запасы нефти (см. статью «Большая нефть Каспия», «Наука и жизнь» № 12, 2002 г.).

У России самая большая протяженность морских границ и соответственно морского шельфа. Бoльшая его часть находится в Ледовитом океане, суровом и холодном, почти круглый год покрытом льдом. На востоке Россию омывают моря Тихого океана. В зимние месяцы они затянуты льдом от берегов Чукотки и почти до южной оконечности Сахалина. Но под водой и ледяными полями лежат богатые нефтеносные структуры и уже открытые месторождения (структура становится месторождением, когда из пробуренной на ней скважины получен промышленный приток нефти, газа и уже можно примерно оценить запасы).

Путешествуя вдоль морских границ России, посмотрим, что открыто на шельфе, что добывают рядом на берегу, взглянем на геологию берега и шельфа, а точнее, на осадочную толщу. Следует сразу отметить, что шельфы морей в среднем изучены всего на 7%, в то время как основные сухопутные нефтегазоносные регионы — более чем на 50%. Поэтому мы можем говорить только о потенциальных шельфовых запасах.

ВДОЛЬ МОРСКИХ ГРАНИЦ РОССИИ

Со школьных лет мы знакомы с географической картой нашей страны, с зелеными пятнами низменностей и коричневыми, разных оттенков, горами. Но очень мало кто видел подобную же карту рельефа морского дна, особенно Ледовитого океана, — она появилась совсем недавно.

Начнем более детальный осмотр шельфа с границы с Норвегией. Конечно, на суше она определена точно — до метра, ведь эти небольшие километры были единственной нашей сухопутной границей со странами — членами НАТО. Далее же на север линия раздела дна Баренцева моря до сих пор не зафиксирована. Это объясняется тем, что еще в 1926 году правительство СССР объявило морскую границу продолжением точно на север границы сухопутной. Так она и обозначена на всех отечественных картах и в атласах. Долгое время граница вполне устраивала нашего соседа — Норвегию. Но настали другие времена. В 1982 году была принята Международная конвенция по морскому праву, которую подписали и мы. А она рекомендует проводить границу раздела морского дна по срединной линии между берегами принадлежащих странам территорий. (Так недавно мы и поделили Каспий с соседями — Казахстаном и Азербайджаном). В случае с российско-норвежской границей линия должна проходить посередине между берегами Новой Земли и Земли Франца-Иосифа, принадлежащими России, и берегами Шпицбергена и самой Норвегии. Оказалось, что эта срединная линия проходит восточнее от объявленной нами в 1926 году границы. В результате появился значительный (несколько десятков тысяч квадратных километров) участок морского дна, на который претендуют оба государства. По прогнозам, этот участок дна моря содержит большие запасы углеводородов. Причем условия добычи достаточно легкие: небольшая глубина и нет льда — ведь здесь проходит ветвь Гольфстрима, потому-то порт в Мурманске незамерзающий и зима на Кольском полуострове сравнительно теплая.

Двинемся дальше на восток. По геологическому строению весь Кольский полуостров — это часть выходящего на поверхность Балтийского щита, образованного древними изверженными породами. Их возраст на поверхности может достигать 3 млрд лет, а возраст Земли — всего-то 6 млрд. Неслучайно именно здесь, у границы с Норвегией, бурили Кольскую сверхглубокую скважину для изучения глубинного строения Земли (см. «Наука и жизнь» № 5, 2002 г.). Она достигла самой большой в мире глубины — более 12 км! Осадочных пород здесь нет, и нефти тоже нет. Но сушу омывает Баренцево море, а под дном его, в некотором удалении от берега, лежит большая осадочная толща — там и в древние времена было огромное море, по-видимому, теплое и мелкое, иначе не выпало бы столько осадков с органикой. И следовательно, у дна моря иное геологическое строение, чем у суши. Потому-то здесь и обнаружены значительные запасы углеводородов.

За Кольским полуостровом — узкое горло Белого моря, окраина Балтийского щита. Поверх изверженных пород лежат осадочные. Но какая же здесь нефть — осадочная толща едва наросла до 500—600 м и еще не опустилась вглубь.

Следуем на восток. Миновали полуостров Канин, за ним остров Колгуев и Печорское море. На берегу леса сменились тундрой, а под ними — многокилометровая осадочная толща. Здесь, у Печоры, и далее на юг расположены мощные нефтегазовые месторождения. Нефтяники называют этот район Тимано-Печорской нефтегазоносной провинцией. И неслучайно, что на шельфе Печорского моря (оно сравнительно небольшое, и на крупномасштабных картах его не выделяют, считая частью Баренцева моря) находятся крупнейшие залежи нефти и газа. Они уходят на север, в Баренцево море, вдоль всего западного побережья Новой Земли, но близко к ней не подходят — Новая Земля является продолжением древних Уральских гор, и осадочных пород здесь нет.

Переваливаем за Урал, а в море — за Новую Землю. Взглянем на полуостров Ямал и восточный берег Обской губы. Они буквально усыпаны нефтегазовыми месторождениями, крупнейшие из которых — Ямбургское газовое, Уренгойское и Медвежье нефтяные. В самой Обской губе в 2004 году открыли два новых месторождения. Все месторождения как бы нанизаны на нитку, протянувшуюся с юго-востока на северо-запад. Дело в том, что глубоко под землей находится большой древний тектонический разлом, вдоль которого и сгруппированы месторождения. Вдоль разлома из глубин земли выделяется больше тепла, что способствует ускорению образования нефти из органики в древней осадочной толще. Итак, в Баренцевом и Карском морях сосредоточено 84% уже известных запасов всего шельфа России. А на берегу, южнее, расположена огромная Западно-Сибирская низменность, в которой находится 63% наших сухопутных ресурсов нефти. Все это — дно единого древнего моря, существовавшего в течение многих геологических эпох. Здесь-то и находится основная наша кормилица — Западно-Сибирская нефтяная провинция. Полуостров Ямал славен еще и тем, что Россия добывает на нем почти 80% газа. На соседнем шельфе, по-видимому, сосредоточено 95% запасов газа всего нашего шельфа. Отсюда начинаются основные российские газопроводы, по которым газ уходит в страны Западной Европы.

Продолжим путешествие вдоль побережья. Далее, на восток, находятся устье Енисея и Таймырский полуостров. У Енисея низменность Западной Сибири сменяется Сибирской платформой, тянущейся до устья Лены, на которой местами на поверхность выходят древние изверженные породы. Небольшой прогиб платформы с шестикилометровым слоем осадков огибает Таймырский полуостров с юга от устья Енисея до Хатанги, но нефти в нем нет.

Геология севера Восточной Сибири изучена еще очень слабо. Но общее геологическое строение этой горной страны указывает, что нефть приурочена к прогибам, где есть осадочный чехол. А вот дальше на восток, у берега моря, геология уже иная — здесь под дном Ледовитого океана лежит многокилометровая осадочная толща (после поднятия суши она местами «вылезла» и на берег), перспективная на нефть и газ, но почти совсем не изученная. Исследования с поверхности затруднены круглогодичными льдами, а бурение дна тут пока не проводилось.

Обогнем Чукотку: на ней местами велись поиски нефти и разведочное бурение. Следующий участок шельфа, где находятся 15% запасов, — уже побережье Тихого океана, от севера Камчатки до юга Сахалина. Правда, нефтяные вышки промыслов увидим только на северном Сахалине, где нефть добывают с 1927 года. Геология шельфа у острова повторяет геологию суши. Вернее было бы сказать, что лишь на северном Сахалине древний шельф «слегка обсох». Отдельные месторождения шельфа Сахалина почти «выползли» на сушу. Морские месторождения, площадь которых и запасы во много раз превышают сухопутные, тянутся вдоль всего восточного берега Сахалина и уходят на север. Часть месторождений была открыта еще в 70-е годы прошлого века. Прогнозируемые извлекаемые запасы шельфа Сахалина — более 1,5 млрд т (извлекаемые запасы составляют примерно 30% выявленных). Для сравнения: вся Западная Сибирь имеет 9,1 млрд т доказанных запасов. Первая промышленная нефть шельфа России получена на Сахалине в 1998 году, но это отдельная история.

Осталось взглянуть на шельф Каспийского, Черного, Азовского и Балтийского морей, хотя протяженность его составляет лишь небольшую часть российского, а на карте он едва виден. Согласно оценкам, российская часть шельфа Каспия содержит около 13% всех его запасов (основные принадлежат Казахстану и Азербайджану). У Кавказского побережья Черного моря нефть может быть в глубоководной (глубина 1,5—2 км) его части и совсем немного — в Азовском море. Но Азовское море маленькое и поделено между двумя странами. Украина ведет там добычу газа.

И, наконец, завершая путешествие по морям, посмотрим на Балтику. Балтийское море по сравнению с морями Ледовитого океана невелико, а государств много, но здесь, в Калининградской области, недалеко от берега, рядом с Куршской косой, в 1983 году обнаружена нефть на малых глубинах. В 2004 году начата ее промышленная добыча. Запасы по российским меркам, не столь велики — менее 1 млн т, но условия добычи значительно легче, чем в Ледовитом океане. Наличие нефти в этом месте не является сюрпризом, рядом на берегу ее добывают давно, и запасы больше.

ПЕРВЫЕ ШАГИ В ОСВОЕНИИ СЕВЕРНОГО ШЕЛЬФА

В мире на шельфе и прибрежных акваториях сегодня добывают 35% нефти и около 32% газа. Начало положено бурением первых морских скважин лет 50 тому назад в мелком и теплом Мексиканском заливе.

Опыт освоения богатств морского дна есть и в Европе. Уже более 30 лет в Северном море добычу с морских платформ ведут Норвегия и Англия и получают нефти столько, что суммарный экспорт этих двух стран соизмерим с российским. Норвегия благодаря добыче нефти стоит на первом месте по уровню жизни. Правда, здесь добыча ведется не на шельфе, а на дне Северного моря, имеющем иное геологическое строение. Кстати, добыча ведется не только в экономических зонах этих стран, а и вне их согласно международной договоренности о разделе дна между примыкающими странами.

Ожидается, что в России доля добычи углеводородов на шельфе к 2020 году составит 4% общего объема. На шельфе запасы изрядные, да только разрабатывать их значительно труднее и дороже. Нужны огромные инвестиции, которые начнут давать отдачу и прибыль не ранее чем лет через пять, а то и через десять. Например, для освоения морских богатств Каспия суммарные инвестиции за десять лет превысят 60 млрд долларов. В Ледовитом океане стоимость будет еще выше из-за суровых ледовых условий.

И тем не менее Россия приступила к освоению своего шельфового богатства. Только 15% запасов углеводородного сырья шельфа приходится на Охотское море. Но именно здесь, у Сахалина, в 1998 году группа иностранных компаний впервые в России начала промышленную добычу нефти с шельфа. В 2004 году добыли промышленную нефть и на шельфе Балтийского моря.

К освоению на шельфе Печорского моря намечены два крупнейших месторождения. Первое — нефтяное Приразломное, открытое в 1989 году и расположенное в 60 км от берега, где глубина около 20 м. Название неслучайно — месторождение находится рядом с тем самым глубинным разломом. Его запасы — 74 млн т извлекаемой нефти и 8,6 млрд м3 газа. При современном уровне технологии в России извлекают только порядка 30% выявленных запасов нефти, в западных странах — до 40%.

Уже имеется проект разработки Приразломного. Лицензии на его освоение получили российские компании. В центре будет установлена огромная ледостойкая платформа общим весом около 110 тыс. т с опорным основанием размером 126ґ126 м, состоящим из четырех супермодулей. В них расположатся 14 танков нефтехранилища на 120 тыс. т. Жилой модуль рассчитан на 200 человек. Это лишь несколько впечатляющих цифр, которые позволяют представить масштабы только одного сооружения, а потребуется целый комплекс. Платформу подобного ледового класса в мире еще не изготавливали. Слишком уж суровы условия добычи в этих краях: ведь навигация по Северному морскому пути идет в течение нескольких месяцев, да и то в сопровождении ледоколов. К тому же каждый год ледовая обстановка разная, и в начале навигации встает вопрос: как лучше проходить через льды в районе Новой Земли — огибать архипелаг с севера или пробираться через проливы в середине. А ведь планируется круглогодичная добыча с шельфа. Строительство платформы начато в 1998 году на крупнейшем заводе под Архангельском, который до этого строил подводные лодки.

Вслед за Приразломным, вероятнее всего, будет освоено Штокмановское газовое месторождение, крупнейшее в Арктике и в мире. Оно открыто в 1988 году на шельфе Баренцева моря, в 650 км к северо-востоку от Мурманска. Глубина моря там составляет 320—340 м. Запасы Штокмановского месторождения оцениваются в 3,2 трлн м3 газа, что соизмеримо с месторождениями на Ямале. Общий объем капитальных вложений в проект составит 18,7 млрд долларов, срок окупаемости — 13 лет. Подготавливается проект строительства крупнейшего завода по сжижению природного газа: тогда его можно будет везти и за море, в Канаду и Америку.

Еще недавно считали, что нефть океана сосредоточена именно на шельфе, но за последние 10—15 лет обнаружены гигантские месторождения и на глубинах моря 2—4 км. Это меняет установившиеся представления о местах скопления углеводородов на дне океана. Здесь не шельф, а континентальный склон. Такие месторождения уже успешно разрабатываются, например, в Бразилии.

Почему мы отстали от других стран в освоении шельфа, наверное, можно объяснить. У нас большие запасы на суше, их пока хватает и себе и на экспорт. А добыча на шельфе стоит примерно втрое дороже. Отечественные компании на столь суровый шельф не спешат: сейчас, при высоких ценах на нефть, выгоднее вкладывать деньги в уже освоенные месторождения. Только вот что мы будем делать, когда легкодоступная нефть закончится? Как бы не опоздать с разработкой своих собственных богатств.

Редакция благодарит ЗАО «Севморнефтегаз» за предоставление ряда иллюстраций.

Сколько нефти и газа осталось в России: интервью с Александром Соколовым, директором по геологоразведке компании ПЕТРОГЕКО

Мария Кутузова: Добрый день! В эфире «Энергосреда» на канале «Нефтянка». Сегодня у нас в гостях Александр Владимирович Соколов, кандидат геолого-минералогических наук, директор по геологоразведке компании ПЕТРОГЕКО, первооткрыватель нескольких месторождений в России.

Александр Владимирович, не так давно российское правительство и Минэнерго потрясли общественность прогнозами падения добычи в ближайшие 15–20 лет. Цифры называются самые разные. Но эти прогнозы обрушения российской нефтедобычи уже вызвали комментарии наших конкурентов, в частности, наследного принца Саудовской Аравии, который заявил, что Россия может исчезнуть с мирового рынка нефти в качестве поставщика. Каковы Ваши прогнозы как геолога, что будет с российской нефтегазодобычей в ближайшие годы и далее в перспективе 2035–2040 гг.?

Александр Соколов: Во-первых, большое спасибо за возможность выступить на вашем уважаемом канале. Вы сказали, «потрясли общественность» о том, что российское правительство обнародовало цифры о фатальном падении добычи. Так вот, я могу сказать, что профессиональная общественность об этой угрозе падения добычи, угрозе не восполнения добычи свежими запасами, говорит уже как минимум лет десять. Когда в начале 2000-х годов уже было понятно, что происходит нарастание негативных тенденций, маркеры этой болезни все явственнее и явственнее проявлялись.

Я могу сказать только одно, что наконец-таки правительство услышало. Дошло до него, что если ничего не предпринимать, не принимать радикальных мер, то, действительно, прав наш главный по ТЭК Козак, который сказал, если мы ничего не будем делать, в оптимистичном сценарии добыча упадет в два раза, а в самом пессимистичном сценарии вообще в четыре раза. Что это такое? Давайте перейдем на абсолютные цифры. В два раза — исчезнет 250 млн т добычи, а в четыре раза — это вообще сокращение на 374 млн т от сегодняшнего уровня годовой добычи.

Вы упомянули наследного принца, но он говорил, что Россия исчезнет, как крупнейший поставщик. Сегодня в мире три крупнейших поставщика, это — мы, Российская Федерация, Саудовская Аравия и Соединенные Штаты, которые с переменным успехом делят лидерство между собой, то Штаты вперед вырываются, то мы, то саудиты. Так вот, я так думаю, что «товарищ» наследный принц имел в виду факт, что как крупнейшие мы исчезнем. Но как поставщики существенные, значимые мы, конечно же, останемся на мировой арене.

Но следует, конечно, задуматься над этим его утверждением, и если исчезает 250 млн т годовой добычи на 20 лет, то, по сути, за 20 лет сотрется с карты такой нефтедобывающий регион как Ханты-Мансийский автономный округ, у которого сегодня 233 млн т годовой добычи. То есть, это существенное выпадение в оптимистичном сценарии. Поэтому я могу только приветствовать тот факт, что наконец-таки 18 сентября 2018 г. на совещании у премьер-министра об этой проблеме было заявлено вслух и в официальном порядке. Надо только приветствовать тот факт, что этот секрет Полишинеля перестал быть секретом и ответственные лица, принимающие решения наконец-таки стали понимать угрозу надвигающейся катастрофы.

Конечно, и я неоднократно говорил об этом, точка невозврата нами пройдена, и мы должны готовиться к жесткой посадке. Я думаю, что даже самые экстренные меры, которые могут быть предприняты, не знаю еще какие, тем не менее, они никогда не смогут удержать добычу на сегодняшних уровнях. Поэтому отвечая на Ваш вопрос, что происходит, скажу, что происходит то, что мы стоим на пороге большого, к сожалению, обвального падения годовой добычи.

Ну, а насчет вопроса мне как геологу, что будет с российской нефтянкой к 2035–2040 гг. и каковы перспективы, могу сказать одно — нефтяная промышленность сохранится, конечно же. У нас, слава богу, есть примеры и Азербайджана, который отмечает столетие нефтяной промышленности, и того же Техаса, многих других районов мира, где нефтедобыча идет не одно столетие. То же самое будет у нас. Другое дело, что это будут другие объемы, другие уровни добычи, другие сложности. Но мы останемся на карте, как нефтедобывающая и как нефтеразведочная держава.  Поэтому сейчас наша задача как геологов и как разведчиков недр — максимально закрыть вот это возможное падение свежими запасами.

Мария Кутузова: Сколько же у нас осталось нефти? Не проели ли мы наше советское наследие? Как Вы оцениваете обеспеченность нашей нефтяной и газовой отрасли запасами?

Александр Соколов: Могу ответить следующим образом. Сколько у нас осталось нефти, об этом очень хорошо говорят цифры государственного баланса в Российской Федерации. Они открытые стали в последнее время. Поэтому могу сказать одно, что сегодня у нас в Российской Федерации на государственном балансе числится извлекаемых запасов 18,5 млрд т, запасов по категориям А, В1, С1 — подготовлено к промышленной разработке и еще 11,2 млрд т по категориям В2, С2, которые могут быть поставщиками промышленных запасов. 18,5 млрд т сегодня — это, конечно же, большая величина. Из нее подавляющая доля приходится на Западно-Сибирскую нефтегазоносную провинцию — 11,7 млрд тонн по категориям А, В1, С1 и еще 7 млрд т по категориям В2, С2. То есть, сегодня у нас, конечно, Западная Сибирь является доминирующим регионом с точки зрения обеспеченности запасов, так же, как и добычи, где в Западной Сибири за все время истории нефтедобычи 12,7—12,8 млрд т уже извлекли. Второе место занимает Волго-Урал, где накопленная добыча составила чуть более 8 млрд т. Сегодня у нас текущих извлекаемых запасов на Волго-Урале 3,6 млрд т нефти по категориям А, В1, С1 и 0,8 млрд т по категориям В2, С2. Остальные нефтегазодобывающие регионы Российской Федерации делят остальные места.

То есть, мы сегодня видим основной доминантный регион, как по добыче, так и по обеспечению запасами, текущими извлекаемыми запасами. Это, конечно, Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция. Внутри нее — это, безусловно, Ханты-Мансийский автономный округ. Потому что Ямал — это по большей части газовый регион, а нефтяные регионы, Томская область, Юг Тюменской области. Поэтому наши запасы сегодня таковы.

К вопросу проедания советского наследия. Это, действительно, тема важная, но я бы не говорил про слово «проедание», потому что любая разведка, которая была в прошлые годы, она, конечно, призвана была обеспечить нефтедобычу здесь сегодня. Мы живем на тех запасах, которые мы открыли в 60-е годы прошлого столетия, если мы говорим о Западной Сибири. Вопрос надо ставить по-другому. Проедать-то мы проедаем, но готовим ли мы что-нибудь взамен, свежие запасы, которые позволят замещать ту добычу, которая ежегодно у нас уходит из баланса? Так вот, с этим вопрос. Поэтому отвечая на Ваш вопрос, проедаем ли мы или нет, я сказал бы так. Мы, наверное, должны задуматься над тем, как мы готовим свежие запасы для восполнения той уходящей добычи.

Вопрос об обеспеченности запасов — это вещь достаточно лукавая, потому что обеспеченность — это отношение текущего уровня добычи к тем запасам, которые сегодня есть на государственном балансе. В этом плане у нас все замечательно. Предыдущий наш министр природных ресурсов вообще говорил о 30, 40 и 50 годах в зависимости от того, как считать. Но обеспеченность может увеличиваться до бесконечности, если начнет падать добыча. Представьте себе, если сегодня у нас годовой уровень добычи 520 млн т по нефти и если, не дай бог, сбудутся прогнозы и слова Козака, что мы будем добывать 250 млн т, то у нас обеспеченность в два раза возрастет при этом. То есть, понятие обеспеченности – это достаточно отдаленный маркер, который ни о чем не говорит.

Еще я хотел бы сказать, что текущие извлекаемые запасы, которые являются ориентиром в обеспеченности, — это технологические запасы. Это — запасы, которые технологически возможно извлечь за определенный период времени. Но какая из них доля рентабельна — половина, меньше половины, больше половины — это еще требуется выяснить. Понятно, что мы знаем, что рентабельные запасы всегда меньше, чем технологические. Вопрос о том, сколько из этих 18 млрд т является рентабельными запасами, — это очень важная тема, потому что станет понятна реальная обеспеченность.

В заключение этого вопроса могу сказать только одно: чем больше мы добываем, тем хуже становится структура остаточных запасов, потому что уходят лучшие, добываются лучшие, самые качественные запасы, а остаются периферийные, менее рентабельные запасы. Поэтому структура запасов все время мигрирует в сторону ухудшения качества.

Мария Кутузова: Возвращаясь к традиционным регионам, что происходит в ХМАО-Югре с добычей сейчас? Насколько мы падаем там? Насколько показателен пример ХМАО для всей России в плане добычи?

Александр Соколов: Я уже говорил, что ХМАО-Югра является доминирующим регионом, и, конечно, от «здоровья» этого региона зависит нефтедобыча в нашей стране. Поэтому важно понимать те процессы, которые происходят в нефтедобыче на территории Югры.

С 2007 г., когда был достигнут пик в постсоветское время после всевозможных преобразований, нефтедобыча ХМАО неуклонно падает, уже 10 лет, по сути. Но она снижалась в разные годы по-разному. Было и 2–3, и 7 млн т сокращения годовой добычи. Последние два года, в 2016 г. и 2017 г., идет падение добычи равное минус 3,9 млн т годовой добычи. При этом важно здесь очень понимать, что темпы эксплуатационной проходки увеличиваются кратно. Если мы в начале 2002–2003 гг. бурили эксплуатационной проходки в пределах 5 млн м в год, эксплуатационного бурения, то в 2017 г. мы уже бурим около 18 млн м проходки в год.

Мария Кутузова: Поддержание добычи требует больших объемов бурения, да?

Александр Соколов: Это, как у Льюиса Кэрролла в «Алисе в стране чудес», чтобы стоять на месте, нужно бежать, а чтобы куда-то двигаться, надо бежать еще быстрее. Перефразируя эту фразу, можно сказать так: чтобы поддержать темпы падения добычи, нужно бурить все больше, больше и больше. Так вот, последние два года чтобы держать уровень падения минус 3,9 млн т годовой добычи, в ХМАО бурилось на 3,9 млн м проходки больше. Эти последние два года очень показательные. Сейчас нарастают очень тревожные, на мой взгляд, тенденции. Об этом мало кто говорит, но я должен подчеркнуть, что сейчас, в 2018 г., уже ноябрь на дворе, и у нас по сентябрь включительно, за октябрь еще статистика не вышла, уровень годовой добычи равен прошлогоднему. У нас по сентябрь не падает добыча, а наоборот — она держится на этом уровне. Это, вроде бы, повод для радости.

Но повод для большой тревоги другой: эксплуатационная проходка не растет, мы бурим ровно столько, сколько мы бурили в прошлом году. То есть, вот это правило, что надо бурить как можно больше, чтобы поддержать темп падения добычи, в этом 2018 г. вроде бы как не работает. На мой взгляд, объяснение кроется в том, что компании уже не видят, где бурить, и все участки, требующие бурения, стали не интересны, и они не могут увеличить темпы эксплуатационного бурения. Накладывается еще и негативный, по моему мнению, момент, что открыли все задвижки. То есть, сейчас, чтобы не допустить такого резкого обвального падения при сохранении темпов эксплуатационного бурения, просто открывают задвижки до максимума. Мне кажется, что об этом негативном моменте мы еще услышим в следующем году. Грохот обрушения, потому что если мы сегодня нарушаем это правило бурения — бурить больше, чтобы поддержать темпы падения добычи, а при этом держим добычу за счет перехода на более жесткие меры эксплуатационного регулирования залежей, то, я думаю, очень скоро мы поймаем обратный негативный эффект. Просто-напросто, мы в 2019 г. можем упасть не на 3,9 млн т, а на 5 или 6, или даже на 7 млн т. Такая картина, кстати, уже была в 2014 г. в ХМАО. Когда вследствие кризиса мы пробурили меньше по эксплуатационному бурению в годовом исчислении, то уже в 2015 г. мы рухнули на 7 млн т годовой добычи. Этот случай может повториться и сейчас.

Поэтому ответ на вопрос, каковы тренды добычи нефти в регионе, такой – надо максимально стремиться к тому, чтобы удерживать падение добычи. За счет чего? Пока мы видим только один способ – это вовлечение в разработку запасов категории В2, то есть это увеличение темпов эксплуатационного бурения. Но расчеты последних трех лет, когда ввели понятие «рентабельные запасы», показывают, что процентов на 60–70 запасов категории В2 становятся нерентабельными, а на каких-то месторождениях и все запасы В2 бывают нерентабельными. Это говорит о том, что в принципе бурить-то мы можем, но рентабельность этой добычи становится близка к нулю. Здесь на первый план выходит другая проблема — социальная проблема.

Правительства округа и Российской Федерации, на мой взгляд, уже начали заниматься вопросами «социальной добычи». То есть, мы должны добывать не для того, чтобы удержать рентабельность, а для того, чтобы не допускать социального напряжения. Та адресная льгота по Самотлору, которую мы получили в прошлом году, абсолютно адресно для Самотлорского месторождения, она направлена лишь на то, чтобы удержать город Нижневартовск от закрытия. Поэтому если мы сегодня не пойдем по этому пути, то риск закрытия моногородов Лангепас, Когалым, Покачи, Стрежевой, Нефтеюганск очень высок. Поэтому вопрос рентабельной добычи уже выступает вопросом социальной добычи. Там уже экономика мало работает. Что нас ждет в нашем главном регионе нефтедобычи? Ждет проблема сокращения уровня рентабельной добычи и увеличения доли социальной добычи.

Мария Кутузова: Есть ли какие-то перспективы у традиционных запасов в других регионах? Или время традиционных запасов нефти уже прошло?

Александр Соколов: Мне всегда не нравились слова «традиционные» и «нетрадиционные». Могу сказать одно, что во всех наших нефтяных регионах идет обычная добыча нефти, и если мы говорим про тот же Урал и Поволжье, то оно уже давно вышло на так называемую полку. Если мы посмотрим, например, на Волгоградскую область, то она уже много десятилетий дает свои три с копейками миллионов тонн годовой добычи. Если мы говорим про Татарию, то она дает свои 35 млн т с какими-то там возможностями небольшого увеличения. То есть, все регионы Урала и Поволжья вышли на абсолютную полку, все эти колебания увеличения и уменьшения добычи носят в большей степени статистический характер.

Ответ на Ваш вопрос о перспективах нефтедобычи в остальных регионах такой — они будут добывать ровно столько, сколько они будут добывать. Если мы посмотрим исторические графики добычи по всем регионам Российской Федерации, неважно Урал и Поволжье, Тимано-Печора, Северо-Кавказская область и т. д., мы увидим резкий всплеск, потом падение и длительная-длительная полка. На то же самое мы должны выйти в той же Западной Сибири. То есть, где эта полка установится, на каком уровне запасов? Сегодня у нас 232 млн т по годовой добыче по ХМАО. Где она остановится, на 170, на 150 млн т? Это вопрос расчетный. Посмотрим.

Добыча идет. Она вся традиционная. Вопрос в том, что вот эта путаница начинается в понятии, что чем больше мы добываем, тем хуже становится качество остаточных запасов. Увеличивается обводненность, уменьшаются текущие дебиты. Кстати говоря, для того же Ханты-Мансийска, если в 2002 г. у нас стартовый дебит эксплуатационных новых скважин был 47 куб. м в сутки, то сегодня он опустился до 20 куб. м в сутки. То же самое и в остальных регионах. Нефтедобыча региона как здоровье человека, чем он ставится все больше возрастом, тем больше возникает проблем. При этом традиционность человека не меняется, он есть такой, какой он есть. Просто возраст начинает сказываться. То же самое у нас. Все наши нефтегазоносные провинции имеют определенный возраст, кто-то моложе, в данном случае Западная Сибирь, а кто-то постарше намного, например, Волго-Урал.

Мария Кутузова: О трудноизвлекаемых запасах хочется поговорить отдельно. Что это вообще за термин такой и насколько Вы с ним согласны? Есть ли какие-то перспективы в разработке баженовской и ачимовской свит? Какой вклад трудноизвлекаемых запасов в добыче сегодня в России и как он будет расти в дальнейшем?

Александр Соколов: Фраза «трудноизвлекаемые запасы» не имеет под собой никакого инженерного объяснения. Когда говорят о трудноизвлекаемых запасах, мне всегда хочется спросить, тогда покажите мне легкоизвлекаемые запасы, среднеизвлекаемые запасы. Мне всегда хочется задать вопрос, Самотлорское месторождение, когда оно начиналось в  60-х годах, это уже были трудные запасы или легкие запасы? Я думаю, ни у кого язык не повернется назвать это легкими запасами.

Вот эта терминологическая казуистика, которая сегодня есть, она может быть легко разрешена с помощью использования трех категорий, синергии трех понятий — это геологическое понимание объекта, технологическая возможность извлечения и экономическая целесообразность добычи. Если мы будем оперировать этими тремя понятиями, мы все свои случаи по тем или иным регионам сможем легко ранжировать. А то, что из-за того, что сегодня понятие трудноизвлекаемые запасы (ТРИЗ) вообще никак не регламентируется, никак, с инженерной точки зрения, не определено, то каждый начинает вкладывать свой смысл в это понятие. Каждый решает свои задачи, цели, иногда не очень правильные. Поэтому я бы ушел, и призываю всех уйти, от использования понятия ТРИЗ и перейти к понятиям геологическое понимание объекта, технологическая возможность извлечения и экономическая целесообразность добычи.

Если говорить о наших запасах, находящихся в длительной разработке, то они все были геологически понятны, технологическая возможность разработки была тоже понятна, и экономическая целесообразность была очевидна. Поэтому мы и имеем сегодня такую нефтянку, какую мы имеем. С запасами, с геологией этих запасов, с технологией добычи было более или менее все понятно. Как только в процессе роста добычи, в процессе ухудшения качества запасов начинаются вот эти негативные тенденции, о которых я говорил, то за счет высокой обводненности, понижения дебитов и за счет удаленности мы получаем момент, когда экономика показывает, что эти запасы добывать становится все менее и менее выгодно, а потом уже и нерентабельно.  Они автоматически переходят в категорию «геологически понятно, технология отработана, но их экономика уже не позволяет их добывать». Высокую обводненность иногда тоже называют ТРИЗ. На самом деле это просто обычные запасы, а в силу того, что они уже 20–30 лет находятся в добыче, они стали экономически тяжелыми и стало непозволительной роскошью их продолжать добывать.

Есть другая группа месторождений, другая группа запасов, которые сегодня еще не введены в разработку. Это — запасы, где геология понятна, технология добычи тоже понятна, а вот их экономика не позволяет вести рентабельную добычу. Какие это запасы? Это — нефтяные оторочки, это газовые шапки, низконапорные газы, высоковязкие нефти, это какие-то мелкие и удаленные месторождения. Для них все понятно. Для них геология ясна, технология добычи вроде понятна, но за счет того, что экономика не позволяет получить положительный поток, там низкая проницаемость, действительно, адресное льготирование таких запасов позволяет перевести их в разряд экономически целесообразных. То есть, вот эта вторая группа переходит в разряд экономически возможных для разработки месторождений за счет льготирования. При этом напоминаю, еще раз повторяю, что с геологией и с пониманием этого объекта ничего не произошло, мы понимаем, мы знаем, мы умеем считать запасы, умеем их выконтуривать и искать.

А то, что касается третьей группы месторождений, то там и геология нам не ясна, мы не знаем, как считать запасы, и технологии разработки у нас нет, и экономически этим бессмысленно заниматься. Я сегодня говорю о тех любимых темах, которые модны и обсуждаются, баженовские отложения, доманиковы отложения. Если мы поговорим об этом и выведем за скобку тот бажен, который добывался на Ай-Пимском и Салымском месторождениях на протяжении 60 лет нефтедобычи в ХМАО, притом, что в этом округе уже извлекли 11,5 млрд т, а из баженовской свиты — почти 10 млн т, всего лишь. В основном это два месторождения — Ай-Пимское и Салымское, «Сургутнефтегаза» и «Роснефти», то мы поймем, что все остальное там по три копейки, все остальные запасы. В основной своей массе вот эти нетрадиционные, как сейчас говорят, запасы баженовской свиты и доманиковой толщи, это — тот случай, когда мы не знаем, как считать запасы, не умеем оконтуривать эти объемы, эти резервуары, где могут быть потенциально подвижные запасы. У нас нет технологии их разработки, мы еще только учимся, и экономика, соответственно, находится вообще за гранью разумного.

Мария Кутузова: Что касается тюменской свиты и ачимовки?

Александр Соколов: Это — понятные отложения, которые были известны 60 лет тому назад. Просто они были глубже. У нас как шла разведка и добыча? Мы начинали сверху, а потом углублялись. Тот же самый Самотлор, если кто знает, мы сначала разрабатывали группу пластов А-В, меловые отложения, Б-В, потом уходили глубже, на неокомские отложения и т. д. Так вот, ачимовская толща, скажем так, далеко не на самом верху, а почти что в низах осадочного чехла продуктивного, а тюменская свита вообще находится на самом нижнем этаже. Поэтому в силу исторических причин до этих отложений, а они были глубже, чем базовые объекты добычи, мы дошли только сегодня, когда базовые объекты добычи у нас уже имеют определенную степень истощения. Это — первое, почему они только сейчас стали интересны. Второе — они объективно имеют более сложную геологическую природу осадконакопления, имеют более сложные фильтрационные свойства, низкую проницаемость и т. д., и как следствие этого низкие дебиты, которые были раньше неинтересны нашим добытчикам. Просто время пришло подбирать и такие запасы. Поэтому для этих запасов ачимовской толщи и тюменской свиты просто настал черед.

Вы задавали вопрос, какова доля трудноизвлекаемых запасов в увеличении добычи? Могу сказать одно, что за последние четыре года их добыча увеличилась с 40 млн до 70 млн т в год, грубо говоря, на 71%, на фоне общей добычи 550 млн т в год, то сами понимаете, какова доля этих увеличений. Поэтому, когда говорят, что доля добычи из ачимовской толщи и тюменской свиты из трудноизвлекаемых запасов так называемых увеличилась на 70–80% или на 100%, то это просто эффект низкой полосы. На фоне общей добычи в 519–520 млн т годовой добычи по нефти без конденсата это, конечно, хорошая прибавка, но она не делает, по большому счету, погоды.

Мария Кутузова: А растем ли мы в добыче? На фоне ухода от сделки ОПЕК+ Россия заявила, что мы растем именно в добыче нефти. Растем ли мы, действительно, в нефти, а не в конденсате?

Александр Соколов: Хороший вопрос. Здесь, конечно, важно знать правильную статистику. Но по тому, что я вижу в открытых источниках, мы, в принципе, на том же самом уровне стоим. Те новые месторождения, те новые кластеры, которые сегодня вводятся в разработку, — Мессояхский проект, Ванкорский проект, Ярудейский проект. Добыча из этих новых проектах всего лишь возмещает падающую добычу на остальных наших исторических месторождениях. Поэтому по добыче нефти мы пока держим полку в 515-520 млн т годовой добычи. За счет того, что у нас, действительно, идет рост добычи газа у нас получается увеличение добычи конденсата. Поэтому в жидких углеводородах мы растем. Я имею в виду нефть плюс конденсат.

Мария Кутузова: Может быть, это — и вклад «Газпрома», у которого рекордные цифры потребления и востребованности его запасов Европой?

Александр Соколов: В принципе, да. Скажу так, не только «Газпрома», но и «НОВАТЭКа», который сегодня начал интенсивно развивать тему сжиженного газа. Чем больше мы добываем газ, тем больше мы, естественно, поднимаем конденсат. Это — премия за газодобычу. Поэтому, конечно, чем больше мы будем добывать газа, то, соответственно, жидких углеводородов, конденсата, тоже будем иметь больше. Может быть, это и есть элемент хорошего выхода из этой ситуации. Когда мы будем падать по добыче самой нефти, то сможем увеличивать добычу за счет конденсата.

Мария Кутузова: А есть ли какой-то толк от этих всех полигонов по баженовской свите, вот сейчас объявили и об ачимовке? Есть ли какой-то реальный шанс создать эти технологии в ближайшей перспективе?

Александр Соколов: Да, тема модная. Это, как говорится, модное сегодня направление — национальный проект, технологические полигоны. Давайте препарируем этот вопрос. Об этом говорить пока только одна наша компания — «Газпром нефть», которая создала технологический центр «Бажен», получила статус национального проекта и все эти тренировки происходят на Пальяновской площади Красноленинского месторождения.   Для справки могу сказать, что на Пальяновском месторождении за всю историю добычи добыто 350 тыс. т, не больше. В то время как из всей баженовской свиты за все время извлекли не больше, чем 10 млн т.

Мария Кутузова: «Сургутнефтегаз», «Роснефть»…

Александр Соколов:«Сургутнефтегаз» — Ай-Пимское месторождение, где-то 3,5 млн т, и Салым — «Роснефть», где-то 4,5 млн т. Все остальное — это вот… Поэтому сегодняшний национальный технологический проект «Бажен» пока еще в будущем, в сослагательном наклонении. Да, объявляются большие грандиозные цифры, что мы будем добывать 10 млн т годовой добычи уже в 2025 г., и дальше-дальше у нас идет рост добычи. Но, чтобы добывать 10 млн т в 2015 г., наверное, в 2018 г. нам тоже надо что-то добыть, и 2019 г., и в 2020 г. Поэтому давайте мы сначала посмотрим, чем закончится реализация национального проекта по бажену на Красноленинском, на Пальяновском, чтобы потом тиражировать этот опыт на другие геологические образования. Пока у меня нет оснований для того, чтобы считать достаточно позитивным развитие этого проекта, по одной простой причине — до сегодняшнего дня мы так и не знаем, что такое баженовская свита. Мы не понимаем, как выделять коллектора, мы не знаем, как выделять те зоны, где нужно бурить и заниматься интенсификациями добычи в виде гидроразрывов и т. д. Поэтому мне сложно понять, как можно увеличивать добычу кратно, не понимая вообще историю и саму геологию этого резервуара. Поэтому говорить о переносе опыта баженовского полигона на новый — Ачимовский так называемый полигон, мне кажется, надо повременить и дождаться результатов.

Просто для справки могу сказать одно. В мае месяце этого года началось бурение баженовской скважины. Слышали, наверное, такое. Было объявлено, что эта скважина призвана, так сказать, тоже в рамках государственной программы, изучать баженовские отложения. Вот докладываю. Месяц-полтора назад она достигла проектного забоя, вскрыла фундамент на 5 м. Кстати, удивительно, почему на 5 м, почему не глубже. Естественно, она вскрыла баженовское отложение, и хотя я не видел их результатов, но на 100% могу сказать, что это были битуминозные баженовские аргиллиты и более ничего. Каких-либо победных реляций на тему, что мы вот уже имеем прекрасный коллектор на бажене, я пока не слышу, и сильно удивлюсь, если скажут, что первая параметрическая баженовская скважина дала результаты. Пока все обычно. Бажен вскрыт всеми скважинами на территории всей Западной Сибири, но ничего нового и существенного там не может быть.

Мария Кутузова: Что у нас в этой связи с газом? Все чаще сейчас слышишь от «Газпрома» о проектах для новых типов залежей, на новых глубинах.

Александр Соколов: С газом у нас, слава богу, пока лучше. Это и благодаря достаточно грамотной политике, и разработке месторождений, в данном случае «Газпрома». Это и благодаря вводу в действие проекта по сжиженному газу «НОВАТЭКа». То есть, с точки зрения добычи газа мы можем обеспечивать ее увеличение до необходимых размеров, был бы покупатель на другом конце трубы или там, куда придет танкер с сжиженным газом. Здесь вопросов с запасами пока таких нет. Но, конечно, тревожные тенденции нарастают. Например, в тех районах исторической газодобычи, например, Медвежье месторождение, Надым, где уже извлекли 1 трлн 200 млрд куб. м газа, и добыча сеноманского газа подходит к своему исчерпанию, давление упало настолько, что уже отключаются скважины и возникают опять проблемы социальные, что делать с Надымом, стоящем на Медвежьем месторождении.

Я полностью согласен с политикой «Газпрома», который пытается найти дополнительные источники поддержания газодобычи. Здесь возникает проблема так называемого газа плотных пород. На Медвежьем месторождении выше сеномана есть так называемые сеномские отложения. Они очень слабые, низкопроницаемые, запасов там намного меньше, дебитов газа кратно меньше. Но, учитывая наличие готовой инфраструктуры, готового промысла, наличия города, который стоит на этом промысле, конечно, имеет смысл все-таки попытаться проблему вот этого низконапорного газа развивать. Я знаю, что также сейчас работает и «Роснефть» по Харампурскому месторождению, вовлекая в разработку туронских отложений, в газовую добычу. Это все в начале пути.

«Газпром» провел определенную оценку ресурсной базы. Низкопроницаемые запасы он оценивает в 99 трлн. куб. м, газ метана из угольных пластов он оценивает в пределах 83 трлн куб. м, запасы газовых гидратов — это вообще умопомрачительные цифры — 471 трлн куб. м. Что с этими ресурсами делать? У меня нет ответа на этот вопрос. Я и думаю, никто этого не знает. Тем не менее, видна озабоченность «Газпрома» и того же «НОВАТЭКа», который тоже столкнулся с падением давления на газовых промыслах своих месторождений. На Юрхаровском месторождении падает давление, на Ямбурге падает давление, на Уренгое падает давление, на сеноманских залежах. Поэтому, да, добыча будет уходить на более глубокие горизонты, ачимовские отложения, а это уже АВПД — аномально высокое пластовое давление, другая конструкция эксплуатационных колон. Все это удорожает. Одна радость — там конденсатный фактор увеличивается. Будем больше конденсата добывать при этом. Тем не менее, это все усложняет и удорожает процесс.

Мария Кутузова: Какие технологии перспективны в России для повышения коэффициента извлечения нефти? Российских нефтяников очень часто критикуют за очень низкий показатель КИН. Можно ли применять технологии заводнения, химического заводнения, которые, например, пропагандирует «Салым Петролеум». Можно ли применять эти новые технологии без льгот, которые сейчас нефтяники просят у государства?

Александр Соколов: Тема повышения нефтеотдачи и методов ее увеличения является стратегической для нашей страны, потому что, я уже говорил, имея на балансе 18,5 млрд т текущих извлекаемых запасов нефти, конечно, главная задача — как можно дольше продлевать жизнь и рентабельную эксплуатацию именно этих запасов. Здесь, конечно, помимо обычного эксплуатационного разбуривания, увеличения темпов эксплуатационного бурения, перевода запасов В2 в В1, конечно, требуется тщательная и вдумчивая работа с категориями В1 и, особенно, с категориями А, так называемыми находящимися в разработке. Поэтому тема методов увеличения нефтеотдачи, конечно, является, на мой взгляд, стратегической.

Но утверждение о том, что якобы у российских нефтяников или бывших советских нефтяников коэффициент извлечения нефти ниже, чем в других странах, на мой взгляд, это не совсем корректно, потому что некорректно сравнивать эти вещи. У них, там в других странах, по-другому идет учет и оценка эффективности извлечения недр. Поэтому мы имеем сегодня коэффициент извлечения, который является отношением накопленной добычи к текущим извлекаемым запасам. А вот какие у нас текущие извлекаемые запасы — это большой вопрос. Если мы говорим о том, что мы будем делить не на технологические запасы, а на рентабельные запасы, то КИН у нас может вырасти до 0,5. Ведь мы сегодня делим накопленную добычу на текущие извлекаемые запасы, которые на государственном балансе числятся как технологические запасы. Если мы уберем технологические запасы из этой дроби и поставим туда рентабельные запасы, то текущий коэффициент извлечения будет намного выше. Поэтому утверждение о том, что у нас он маленький и меньше, чем у других, на мой взгляд, это не совсем правильно.

Что касается того, какие методы применять, я думаю, этот вопрос имеет отношение к деятельности каждой конкретной компании и каждого конкретного месторождения, потому что есть свои особенности. Заводнение — это вообще историческая технология, и здесь не требуется даже популяризации.

Вопрос, давать ли льготы под эти технологии. Мне сложно оценить возможности администрирования этих льгот. Наверное, имеет смысл об этом поговорить. Наверное, имеет смысл это как-то продвигать, пропагандировать, но, в первую очередь надо понять, как администрировать этот процесс. Как отличить новую технологию от старой технологии, и насколько она стара или насколько она нова. Мне об этом сложно сейчас судить. Я думаю, что любые способы поддержания текущей добычи уже действующих запасов, активных запасов, они достойны всевозможной и всяческой поддержки.

Мария Кутузова: Александр Владимирович, есть ли какие-то перспективы у шельфовых проектов арктических морей, и всех остальных, Сахалина, Каспия, Балтики? Как Вы оцениваете рентабельность этих проектов? Какие проекты на шельфе реализуются сейчас наиболее успешно? Есть ли какие-то перспективы у «Победы», не так давно открытой, и Центрально-Ольгинского месторождения в Арктике? Какой вклад в негативное развитие геологоразведочных проектов вносят санкции и привлечение финансирования для геологоразведки в арктических морях? Какой выход из всего этого есть?

Александр Соколов: Хороший вопрос Вы задали. Сложный вопрос.

На самом деле у нас, еще раз повторюсь, шельфовые проекты можно разделить на шельф Охотского моря, где идет нефтедобыча, шельф острова Сахалин; Балтийский шельф, где работает ЛУКОЙЛ, Калининградская область; Каспийский шельф, север Каспия, где также ЛУКОЙЛ работает на месторождениях имени В. Филановского и Ю. Корчагина; и Азовское море. Из 15 млн т с небольшим годовой добычи шельфовой нефти 13–14 млн т обеспечивает добыча шельфовых проектов острова Сахалин. Стабильно дает свой уровень шельф Балтийского моря. Стала возрастать добыча на шельфе Каспийского моря, Север Каспия, месторождения ЛУКОЙЛ.

Что касается шельфа арктических морей, то он тоже по своей структуре не однороден. Условно говоря, можно выделить западную часть, где у нас незамерзающие моря, Баренцево море, и восточную часть, море Лаптевых, Чукотское море, Восточно-Сибирское море и т. д.

Если мы посмотрим на западную часть, где у нас Баренцево море, там Штокмановское месторождение и платформа «Приразломная». Платформа «Приразломная» начала свою добычу, и, на мой взгляд, больше там промышленных проектов в ближайшем обозримом будущем у нас не предвидится. Штокмановский проект затих, все акционеры этого проекта разбежались по одной простой причине, что себестоимость добычи газа на шельфовых проектах даже в условиях не замерзающего Баренцева моря намного выше, чем себестоимость того же сухопутного газа и производства сжиженного газа.

Если мы поговорим о восточной части в долготе архипелага Новая Земля, где находится месторождение «Победа» в Карском море, о котором Вы упомянули, Центрально-Ольгинское месторождение, опять-таки здесь вопрос риторический. Все-таки, мне кажется, в ближайшей, средней и долгосрочной перспективе мы не должны ждать от этих месторождений никакой добычи. По ряду причин. По причине того, что Северная Арктика, и особенно шельф — это, все-таки, газовые провинции. Подтверждением того является Ленинградское месторождение, запасы которого подтвердил «Газпром» — чуть более триллиона кубометров. Это Карское море, там они разбуривают еще ряд потенциальных структур и уже объявили об открытиях. Это — газовые провинции. Но «Победа» находится очень далеко от берега, а вот Ленинградское месторождение находится относительно близко к полуострову Ямал. В планах «Газпрома» обеспечить не добычу с платформы, а именно за счет подводных решений и газопроводов.

Поэтому вовлечение в разработку вот этих двух месторождений, о которых Вы сказали, Центрально-Ольгинское и «Победа», оно, конечно, далеко за горизонтом любых прогнозов. Понятно, что эти месторождения сделали свою задачу  — они открыли нам понимание геологического строения этого района, но опять-таки здесь вопрос стал очень интересным. Рядом с Центрально-Ольгинским месторождением, надеюсь, Вы знаете, это — известная вещь, бурил тот же ЛУКОЙЛ на Восточно-Хатангском лицензионном участке, и ЛУКОЙЛ объявил о том, что он закрывает эту нефтегазоносную провинцию, что он не видит оснований полагать, что там находятся крупные промышленные скопления нефти и газа. Буквально через дорогу, через Хатангский пролив, «Роснефть» объявляет об открытии Центрально-Ольгинского месторождения. Я нарочно выношу за скобки мою точку зрения на этот счет, но, конечно, это удивительно, когда две разные компании бурят в одних и тех же условиях и совершенно диаметрально противоположные объявляют результаты. Наверное, это свидетельствует о том, что очень сложное геологическое строение у этого района, и вот так взять и открыть гигантское месторождение не получится. Тем более, что на шельфе моря Лаптевых, где Хатангский залив, уже с 50-х годов прошлого века известна так называемая бухта Нордвика, где было открыто Южно-Тигянское месторождение нефти. Оно было настолько незначительно по своим дебитам, что даже в те советские времена не решились поставить это на государственный баланс. Да, на побережье моря Лаптевых, где в хорошую погоду виден Северный полюс, нефть есть, и об этом было известно в 50-х годах прошлого столетия. Вопрос, насколько она промышленная. Здесь вопрос остается по-прежнему открытым.

Следует учитывать такой момент, что, чем дальше мы уходим от нефтяной инфраструктуры, а последняя инфраструктура — это Ванкорское месторождение, тем крупнее должно быть открытие, чтобы мы могли рентабельно эту нефть дальше куда-то транспортировать. Поэтому чтобы добыча была целесообразной и экономически оправданной, мы должны открыть там извлекаемые запасы не менее полумиллиарда тонн. Но не как 50 млн т, там вроде такую цифру объявляли.

Мария Кутузова: Смогут ли российские компании сотрудничать с норвежскими? Недавно было подписано соглашение по сейсморазведке в Баренцевом море, бывшей серой зоне. ЛУКОЙЛ собирается в составе зарубежного консорциума бурить в норвежской части Баренцева моря на Своде Федынского уже в следующем году. Есть ли какие-то перспективы в российской части и как сказываются санкции на этих проектах? Еще один вопрос по шельфовым проектам: как Вы оцениваете перспективы освоения Черного моря?

Александр Соколов: Многоплановые вопросы. Давайте опять в Арктику вернемся. Вы задали вопрос, влияют ли санкции на добычу в арктической зоне.

Мария Кутузова: На разведку.

Александр Соколов: Они влияют ровно в той форме, поскольку у нас нет своих буровых платформ для проведения разведочного бурения. Приходится все время арендовать, то китайскую платформу, то «Вест Альфа», все эти зарубежные платформы. Ровно в этом влияют.

Мария Кутузова: А финансы?

Александр Соколов: Это стоит не дороже денег. Вопрос не в том, дорого это или дешево, вопрос в том, рентабельно это или не рентабельно. Понятно, что это дорогое удовольствие. Для этого и надо открывать полмиллиарда тонн, чтобы оправдывать это бурение с плавучих морских буровых. Поэтому санкции, с точки зрения разведки, действительно влияют на аренду вот таких буровых установок, которых нет у нас.

Вы задавали вопрос о перспективах освоения арктического шельфа. Об этом очень хорошо сказал вице-президент ЛУКОЙЛ Федун, что Арктика — это вообще не в моей жизни, и это даже не для моих детей. Я, может быть, не дословно цитирую, но смысл в том, что если мы и будем иметь добычу нефти в Арктике, на арктическом шельфе, то это будет не более 10 млн т. Но что такое десять миллионов тонн годовой добычи, когда мы сегодня говорим о 500 млн т годовой добычи в России. То есть, речь идет о том, что арктический шельф с точки зрения нефтедобычи никогда не сумеет дать существенное замещение той добычи, которая необходима.

Теперь к вопросу о возможности сотрудничества с норвежскими исследователями и т. д. Разумеется, это — интересная вещь и этим надо заниматься, тем более, это позволяет перенимать опыт. Другое дело, насколько этот опыт может быть перенесен через границу — раз, в другие геологические условия — два, насколько опыт понимания серой зоны Баренцева моря можно проецировать на шельф Черного моря. Не знаю. Наверное, можно, но здесь уже все в деталях.

На шельфе Черного моря, мы это знаем, это известно, на Вале Шацкого бурилась скважина, совместно с итальянцами, «Роснефть» и Eni. К сожалению, нефти не оказалось. Да, была подтверждена полностью сейсмическая картина, сейсмические ожидания подтвердились, но ловушка  оказалась пустой. 300 м карбонатного разреза, но водонасыщенного. Мне кажется, что черный шар закатили в Черное море, и слава богу. Потому что я знаю мнение некоторых уважаемых экспертов, которые не хотели бы видеть добычу в Черном море. Вот этот отрицательный результат, может быть, сыграет на пользу экологии Черного моря.

Мария Кутузова: Что касается Свода Федынского, есть ли там какие-то перспективы, как Вы думаете, у нас на границе России и Норвегии есть месторождения?

Александр Соколов: Все решит бурение. Понимаете, вопрос в том, что перспективы есть всегда, тем более, если мы в эти перспективы верим сами. Вопрос только в том, какие запасы мы там хотим найти, за какими запасами мы идем так далеко, так глубоко и так дорого. Не думаю, что будет интересно открывать месторождение на шельфе, на удалении 500–600 км от берега с запасами 50 млн т. Это не та величина, куда надо ходить и такие деньги платить. Вопрос именно в этом. Нефть там есть, я даже не сомневаюсь, и газ там есть. Вопрос в том, рентабелен он или не рентабелен, это — вопрос этого десятилетия или какого-то века, о котором будет разговор.

Мария Кутузова: Не так давно в правительстве заговорили об инвентаризации проектов, запасов, льгот, полученных компаниями ранее. Какие возможности у государства в этой связи? Как Вы оцениваете качество запасов, стоящих на балансе компаний?

Александр Соколов: Да, тема инвентаризации, действительно, стала актуальной в последний месяц, даже меньше. Как я понимаю, инициатором было правительство Российской Федерации, которое хочет понять, какие же запасы находятся на балансе у нефтяных компаний, и обязывает Минприроды, Минэнерго, Минэкономики совместно с нефтяными компаниями провести эту инвентаризацию. Здесь возникает ряд «но». Что такое инвентаризация вообще, что понимать под словом «инвентаризация»? Что является критериями инвентаризации? Ведь у нас есть государственный баланс Российской Федерации. Этот баланс ведет Российский геологический фонд, профессионально ведет. Отрасль уже 3 года как перешла на новую классификацию запасов, где основным, краеугольным камнем является именно оценка рентабельных запасов. Наиважнейшим лозунгом принятия новой классификации запасов была возможность адресного государственного администрирования и регулирования, именно понимая, где есть рентабельные и где есть не рентабельные запасы.

Для меня удивительно, почему этот вопрос таким образом поставлен, когда для этого есть уважаемые организации. В лице Росгеофонд, который ведет баланс, и почему бы туда не посмотреть. В лице Государственной комиссии по запасам, которая уже 3 года обеспечивает переход на новую классификацию запасов, и уже есть, я считаю, представительная статистика для того, чтобы процентов 60 месторождений уже перешли на новые вот эти рельсы, где есть оценка не просто технологических запасов, а рентабельных запасов. Поэтому вопрос по инвентаризации, на мой взгляд, очень такой тонкий, и если при этом сама нефтяная компания будет участвовать в этом процессе, то, мне кажется, каждая из компаний скажет, что у них все запасы нерентабельные. Потому что, в принципе, как можно поручать заинтересованным лицам говорить о том, какие им нужны те или иные льготы для получения? Должна быть абсолютно независимая, абсолютно объективная, взвешенная оценка. Кому-то это может не понравиться даже.

Мария Кутузова: Как Вы оцениваете возможность разработки небольших месторождений силами малых и средних компаний? Есть ли какие-то перспективы поддержания российской добычи силами этих малых и средних независимых игроков?

Александр Соколов:  Очень хороший вопрос и очень больная тема и очень не однозначно решение этой проблемы.

Просто для справки могу сказать одну интересную деталь. За последние 16 лет в Российской Федерации открыто 850 месторождений, из них не введено в разработку 660. Это говорит о том, что мы открываем месторождения, омертвляем капитал, монетизация запасов равна нулю. Все эти месторождения, как правило, малые. Что такое малые и что такое удаленные месторождения? Это те месторождения, где понятна геология, мы понимаем, что это такое, мы знаем, как искать, мы знаем, как считать запасы. Мы понимаем, как проектировать разработку, мы понимаем, какие там возможны технологические решения для разработки. Мы знаем, как обустраивать это месторождение, транспортировать нефть. Вопрос только в том, что все это очень далеко. Вопрос в том, что тот объем добычи, который мы можем обеспечить, часто не достаточен для того, чтобы обеспечить технологическую жизнь того же промысла.

Просто если сейчас представить себе ситуацию, что на удалении 200 км от ближайшей точки врезки мы развиваем свой независимый нефтепромысел, мы должны подумать о том, как туда электроэнергию подать, это должна быть автономная энергетика. Как мы туда должны завозить оборудование, продукты, это точно не должна быть постоянно действующая дорога. Как мы должны туда доставлять в летний период грузы, вертолетами, очевидно, а в зимний период строить каждый год зимники длиной по 200 км. Как мы должны заводить туда флот ГРП, который зимой приедет, а лето будет там стоять, и нужно этот простой оплачивать. Как обеспечить безаварийную прокачку нефти по этому нефтепроводу длиной 200 км, потому что, чтобы нефтепровод не замерзал зимой, должна   в нем идти жидкость, и чем больше в ней нефти, тем лучше. Но ни одно маленькое месторождение не обеспечит такого баланса жидкости и нефти в этом нефтепроводе. Поэтому либо оно будет замерзать без конца, либо мы просто его никогда не заполним, и опять-таки, стоимость нефтепровода убьет все возможные экономические прибыли.

Поэтому проблема освоения мелких месторождений — это проблема в первую очередь технологическая, на мой взгляд. Посмотрите на правобережье Томской области. Там огромные нефтяные потенциальные участки и несколько всего лишь месторождений, которые, как говорится, на грани экономической целесообразности их добычи. Невыгодно эту нефть транспортировать, невыгодно держать промысел там, невыгодно платить за простой всевозможным буровым подрядчикам, подрядчикам ГРП и т.д. Это просто не выгодно. Может быть, если изменится налоговая шкала, то эти вложения будут оправданы.

Заметьте, я нигде не произнес слова «маленькая компания», «большая компания», «средняя компания». Если невыгодно, то невыгодно всем. Я не понимаю, какие уникальные технологии могут применяться маленькими компаниями, а большими компаниями могут не применяться. Я Вас уверяю, иногда у больших компаний даже есть больше возможностей для синергии того же проекта и инкорпорирования его в свою действующую инфраструктуру, чем у той же мелкой независимой компании. Поэтому мне не кажется, что решение вопроса освоения мелких месторождений, которые сегодня простаивают, кроется только в том, что мы туда запустим мелкий бизнес, и он начнет добывать. Послушайте, законы и технологии разработки для всех одинаковы. Подрядчики буровые, ГРП, геофизики не будут делать скидку на то, что перед ними малая компания, и также будут брать деньги и за летний простой, за ожидание следующей зимы и т. д. Я не думаю, что решение проблемы освоения мелких месторождений кроется именно в допуске к ним мелких независимых компаний. Это не тот случай.

Главная здесь проблема в налоговой шкале. Как решить вопрос льготирования? Мне кажется, что иногда та структура себестоимости, структура затрат, которая необходима на освоение мелкого месторождения, даже если и освободить полностью от налогов, то все равно будет дороже, чем какая-то возможная эфемерная будущая прибыль.

Мария Кутузова: Как Вы оцениваете современное состояние геологоразведочной отрасли в стране? Вы являетесь сторонником или противником возвращения к советской практике, в том числе возрождения Мингео?

Александр Соколов: Могу сказать одну интересную, на мой взгляд, вещь, что сегодня геологоразведочной отрасли в Российской Федерации по нефти и газу практически нет. Есть остатки уцелевших сервисных компаний геофизических и сейсмических в большей степени, которые сегодня объединены под зонтиком Росгеологии. Но такой целенаправленной отрасли, которая была раньше, сегодня, к сожалению, нет, ее нет в принципе уже. В итоге получилось так, что вот этот многолетний дефицит геологоразведки, конечно, уже причинил ущерб, которого мы, может быть, сегодня не видим, но он в течение ближайших 10 лет обязательно проявится, и этот ущерб мы будем оценивать. Но уже будет, конечно, поздно.

Насчет того, целесообразна ли реанимация идеи Министерства геологии Российской Федерации. Моя трудовая деятельность, моя карьера, профессиональная жизнь началась в Мингео, и я являюсь свидетелем тех достижений и считаю, что советская геология — это лучшая геология. Это я говорю абсолютно искренне. Те сегодняшние знания, которые мы имеем, это благодаря, конечно, советской геологии. Но говорить о возобновлении деятельности и грустить об исчезновении Мингео это также контрпродуктивно, как египтянам грустить о пирамидах.

Поэтому сегодня Министерство геологии в том виде, в котором оно было, на мой взгляд, не имеет никаких оснований. Я скажу хотя бы одну главную вещь. Раньше, когда было Министерство геологии, когда был СССР, у нас право пользования недрами и право владения недрами принадлежало одному государству. Государство владело недрами, и государство вело разведку и занималось разработкой. Сегодня по Конституции Российской Федерации право пользования недрами ушло на нефтяные компании, которые получают лицензию на право пользования недрами в виде разведки или разработки, а вот собственность на недра осталась в руках государства. Вот здесь и возник, наверное, тот логический разрыв, когда собственник недр уже не может иногда регулировать или начинает регулировать совершенно такими автократическими мерами пользователя недр. Поэтому возобновление Министерства геологии, к сожалению, ничего не даст.

Призывы: давайте опять откроем финансирование, давайте опять заниматься геологоразведкой, я считаю контрпродуктивными, потому что у нас сегодня потерялась самая главная вещь — у нас нет идей, где мы будем вести геологоразведку. Несмотря на огромные ресурсные ожидания, которые по-прежнему у нас числятся на государственном балансе, а там несколько десятков миллиардов тонн, мы по-прежнему имеем очень низкие размеры открытий, и если мы опять откроем государственное финансирование, что невероятно, и слава богу, что это невозможно, то мы опять будем получать те месторождения, которые не будут десятилетиями вводиться в разработку по причине их нерентабельности.

Мария Кутузова: Можно ли стимулировать государству геологоразведку? Какими методами это можно сделать?

Александр Соколов: Можно и нужно стимулировать. Важно только понимать, где и кому. Сегодня только три игрока на рынке недропользования.

Это само государство, которое ведет какие-то региональные сейсмические исследования. Собственно нефтяные компании. 94–96% запасов находится на балансе нефтяных компаний, а это значит, что они имеют очень большой разведочный потенциал. Например, в Ханты-Мансийском округе 4 млрд т находятся на балансе нефтяных компаний, по категории В2. Зачем им заниматься поисками? Им бы эти 4 млрд разведать и обеспечить эту добычу. Поэтому и поисковый потенциал лицензий нефтяных компаний тоже исчерпан.

Остается только третий игрок, который может прийти на этот рынок — независимый предприниматель, который работает на нераспределенном фонде недр. Нефтяные компании не очень-то охотно идут далеко от своей инфраструктуры, им не интересно заниматься рискованными проектами, они лучше будут «пылесосить» тех, кто открывает эти месторождения.

А вот как мотивировать этого независимого предпринимателя, который придет на этот нераспределенный фонд недр? На самом деле, есть ряд простых правил. Первое правило — не мешать. Второе правило — дать возможность ему то, что открыл, сдать государству. Потому что сегодня существует такое понимание как оплата разового бонуса за открытие месторождения, если открываем в рамках поисковой лицензии. А потом я буду заниматься разработкой. Но многие не хотят этим заниматься. Многим достаточно открыть месторождение и, в общем-то, на этом остановиться. Так, как делают многие разведочные компании во всем мире — добыча не их удел, их удел геологоразведка. Вот их надо стимулировать. Придать им статус независимой нефтегазоразведочной компании, которая свое открытие защищенное, за свой риск, за свои средства, оно обратно сдаст государству, а оно уже будет продавать на аукционных торгах тем, кому это будет важнее и интереснее.

Я думаю, здесь есть очень простые и понятные рекомендации, как мотивировать независимый бизнес прийти в геологоразведку. Понятно, что здесь сразу возникает проблема культуры производства. Такие независимые предприниматели будут заинтересованы в привлечении профессиональных геологов, которые будут заинтересованы в повышении культуры производства, повышении качества исследований. Поэтому нужно дать возможность независимым предпринимателям прийти в этот рынок со своими деньгами, которые, кстати, не являются ни геологами, ни нефтяниками. Это — группы финансистов, группы просто инвесторов, которые далеки от нефтянки, от разведки, от геологии. Для них это просто один из вариантов диверсификации своего портфеля. Когда появляются у них профессиональные команды геологов, профессиональные команды аудиторов, которые четко смотрят за качеством работ и говорят о возможной рентабельности или нерентабельности этого открытия, тогда этот частный бизнес придет в геологоразведку, и будет открывать те запасы, которые нужны государству.

Мария Кутузова: Есть ли какие-то перспективы у цифровизации геологоразведочной отрасли? Поможет ли big data геологоразведке?

Александр Соколов:  Для меня вообще удивительно слышать эти «новости» о цифровизации. На самом деле, работа с большими массивами данных началась, как только появились первые переносные компьютеры, и вообще не только даже они. Мы всегда работали с большими массивами данных, и в меру возможностей вычислительных мощностей это дело использовали. Удивительно слышать сейчас, что давайте сделаем нечто, big data, которое нам позволит поднять добычу. Для меня это очень удивительно. Я не понимаю, как это люди могут себе представлять. Наверное, потому что они не общались ни с big data, ни с добычей, и вообще находятся где-то в третьем измерении.

Цифровизация, работа с большими массивами данных — это всегда было перманентно в нашем процессе, на протяжении всего времени как мы работаем. Кто-то в меру своих возможностей эксплуатирует это в большей степени, кто-то в меньшей. Но это всегда было. А процесс регистрации рутинных измерений, он, конечно, должен быть. Но это вопрос, к геологоразведке не относящийся. Это вопрос, относящийся к стандартизации, метрологии, каких-то там технических достижений, не более того.

Мария Кутузова: Александр Владимирович, многие сейчас говорят о трансформации энергетики, о переходе к освоению, прежде всего, дешевых энергетических ресурсов. В этом русле движется освоение и внедрение новых технологий, развитие ВИЭ. Нужно ли на этом фоне вкладывать все больше и больше денег в геологоразведку, в нефтегазодобычу? Какие у нас в России перспективы в этой связи?

Александр Соколов: Да, существуют прогнозы до 2035–2040 года, где доля нефти в энергобалансе будет уменьшаться, существенно уменьшаться. При этом доля газа возрастает. Но проведенные исследования говорят о том, что 60% прогнозов не исполняются, а остальные 40% реализуются ровно cобратным результатом. Если мы будем слушать эти прогнозы, то, конечно, сегодня давайте мы остановимся, давайте мы перестанем что-то искать, и давайте будем доедать то, что у нас осталось. На мой взгляд, это абсолютно неверная позиция и, конечно, мы должны заниматься развитием своей ресурсной базы, хотя бы даже потому, что вдруг эти прогнозы окажутся неверными. Есть большой риск, что так и будет. Поэтому вопрос я бы по-другому, может быть, поставил. Не о поиске дешевой энергии. Всегда нефтедобыча была очень дорогой вещью. Одними из самых дорогих инвестиционных проектов всегда были нефтедобыча и нефтеразведка. Поэтому случайные игроки тут редко появляются. Но вопрос не в дороговизне. При принятии решения о начале работ не является основополагающим то, что при большом риске давайте не будем работать, или большие деньги давайте не будем вкладывать. Главное в принятии решения о постановке работ — это то, какая прибыль может быть получена в результате проведения этих работ. Чем больше риск, тем больше прибыли я в данном случае ожидаю. Здесь понятие риска, наоборот, является катализатором с точки зрения возможных инвестиций. Маленькие риски, маленькие дивиденды будут, маленькие доходы получатся. Потому что туда придут все. Скорее всего, таких проектов уже не остается. Проекты, которые имеют большой потенциал, конечно, они очень дорогие, они очень рисковые. Но, опять-таки, надо смотреть, какой у них срок окупаемости и насколько это будет вовлечено в ближайшей перспективе, чтобы это была именно монетизация запасов, а не просто открытие запасов ради того, чтобы они добавили еще пару килограммов государственного баланса. Поэтому время поисков рентабельных запасов наступило, а не время поисков нефти вообще. Вот это, может быть, главный лейтмотив того, что я хотел сказать.

Сегодня главная задача — это поиск рентабельной нефти, а это в основном вопрос не столько экономических понятий, сколько вопрос о том, что у нас в голове творится. Неслучайно мы находимся здесь, в МГУ имени Ломоносова, потому что эта проблема находится на уровне обучения студентов. Студентов нужно учить тому, чтобы они искали не просто нефть вообще, а именно занимались рентабельными поисками нефти.

Мария Кутузова: Александр Владимирович, спасибо огромное за ответы на наши вопросы.

Источник: http://neftianka.ru/

Конкурентоспособность России на мировом энергетическом рынке – Информационно-аналитическая система Росконгресс

Нефтехимия и СПГ являются для энергетического сектора России приоритетными векторами стимулирования смежных индустрий

«У нас существует государственная программа развития нефтегазохимии и есть четкое понимание до 2035 года, какие заводы будут построены по переработке сырья, какая продукция будет. Эта программа сбалансирована с точки зрения российского потребления и исключения зависимости от импорта полиэтиленов и полипропиленов и крупнотоннажной химической продукции. Мы её даже перевыполняем» — Новак Александр, Министр энергетики Российской Федерации.

«Для России развитие производства сжиженного газа — одно из ключевых направлений развития газовой отрасли. Такие решения были приняты в 2013 году, когда руководством страны было принято решение либерализовать экспорт сжиженного природного газа. Экспорт газа у нас всегда был монополизирован» — Новак Александр, Министр энергетики Российской Федерации.

«Нефтегазохимия существует, чтобы удовлетворить потребность мира в новых синтетических продуктах» — Конов Дмитрий, Председатель совета директоров, генеральный директор, СИБУР.

«Когда мы говорим о развитии нефтехимии в России, которая за последние годы, как мне кажется, в том числе за счет программ, которые ведет Министерство энергетики, того достаточно четкого взгляда, как это должно развиваться, — нефтехимия скакнула вперед. Но она скакнула вперед в первую очередь для того, чтобы удовлетворить по большинству проектов потребность других российских индустрий в синтетических продуктах. У нас никогда не было задачи создать нефтехимию, которая переработала бы все молекулы, перерабатываемые в нефтяной и газовой промышленности, из них сделать что-то и куда-то это продать. Я уверен, что это невозможно» — Конов Дмитрий, Председатель совета директоров, генеральный директор, СИБУР.

«Наличие дополнительного продукта на внутреннем рынке, доступного для переработки, в разы увеличивает использование этой продукции переработчиками. Это есть; я уверен, что те проекты, которые реализуются по плану развития нефтегазохимии, такой толчок дадут» — Конов Дмитрий, Председатель совета директоров, генеральный директор, СИБУР.

«Наша стратегия заключается не только в производстве крупнотоннажных полимеров. Мы пока что импортозависимы от конечной продукции. Основная задача — обеспечить производство в России и спрос на ту продукцию, которая будет использоваться не в качестве сырья для производства химической продукции, а именно саму химическую промышленность необходимо развивать, чтобы самим производить товары народного потребления» — Новак Александр, Министр энергетики Российской Федерации.

«Что касается экспорта СПГ — здесь либерализовано законодательство, дана возможность развивать и привлекать частные инвестиции, для того чтобы развивать это направление. Мы видим большие перспективы — в целом в мире увеличение доли производства, поставок и потребления СПГ. По нашей оценке, к 2035 году спрос вырастет в целом на газ где-то на 1 триллион 300 кубических метров газа, из них доля СПГ будет большей частью с точки зрения спроса. Сейчас доля — 32% в международной торговле, к 2035 году она будет больше 50%. У нас стоит задача активно участвовать в этом процессе. Россия — великая газовая держава. Мы сегодня имеем почти 20% рынка в международной торговле, но доля СПГ — маленькая; мы будем развивать это направление, привлекать инвесторов» — Новак Александр, Министр энергетики Российской Федерации.

«Россия усилила свои позиции на глобальном рынке СПГ. И это не просто глобальный рынок, это наиболее быстро растущий рынок энергоресурсов» — Храмов Денис, Заместитель председателя правления, ОАО «НОВАТЭК».

«Рост потребления СПГ по миру — с текущих 293 миллионов тонн потребления в прошлом году к 2030 году вырастет на 73%» — Храмов Денис, Заместитель председателя правления, ОАО «НОВАТЭК».

«Драйвер роста — текущая сравнительно невысокая цена на СПГ, которая сложилась в мире» — Храмов Денис, Заместитель председателя правления, ОАО «НОВАТЭК».

«Проект „Ямал СПГ“ успешно запущен. Планируем запустить вторую и третью линию этого завода с опережением графика в 2018 и 2019 гг.» — Храмов Денис, Заместитель председателя правления, ОАО «НОВАТЭК».

«Ресурсная база Ямала и Гыдана позволяет занимать России убедительное место на рынке природного газа вообще и рынке СПГ в частности» — Храмов Денис, Заместитель председателя правления, ОАО «НОВАТЭК».

Трудноизвлекаемые запасы нефти и проблемы их добычи

Введение

Сегодня все больший интерес к запасам трудноизвлекаемых нефтей (ТРИЗ) проявляют правительство и крупные нефтедобывающие компании. В России доля «трудной» нефти растет, и на данный момент она превышает 65 % от общего объема [1]. Очевидно, что столь высокий процент получается в том числе за счет истощения легкоизвлекаемых запасов «черного золота».

Динамика изменения доли трудноизвлекаемых запасов нефти в России от общего объема запасов по данным ОАО «ВНИИнефть» представлена на рис. 1.

Рис. 1. Динамика изменения доли трудноизвлекаемых запасов нефти в России

Существенная часть эксплуатируемых месторождений вступила в стадию снижения добычи ввиду высокого уровня выработанности, достигающего местами 55 % [2]. Однако, степень разведанности начальных суммарных ресурсов составляет порядка 46 % [2], таким образом, в России запас нефти один из самых больших в мире. Необходимость вовлечения в разработку месторождений с запасами худшего качества является одной из приоритетных задач для компенсации снижения добычи. Вследствие чего вопрос добычи трудноизвлекаемых нефтей становится все более актуальным. Ранее их слабое освоение обуславливалось, в основном, низкой экономической эффективностью, либо отсутствием инфраструктуры и необходимых технологий. По данным Минэнерго к 2035 году добыча трудноизвлекаемой нефти в России увеличится более чем в два раза. Стоит отметить тот факт, что объем сектора нефтедобывающей промышленности Российской Федерации среди всех стран в мире находится на третьем месте после США и Саудовской Аравии [3], а доля налоговых поступлений в бюджетную систему страны на конец 2017 г. составила порядка 40 % [4]. Сохранение объемов добычи крайне важно для поддержания российской экономики на должном уровне.

Для полного понимания термина «трудноизвлекаемая нефть», в первую очередь, необходимо рассмотреть факторы затруднения и характеристики флюида, относящие его к «трудной» нефти. В нашей стране имеются обширные запасы нефтей с различными свойствами и условиями залегания.

Осведомленность о проблемах, с которыми можно столкнуться при добыче той или иной нефти, является неотъемлемой частью анализа залеганий, ведь от этого прямым образом зависит экономическая целесообразность разработки.

Специалистами на протяжении многих лет идет изучение залежей трудноизвлекаемой нефти и внедрение относительно бюджетных способов ее добычи. В основном добыча нефти ведется с применением современных технологий, предпочтительных для освоения.

Использование кардинально иных методов, принципиально отличающихся от используемых, при добыче нефти из традиционных залежей, влечет за собой дополнительные финансовые затраты. Как показывает практика, наиболее эффективными способами добычи трудноизвлекаемых нефтей являются модернизированные технологии, базирующиеся на технологиях, применяемых при добыче традиционных нефтей. К ним можно отнести отдельные разновидности тепловых, газовых, химических методов.

Об этих и многих других аспектах добычи трудноизвлекаемых нефтей будет рассказано в цикле статей, посвященных данной тематике.

Понятие «трудноизвлекаемая нефть» и ее классификация

В российской нормативно-правовой базе и научной литературе такое понятие как «трудноизвлекаемые ресурсы углеводородов» не имеет однозначного определения. Сам термин «трудноизвлекаемая нефть» берет начало с 70-х гг. прошлого века [5]. Ранее под ними подразумевали запасы, разработка которых традиционными технологиями не обеспечивает необходимой эффективности с точки зрения коэффициента нефтеотдачи, а в некоторых случаях — также с позиций стоимости добычи нефти [6]. Такая трактовка с небольшими дополнениями и сейчас используется при определении налоговых льгот.

Многие авторы относят нефти с аномальными физико-химическими свойствами и осложненные условия залегания к трудноизвлекаемым запасам, а сами трудноизвлекаемые запасы, в свою очередь, относят к осложненным условиям добычи.

С научной точки зрения, для более конкретного понимания, имеет смысл разделить понятия трудноизвлекаемые запасы и осложненные условия добычи.

Профессор Д. Г. Антониади в работе «Нефтепромысловые системы с осложненными условиями добычи» под термином трудноизвлекаемые запасы подразумевает «месторождения, в которых изначально (т.е. до начала разработки) существуют особенности геологического и промыслово-геологического характера месторождения, а также аномальные параметры нефти и другие факторы природного происхождения, создающие ситуацию, при которой необходимо применение системы специальных мер и технологий добычи». Другими словами, к трудноизвлекаемым относятся запасы нефтей, с неблагоприятными геологическими условиями залегания или представленные малоподвижной нефтью (например, с высокой плотностью, вязкостью и высоким содержанием твердых парафинов, смол, асфальтенов).

Такие показатели как вязкость, плотность, содержание смол и парафинов являются ключевыми признаками классифицирования при отнесении образцов нефти к трудноизвлекаемой.

К осложненным условиям относятся условия эксплуатации скважин с факторами, затрудняющими добычу. К ним можно отнести:

• низкая газонасыщенность пласта;
• повышенное количество механических примесей;
• большое количество солей и смоло-парафиновых фракций;
• нефти с аномальными физическими свойствами;
• пласты с неоднородностью по проницаемости;
• пласты с низкой начальной нефтенасыщенностью;
• низкая температура пласта в совокупности с другими факторами.

Следует подчеркнуть, что часть вышеперечисленных факторов являются зависимыми от времени и этапов разработки.

Так все же, по каким же численным значениям физико-химических параметров можно сказать, что мы имеем дело с «трудной» нефтью? Этот вопрос освещен в следующем разделе.

Основные физико-химические свойства нефтей

Любая скважина характеризуется рядом параметров, показания которых влияют как на способ извлечения нефти, так и на прогнозирование дальнейших объемов добычи. Часть из них относится непосредственно к флюиду, а другая часть к условиям его залегания.

Рассмотрим основные физико-химические параметры, численные значения которых приведены в соответствии с методическими рекомендациями по применению «Классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов», утвержденной приказом Министерства природных ресурсов и экологии РФ от 01.11.2013 № 477:

• плотность нефти (удельный вес) — величина, определяемая отношением массы вещества к занимаемому им объему. Этот параметр зависит от молекулярных весов компонентов флюида. Варьируется от 0,7 до 1,01 г/см³ (50÷8 API). Плотность нефти является показателем ее качества, по которому можно сделать предварительный вывод о ее химическом и фракционном составе. Также плотность нефти необходима для технологических расчетов.
• вязкость нефти — свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению ее частиц относительно друг друга при движении. Различают динамическую и кинематическую вязкость. Нефть подразделяется на типы: с незначительной вязкостью (вязкость до 5 мПа/с), маловязкую (от 5 до 10 мПа/с), с повышенной вязкостью (от 10,1 до 30 мПа/с), высоковязкую (от 30,1 до 200 мПа/с), сверхвязкую (более 200 мПа/с). Вязкость влияет на методы разработки месторождений, а также на затраты при подготовке товарной нефти.
• газосодержание — количество газа, растворенного в нефти при пластовых условиях. Определяется отношением выделившегося из пластовой нефти количества кубометров газа к тонне дегазированной нефти.
• газовый фактор — отношение полученного из месторождения через скважину сопутствующего газа (в м³ или тоннах), приведенного к атмосферному давлению и температуре 20 °С, к количеству добытой за то же время дегазированной нефти (в тоннах), при том же давлении и температуре. Газовый фактор — это одна из характеристик условий залегания флюида.
• содержание воды — количество воды во флюиде. Содержание воды является характеристикой как условий залегания, так и самого флюида. Содержащаяся в нефтях вода может быть в трех формах: растворенная, диспергированная и свободная. Средние значения по массе колеблются от 0,1 до 99 %. Большое количество воды создает дополнительные трудности при эксплуатации скважинного оборудования.
• содержание серы — количество серы во флюиде. Влияет на окислительные свойства нефти. Чем больше в ней сернистых соединений — тем выше коррозионная агрессивность среды. Нефть подразделяется на малосернистую (до 0,5 % по массе), среднесернистую (от 0,5 до 1 %), сернистую (от 1 до 3 %), высокосернистую (более 3 %).
• содержание парафинов — массовая доля растворенного парафина в нефти. Нефть подразделяется на малопарафинистую (менее 1,5 % по массе), парафинистую (от 1,5 до 6 %), высокопарафинистую (более 6 %). Важная характеристика, влияющая на технологии, применяемые при добыче нефти. Парафинистые нефти обладают способностью образовывать отложения на стенках скважины, вследствие чего происходит снижение дебета и, в дальнейшем, закупорка скважины.
• содержание смол и асфальтенов — массовая доля растворенных смол и асфальтенов в нефти. Их количество влияет на возможное направление переработки нефти. Как и парафины обладают способностью создавать пробки в скважине.
  По совокупному содержанию смол и асфальтенов нефть подразделяется на малосмолистую (менее 1,5 % по массе), смолистую (от 5 до 15 %), высокосмолистую (более 15 %).

• давление насыщения — минимальное давление, при котором нефтегазовая смесь находится в жидкой фазе. При уменьшении давления ниже давления насыщения появляются первые признаки свободного газа. Давление насыщения необходимо для фазового описания залегания флюида в пласте и его движения по стволу скважины.
• объемный коэффициент нефти — показывает отношение объема одного кубометра нефти, находящейся в пластовых условиях, к объему этой же нефти при стандартных условиях (T=20оС, P=0,1 Мпа). Наибольшее влияние на уменьшение объема нефти оказывает выделение из нефти растворенного в ней газа при переходе от пластовых условий к нормальным. Объемный коэффициент нефти всегда больше единицы.
• сжимаемость нефти — количественная характеристика объемной упругости нефти, представляющая отношение изменения объема нефти при ее изотермическом сжатии (расширении) к приращению давления.
• коэффициент теплового расширения нефти — показывает изменение объема нефти при изменении ее температуры на 1 °С. Необходим для проектирования методов теплового воздействия на пласт.
• температура застывания нефти — температура, при которой охлаждаемая нефть в пробирке не изменяет уровня при наклоне пробирки на 45°. В основном зависит от содержания примесей (парафинов, смол) в нефти. Температура застывания у разных нефтей колеблется от −35 °С до +30 °С.

На основании многочисленных исследований и анализа нефтей с различными свойствами и условиями залегания создана сводная таблица, представленная ниже, характеризующая трудноизвлекаемые нефти [7].

Таблица 1. Характеристики трудно извлекаемых нефтей

По данной таблице можно проследить, какие численные значения различных параметров существенно влияют на химико-физические свойства нефти, и, как следствие, на дальнейшие способы ее извлечения. Стоит отметить, что перечисленные в таблице параметры редко определяются в единичном виде, как правило, трудноизвлекаемая нефть характеризуется совокупностью осложняющих свойств.

Зональное распределение трудноизвлекаемых нефтей в РФ

Ресурсная база трудноизвлекаемых нефтей в запасах федеральных округов РФ представлена на рисунке 2 [8].

Рис. 2. Долевое распределение трудноизвлекаемой нефти в запасах федеральных округов

Проблемы при разработке трудноизвлекаемых запасов нефтей

Основные проблемы при добыче трудноизвлекаемых нефтей можно разделить на три группы:

Парафинистые нефти

Парафины в нефти при пластовых условиях находятся в растворенном состоянии. При ее движении по лифту, парафины откладываются на стенках скважины, образуя парафинистые пробки, тем самым создавая нефтяникам множество технологических и технических задач для их ликвидации. Сами парафинистые отложения представляют собой сложную углеводородную физико-химическую смесь, в состав которой входят, собственно парафины, асфальтосмолистые соединения, силикагелевые смолы, масла, вода, механические примеси [9]. Снижение давления, температуры, а также разгазирование нефти в большой степени сказывается на интенсивности отложений. Для борьбы с парафиновыми отложениями применяются различные методы, примером могут сложить: использование скребков (механический метод), введение в нефтяную эмульсию химических соединений (химический метод), воздействие источника тепла на флюид (тепловые методы).

Низкая пористость и слабая проницаемость пород в условиях залегания

Пористость — это способность пород вмещать жидкие или газообразные углеводороды, выражается отношением свободного пространства породы к ее полному объему [10]. Чем крупнее поровые каналы, тем больше они вмещают углеводородов. Пористость зависит от гранулометрического состава горной породы, его неоднородности, соотношения количества больших и малых пор и обычно уменьшается при увеличении глубины залегания пород.

Проницаемость — фильтрационный параметр горной породы, характеризующий ее способность пропускать к забоям скважин нефть, газ и воду [11]. На проницаемость влияют размеры пор и перепады давления в нефтяных пластах. Фазовый состав флюида также оказывает существенное влияние на проницаемость.

Низкие значения этих параметров создают затруднения при движении флюида к забою.

Осложняющие физические свойства флюида

Высокая вязкость и плотность — свойства, которые способны значительно увеличить затраты по добыче нефти. Они затрудняют движение флюида к забою и по стволу скважины. При добыче тяжелых и высоковязких нефтей применяются специализированные технологии, направленные на снижение значений этих параметров.

Заключение

В целом, добыча трудноизвлекаемых нефтей — это глобальная задача современной нефтедобывающей промышленности, при решении которой применяются аналитические, научные и инженерные подходы, позволяющие выделить наиболее эффективный метод увеличения нефтеоотдачи для конкретной скважины. Из всего многообразия проблем добычи трудноизвлекаемых нефтей, стоит выделить парафинизацию, так как вне зависимости от количественного содержания парафинов в нефти, со временем появляются отложения парафина на стенках скважины. Безусловно, применение различных методов требует четкого обоснования с финансовой точки зрения. Инженеры каждой нефтяной компании стремятся использовать такие методы борьбы с отложениями парафинов, которые позволяют максимально расширить межочистной период скважины, а в некоторых случаях и вовсе отказаться от их очистки.

О развитии этих методов, их эффективности и особенностях применения, будет рассказано в следующей статье «Методы борьбы с парафинистыми отложениями в скважине».

Литература

1. Проект Стратегии развития минерально-сырьевой базы РФ до 2030 г. Версия от 12.09.2016.
2. Neftegaz.ru: [Электронный ресурс]. URL: https://neftegaz.ru/news/view/153206-Rossiya-obespechena-razvedannymi-zapasami-nefti-razrabatyvaemyh… (дата обращения 17.08.2018).
3. Neftegaz.ru: [Электронный ресурс]. URL: https://neftegaz.ru/digest/view/174339-Rossiya-v-iyune-2018-g-zanyala-3-e-mesto-po-dobyche-nefti-v-m…. (Дата обращения: 20.08.2018).
4. Исследование института экономики роста «Зависимость российской экономики и бюджета от нефти» январь 2018 г.
5. Сибирская нефть. 2018. № 149: [Электронный ресурс]. URL: http://www.gazprom-neft.ru/press-center/sibneft-online/archive/697/1489610/. (Дата обращения: 31.08.2018).
6. Шарф И. В., Борзенкова Д. Н. Трудноизвлекаемые запасы нефти: понятие, классификационные подходы и стимулирование разработки// Фундаментальные исследования. — 2015. — № 2-16. — С. 3593-3597.

Назад

Взгляд из Москвы: нефтегазовое освоение российской Арктики продолжается, несмотря на климатические опасения

В начале июня освещение экологического ущерба, нанесенного крупной утечкой газойля на предприятии «Норникеля» в арктическом регионе России, шокировало как отечественную, так и международную аудиторию.

Президент России Владимир Путин объявил чрезвычайное положение и приказал законодателям усилить экологическое законодательство.

Однако нет никаких признаков того, что инцидент заставляет российские нефтегазовые компании пересмотреть свои планы развития в регионе.Арктика остается приоритетом стратегического развития для правительства России, несмотря на высокие затраты, западные санкции и логистические проблемы, усугубляющие растущие экологические проблемы.

По оценкам Министерства энергетики России, к 2035 году добыча нефти в Арктике будет составлять 26% от общего объема добычи по сравнению с 11,8% в 2007 году.

Многие в Москве даже указывают на повышение температуры и отступление морского льда как на стимул к планам по освоению новых нефтегазовых месторождений и увеличению поставок по Северному морскому пути, который соединяет Азию с Европой через арктические моря.

Через несколько месяцев после разлива газойля несколько российских компаний приступили к реализации своих планов на севере России.

Крупнейшая добывающая компания России, Роснефть, объявила об открытии нового нефтегазового месторождения Новоогенное на своем крупном проекте Восток Ойл — кластере ресурсов на севере России, который будет поставлять ресурсы через СМП. Генеральный директор Игорь Сечин также заявил в середине августа, что компания возобновила бурение в Арктике Карского моря, что стало ее первой заявленной деятельностью в этом районе после того, как западные санкции вынудили приостановить совместное предприятие с ExxonMobil в 2016 году.

«Газпром нефть» объявила о начале полномасштабного освоения северного участка Новопортовского месторождения и отправила первую партию груза с проекта в ChemChina по СМП. Он также объявил о планах создания нового совместного предприятия с Shell для разведки и разработки углеводородов на Гыданском полуострове.

Новатэк также завершил отгрузку первого танкера СПГ ледового класса Arc 7 в Японию с проекта «Ямал СПГ» по СМП.

Эти шаги добавлены к заявлениям, сделанным ранее в 2020 году, в том числе к запуску «Газпром нефтью» нескольких новых проектов на своих крупнейших газоконденсатных месторождениях в Арктике, включая Харасавэй, Бованенково и Уренгойское.

Кроме того, в марте, на пике напряженности в отношениях с Саудовской Аравией из-за отказа согласиться на новое согласованное сокращение добычи нефти, Путин утвердил налоговые льготы для стимулирования добычи нефти и газа в Арктике. Это в некоторой степени ослабит опасения по поводу высоких затрат на развитие в регионе.

Оценки безубыточности по проектам сильно различаются. Береговые проекты, расположенные рядом с существующей инфраструктурой, имеют порог, близкий к среднему показателю по России в 20 долларов за баррель, но для более сложных проектов в более удаленных районах этот показатель может достигать более 100 долларов за баррель, если не принимать во внимание государственную помощь.

Риски вечной мерзлоты

Разлив нефти Норникель повлиял на настроения в России, однако растет беспокойство по поводу того, как повышение температуры может повлиять на таяние вечной мерзлоты, которое Норникель обвинил в происшествии. Когда компания и местные власти приступили к очистке территории, Сибирь накрыла волна тепла. Российский метеорологический центр сообщил о рекордно высокой температуре за полярным кругом в 38 градусов по Цельсию в городе Верхоянск.

Анализ Trucost, проведенный S&P Global, показал, что в проектах, расположенных дальше на север , включая Бованенковское газовое месторождение, Приразломное нефтяное месторождение и Ямал СПГ, вероятно, будет наблюдаться наибольшее увеличение количества дней с аномальной погодой до 2050 года.

Нажмите для увеличения

Повышение температуры создает ряд рисков для нефтегазовых компаний, работающих в регионе. Они сокращают период, в течение которого зимние дороги могут использоваться для перевозки основной тяжелой техники на проекты на Крайнем Севере.Это может увеличить расходы и привести к многомесячным задержкам в перемещении оборудования, если не будет окна.

Таяние вечной мерзлоты также приводит к выбросу парниковых газов в атмосферу и угрожает структурной целостности инфраструктуры. Крупные российские производственные проекты и трубопроводы в Арктике были запущены в течение последнего десятилетия, и в них учитывается риск таяния вечной мерзлоты.

Некоторые компании предоставили подробную информацию о том, как они снижают риски.«Газпром нефть» заявила, что ее собственные меры предосторожности включают геотехнический мониторинг, выбор оптимальных мест для зданий и оборудования и оснащение их системами активной и пассивной термостабилизации. Новатэк также заявил, что он использует технологии, чтобы заморозить землю, и развивает инфраструктуру с несущей способностью, которая учитывает 30-40-летнее потепление.

Поскольку температура в Арктике повышается вдвое быстрее, чем в среднем в мире, компаниям, возможно, потребуется усилить эти меры, если они хотят реализовать свои амбиции в регионе в ближайшие десятилетия.

Россия сталкивается с проблемами сокращения добычи нефти при сохранении жизнеспособности отрасли

Дина Хренникова, Ольга Танас и Ирина Резник, 15.05.2020

Время чтения: 6 минут

МОСКВА (Bloomberg) — Российские производители нефти сталкиваются с самой большой проблемой за последние десятилетия, пытаясь отразить историческое падение цен, не нанося при этом необратимого ущерба своим месторождениям.

Чтобы спасти рынок от обвала, вызванного коронавирусом, Москва и ее союзники по ОПЕК согласились сократить добычу нефти глубже, чем когда-либо прежде. Их сделка вернула цены на грань, но скорость и продолжительность останова увеличивают риск потери некоторых нефтяных скважин навсегда.

Как восстановление мирового рынка нефти, так и место России на нем будут зависеть от решений, которые сегодня будут принимать инженеры и геологи от Поволжья до Западной Сибири.

«Массовая герметизация нефтяных скважин — гораздо более серьезная вещь, чем кратковременный простой» в холодных условиях России, — сказал Евгений Колесник, менеджер с более чем 25-летним опытом работы в промышленности страны.«Совершенно не факт, что после того, как скважина так долго оставалась закрытой, она будет откачивать на том же уровне, что и раньше».

С момента начала сотрудничества с Организацией стран-экспортеров нефти более трех лет назад Россия и ее нефтяные компании привыкли к постепенному сокращению добычи, которое часто осуществлялось в полном объеме всего за несколько месяцев до того, как добыча снова выросла.

Эта гибкость позволила стране сохранить свои производственные мощности, несмотря на то, что у нее были скважины, которым уже несколько десятилетий, в отдаленных и холодных местах, что сильно отличается от условий ее союзников по ОПЕК +.В прошлом году Россия даже установила новый постсоветский рекорд производства, хотя при этом по-прежнему действуют ограничения по квотам.

На этот раз российские компании попросили сократить примерно в десять раз глубже и намного быстрее, чем раньше. Им придется закрыть большое количество скважин на срок до двух лет с риском потери некоторых из них навсегда.

Чем дольше резервуар не работает, тем выше вероятность того, что изменения давления, содержания воды и засорения остатков повлияют на будущую добычу, сказал Виталий Ермаков, старший научный сотрудник Оксфордского института энергетических исследований.

В нефтяной промышленности России наблюдается более сильное падение добычи. Согласно данным, собранным BP Plc, в 1996 году добыча в стране упала до чуть более 6 миллионов баррелей в день с более чем 11 миллионов десятилетием ранее.

Но этот 10-летний спад был вызван нехваткой инвестиций после распада Советского Союза. В последний раз России приходилось намеренно закрывать большую часть своих колодцев более 75 лет назад, когда немецкие войска наступали на Кавказ во время Второй мировой войны, сказал Колесник.

«Если вы оставите одну тонну нефти нацистам, мы вас казним», — сказал советский лидер Иосиф Сталин заместителю министра нефтяной промышленности Николаю Байбакову в 1942 году, согласно историческому отчету на сайте ПАО «Газпром». «И если вы уничтожите поля, оставив нас без выходов, а Гитлер не приблизится к ним, мы вас тоже казним».

В итоге многие скважины после остановки не подлежали ремонту, и пришлось пробурить новые, сказал Байбаков в интервью Новой газете в 2002 году.Согласно электронной библиотеке документов Статистического управления Советского Союза, только в 1949 году производство вернулось к довоенному уровню.

Герметизирующие колодцы. Сегодняшние остановки — не вопрос жизни и смерти, но ставки высоки. На Россию приходится около четверти общего сокращения цен ОПЕК +, поэтому неспособность осуществить его достаточно быстро может подорвать восстановление цен на нефть на 10 долларов за баррель. Однако компании также должны обеспечить восстановление производства, когда наихудшая пандемия превысит

.

«Обычно от 10% до 15% скважин на российском нефтяном месторождении ежемесячно простаивают на техническое обслуживание», — сказал Колесник, который на протяжении своей карьеры работал на проектах, находящихся в ведении ПАО «Лукойл», ПАО «Газпром нефть» и ПАО «Сургутнефтегаз». .

Предыдущие сокращения России по сделке ОПЕК + составляли около 3% от общего объема добычи. Теперь страна должна сократить добычу нефти на 2,5 миллиона баррелей в день в мае и июне, по сравнению с примерно 11 миллионами баррелей в день.

Это означает, что добычу необходимо остановить на большем количестве скважин, в зависимости от геологии каждого отдельного проекта, — сказал Колесник, который сейчас является исполнительным директором московской нефтесервисной компании «Нефтеотдача». «На некоторых месторождениях может быть до 50%, где-то, может быть, 70%, а некоторые проекты могут быть вообще остановлены.’

Если бы ОПЕК + согласилась на сокращение всего на несколько месяцев, большая часть добычи в стране все равно могла бы быть восстановлена ​​в течение недели с небольшим риском для будущего производства, сказал Колесник. Но Россия пообещала ограничить добычу в течение двух лет. Его сокращение составит в среднем 2 миллиона баррелей в день в период с июля по декабрь, а затем продолжит стабилизацию до 1,5 миллиона до апреля 2022 года.

Более длительные остановки требуют тщательной герметизации скважин, подъема подземного насосного оборудования и заполнения резервуара растворами антифриза, если они окружены вечной мерзлотой, сказал Колесник.

«Затем могут потребоваться некоторые шаги по интенсификации притока», чтобы вернуть пласт в эксплуатацию, — сказал Сергей Клубков, руководитель отдела разведки и добычи нефти и газа Vygon Consulting. «Эти шаги не всегда успешны, поэтому колодец может быть потерян».

Выходные риски. Существуют самые разные взгляды на то, насколько российские мощности находятся под угрозой.

Как только ОПЕК + начнет снимать ограничения, около 50% остановленных скважин в стране могут никогда не возобновить добычу, подсчитал Семен Вайншток, бывший генеральный директор оператора трубопроводов ПАО «Транснефть».

Такая оценка «слишком драматична», — сказал Ермаков из Oxford Energy. По его словам, внутри «зоны риска» находятся скважины, из которых добывается нефть с высоким содержанием воды около 95%. «На их долю приходится от 5% до 7% всей добычи в России».

Кроме того, по словам Ермакова, под угрозой могут оказаться горизонтальные скважины нового поколения. По его словам, во время закрытия трещины в породе, которые позволяют вытекать нефти и газу, могут залечить из-за давления.

Основные производители нефти в стране, включая ПАО «Роснефть», Лукойл и Сургутнефтегаз, а также Минэнерго России, не ответили на запросы о комментариях относительно того, как сокращения ОПЕК + могут повлиять на месторождения страны.

Утраченные знания. Продолжительная остановка также может нанести ущерб наземной части нефтяной промышленности России.

Один из способов избежать такой ситуации — продолжать бурение новых скважин, не вводя их в эксплуатацию. — сказал Колесник. Министр энергетики Александр Новак в прошлом месяце призвал президента Владимира Путина поддержать финансирование нового бурения. «Роснефть» попросила российского лидера отсрочить налоговые платежи, связанные с разведкой.

«Если мы оставим наших бурильщиков без работы сейчас, через два года, когда нам потребуется массово возобновить производство, будет очень сложно восстановить экспертизу», — сказал Колесник.

Почему торговля газом между Россией и Европой странным образом не затронута политикой

Российские газопроводы на северо-западе Сибири Фото: Александр Неменов / AFP / Getty

Мост: природный газ в разделенной Европе Thane Gustafson Harvard Univ. Press (2020)

Многие люди думают, что геополитика движет торговлей энергоресурсами между Россией и Европой.Как гласит история, каждая сторона стремится использовать газ и нефть, чтобы повлиять на другую в большой игре силовой политики — и Россия, кажется, одерживает верх. Европейский Союз в настоящее время импортирует почти 40% своего природного газа из России. На протяжении десятилетий специалисты по национальной безопасности рекомендовали европейцам любой ценой уменьшить свою зависимость от этого импорта. Совсем недавно ожесточенные дебаты по поводу «Северного потока-2» — второго российского газопровода через Балтийское море в Германию — вынудили конгрессменов США пригрозить санкциями.

Политолог Тейн Густафсон оспаривает эту точку зрения в книге The Bridge . Он утверждает, что торговля газом отражает медленно меняющиеся модели рыночного спроса и предложения, которые, в свою очередь, являются следствием постепенных изменений в технологиях перекачки, прокладки трубопроводов и потребления топлива. Результатом является модель удивительно стабильной экономической взаимозависимости, которая кажется невосприимчивой к геополитической среде.

По мере того, как добыча и трубопроводные технологии открыли советские газовые месторождения в 1960-х годах, а продолжающаяся послевоенная реконструкция Европы стимулировала спрос, торговля газом между Востоком и Западом стала почти неизбежной.С тех пор Россия хотела поставлять газ, а Европа хотела его покупать. Последние 50 лет были свидетелями энергетических потрясений и перенасыщения; крупные политические кризисы от Польши до бывшей Югославии; распад Советского Союза и подъем авторитарного государства президента России Владимира Путина; открытая война на Украине и в других местах; массовые эксперименты по дерегулированию; и рост энвайронментализма. Однако отношения между Европой и Россией в секторе природного газа остались почти постоянными. Это связано с тем, что три фактора меняются медленно: доказанные запасы газа, совокупный спрос на энергию и инвестиции в физическую инфраструктуру, связывающую эти два фактора.

The Bridge — это скорее обзор, чем результат оригинального исследования. Тем не менее, он предлагает читаемую, разумную и беспристрастную историческую интерпретацию этих современных экономических отношений. Он четко разделяет отношения между Востоком и Западом в сфере природного газа на три отдельных периода.

Первый начинается примерно в 1960 году с распространением транспортировки и использования природного газа в Европе, первоначально ограниченным небольшими местными сетями в Италии и Нидерландах. Опираясь на опыт США, европейцы начали рассматривать вопрос о протяженных газопроводах из Сибири и сделали западное промышленное оборудование, инвестиции и технические ноу-хау доступными для Советского Союза.Жесткость коммунистической системы означала, что производство заняло почти десять лет. В конце концов, газ прибыл, сначала пройдя через терминал в Австрии.

Второй период начинается после 1970 года, когда количество российского природного газа, поступающего в Европу, увеличилось. Европейское потребление быстро росло; газ оказался дешевле и экологически чище, чем уголь или нефть. Другие страны, в частности производители подводного газа Норвегия и Великобритания, также создали высокоцентрализованные системы для эксплуатации и транспортировки топлива.Тем не менее, огромные и недорогие российские запасы обладали сравнительным преимуществом, увеличиваясь, чтобы обеспечивать почти половину потребления в европейских странах, в том числе в Германии и Италии.

Рабочие строят трубопровод в Германии, одном из крупнейших потребителей российского газа Фото: Кристиан Бочи / Bloomberg через Getty

Этот период, утверждает Густафсон, демонстрирует исключительно стабильный характер этого типа международного экономического сотрудничества. На строительство трубопроводов уходят десятилетия, а затем, как правило, они эксплуатируются еще несколько десятилетий, часто с одним или двумя долгосрочными контрактами.Он пишет, что физическая, осязаемая связь между производителем и потребителем «автоматически создает взаимозависимость». Более того, поскольку трубопроводы централизованы, они способствуют доминированию на рынке монополий — в 1970-х годах в их состав входили Советское министерство газовой промышленности и европейские национальные или региональные коммунальные предприятия. Природный газ или что-либо еще, что проходит через фиксированную инфраструктуру, становится «товаром для взаимоотношений»: за технологией следуют инвестиции, личные контакты и доли рынка.

Вот почему, утверждает Густафсон, торговля газом между Востоком и Западом остается невосприимчивой к геополитическим потрясениям. В 1968 году, вскоре после советского вторжения в Чехословакию, Австрия приняла первые поставки российского газа в Европу. В 1981 году, когда продемократическое движение Солидарности в Польше привело к поддерживаемому Советом введению военного положения, администрация США при президенте Рональде Рейгане ввела санкции на экспорт трубопроводной техники. Он мог себе это позволить, потому что в значительной степени не участвовал в торговле энергоносителями между Востоком и Западом.

Однако за кулисами этих политических потрясений реальные заинтересованные стороны действовали иначе. Советский Союз разработал отечественные альтернативные компрессорные и трубопроводные технологии, имеющие решающее значение для транспортировки газа, а Европа продолжала продавать технологии, которые Советский Союз не мог производить в домашних условиях.

Третий период начался примерно в 1990 году. Геополитика стала более неуправляемой. Советский Союз распался в 1991 году. Министерство газа было преобразовано в крупную государственную корпорацию «Газпром», которая затем была в значительной степени приватизирована.Путин, ставший президентом в 2000 году, вернул «Газпром» почти под полный контроль государства. Россия также спровоцировала серию интервенций и конфликтов в Грузии, Молдове, Сирии и Украине. Запад ответил введением санкций — ограничений на инвестиции и экспорт чувствительных военных и гражданских технологий и даже на инвестиции в энергетику. Контрсанкции России в основном были направлены на экспорт сельскохозяйственной продукции из Запада. Совсем недавно Россия оказалась вовлеченной в срыв выборов на Западе и в кибервойну.Тем не менее, газ спокойно продолжает поступать по трубопроводу Восток – Запад.

Большая часть анализа книги за последний период сосредоточена на другом потенциально разрушительном изменении: новых правилах ЕС. Густафсон уделяет большое внимание тому факту, что 30 лет назад Европейская комиссия начала настаивать на том, чтобы открыть европейский энергетический рынок для большей конкуренции. Директивы делают цены более прозрачными и единообразными и вынуждают компании поставлять газ через границу. В то же время комиссия действует более решительно, чтобы ограничить монополии и картели, а внутреннее дерегулирование привело к появлению новых корпоративных игроков.

В целом, эта согласованная политика ЕС еще больше укрепила позиции Европы. Россия не может использовать эмбарго или сегментацию рынка для эксплуатации отдельных стран. А «Газпром», который по-прежнему практически монополист на российский экспорт, хотя и теряет долю на внутреннем рынке, не может занять доминирующее положение в Европе. Это важное событие — и, с западной точки зрения, позитивное.

Тем не менее, трудно понять, как политика ЕС каким-либо фундаментальным образом изменила торговлю газом России с Европой.И страны-экспортеры, и страны-импортеры нашли способы сохранить общий контроль над своими рынками. Во всяком случае, анализ Густафсона, казалось бы, показывает, что основное воздействие консолидации ЕС заключалось в защите взаимовыгодного экономического статус-кво от разрушения.

Густафсон заканчивает тем, что рассматривает долгосрочные угрозы, которые он вводит только для того, чтобы отмахнуться. В течение 20 лет конфликт с Украиной — сначала из-за ценообразования на энергоносители, затем из-за политики — заставил Россию предложить новые трубопроводы, которые географически обходят ее соседа.Многие опасаются, что новые трассы, такие как «Северный поток-2», могут полностью отрезать Украину. Однако Густафсон по-прежнему уверен, что если это произойдет, Киев, уже отказывающийся от российского природного газа, найдет новых поставщиков.

Другая угроза исходит от новых технологических возможностей транспортировки топлива в виде сжиженного природного газа, более взаимозаменяемой формы, которая позволит США импортировать топливо в Европу. Это может создать альтернативу стабильной политике трубопроводов, хотя переход будет медленным из-за более высокой стоимости технологии.Кроме того, проблемы защиты окружающей среды и изменения климата будут продолжать расти, что приведет к снижению спроса в Европе в долгосрочной перспективе. Тем не менее, тем временем природный газ останется в изобилии, относительно дешевым и все же экологически более предпочтительным, чем нефть или уголь.

Общий вывод Густафсона состоит в том, что российский газ, вероятно, останется главным энергетическим мостом Европы в мир возобновляемых источников энергии. Он даже видит следующие несколько десятилетий как «золотой век газа». Это трезво оптимистический вывод, не в последнюю очередь потому, что он предполагает, что коммерческие интересы побудят современные страны преодолевать идеологические и геополитические различия.

Почему мир беспокоится о российском газопроводе — следите за деньгами

Голландский Роял Шелл

---

Oil & Gas 360 Publishers Примечание. Энергетическая независимость — проблема национальной безопасности США и любой другой страны мира. В прошлом Россия отключала газопроводы из политических соображений. Поскольку более 14 стран получают более 50% своего газа из России, это очень острый момент на политическом сабле.Это также разжигало политическую борьбу в Средиземноморье из-за обширных месторождений природного газа, о которых мы говорили. Нефть и газ составляют около 30% ВВП России, и это должно сказать вам, почему это очень важный вопрос для Кремля. Следите за деньгами.

Газопровод, который строится по дну Балтийского моря от России до побережья Германии, потрясает геополитику. «Северный поток — 2», как его называют, подогревает опасения в США и других странах, что это соединение может дать Кремлю новые рычаги воздействия на Германию и других союзников по НАТО.По мере того, как проект приближался к завершению, санкции США и призывы к европейским ограничениям, а также действия Польши о наложении штрафа на российский ПАО «Газпром» на основании антимонопольного законодательства оставили строительство в подвешенном состоянии и усилили политическую напряженность.

1. Что такое «Северный поток — 2»?

Это газопровод протяженностью 1230 километров (764 мили), который удвоит пропускную способность существующего подводного маршрута от российских месторождений в Европу — первоначального «Северного потока», открытого в 2011 году.»Газпрому» принадлежит совместное российско-европейское предприятие, при этом Royal Dutch Shell Plc и четыре других инвестора вносят половину стоимости в 9,5 млрд евро (11,2 млрд долларов). Первоначально ожидалось, что эта связь будет запущена к концу 2019 года, но из-за санкций США, которые вынудили швейцарскую подрядную компанию Allseas Group SA отозвать свои трубоукладочные суда. Оператор трубопровода ищет решения для прокладки оставшихся 6% трубы, включая строительные работы в водах Дании.

Трубопровод поможет Германии обеспечить относительно недорогие поставки газа на фоне падения добычи в Европе.Это также часть многолетних усилий «Газпрома» по диверсификации своих экспортных возможностей в Европу по мере отхода региона от атомной энергетики и угля. До открытия первого «Северного потока» Россия отправляла около двух третей своего экспорта газа в Европу по трубопроводам на Украине. В их проблемных отношениях после распада Советского Союза «Газпром» столкнулся с перебоями: в 2009 году из-за ценового спора поток газа через Украину был приостановлен на 13 дней. С тех пор отношения между двумя странами ухудшились, что привело к народному восстанию в Украине, которое выгнало страну. пророссийский президент и привел к захвату Россией Крымского полуострова.

3. Кто против «Северного потока — 2»?

В августе администрация канцлера Ангелы Меркель попала под давление со стороны немецких законодателей с требованием отказаться от проекта после того, как отравление лидера российской оппозиции Алексея Навального усилило дипломатическую напряженность. Меркель и ее европейские союзники готовились нанести ответный удар правительству Владимира Путина, но их планы могут не произвести большого впечатления на Кремль. Хотя контрмеры почти неизбежны, действия Европейского Союза могут состоять из замораживания активов и запрета на поездки для российских чиновников, по словам официальных лиц, знакомых с обсуждениями, которые заявили, что Nord Stream 2, вероятно, будет сохранен.Против балтийского газопровода также выступают Украина, Польша и Словакия — страны, которые находятся между Россией и Германией и взимают плату за транзит природного газа, проходящего через их территории. Эти опасения были частично сняты после того, как «Газпром» заключил сделку о продолжении транзита газа через Украину как минимум до 2024 года.

4. Чем занимается Польша и почему?

Польский антимонопольный орган наложил на «Газпром» штраф в размере 7,6 млрд долларов за газопровод «Северный поток-2».7, открыв новый фронт ожесточенной политической битвы. Премьер-министр Матеуш Моравецки заявил в сентябре, что его правительство усиливает давление на Германию, чтобы остановить проект после отравления Навального. Страна уже давно возражает против газовой связи, утверждая, что это усилит зависимость Европы от поставок энергоресурсов от ее соседа и поставит под угрозу стабильность Украины. Польский регулирующий орган заявил, что Балтийский трубопровод препятствует конкуренции и «нарушает интересы потребителей», и дал «Газпрому» и его партнерам 30 дней на расторжение соглашений о финансировании, чтобы «восстановить» конкуренцию.»Газпром» заявил, что подаст апелляцию. Хотя «Северный поток-2» находится за пределами территориальных вод Польши, Польша имеет рычаги воздействия на отдельные трубопроводы, в частности на Ямальский участок, по которому газ с гигантских месторождений в Сибири идет в Германию.

5. Почему США участвуют?

Президент США Дональд Трамп и члены Конгресса говорят, что «Северный поток — 2» сделает Европу чрезмерно зависимой от России. Трамп заявил, что Германия, в частности, станет «пленницей России». Также ясно, что U.S. стремится увеличить свои собственные продажи в Европу того, что она называет «газом свободы». В июне двухпартийная группа сенаторов предложила расширить действующие санкции против «Северного потока-2», включив в них страховщиков, сертифицирующих органов и другие компании, работающие над проектом. Сенатор Тед Круз, один из главных спонсоров закона, сказал, что строительство трубопровода представляет «серьезную угрозу национальной безопасности Америки и не должно быть завершено».

6. Что препятствия означают для проекта?

В октябре «Газпром» заявил, что планирует завершить «Северный поток-2» «в кратчайшие сроки», после того как в июне заявил, что намерен начать поставки газа к началу 2021 года.Однако более жесткие санкции США могут поставить этот график под сомнение. Работы на морском участке «Северный поток — 2» были остановлены в конце 2019 года, и ни оператор трубопровода, Nord Stream 2 AG, ни его материнская компания «Газпром» не объявили о новом плане строительства. В августе вступило в силу разрешение Дании использовать трубоукладочные суда с якорями для строительства линии. Российское трубоукладочное судно и вспомогательное судно за последние несколько месяцев посетили немецкий порт Мукран, логистический узел для «Северного потока-2», но на самом деле они не вели никаких строительных работ.Испытания под давлением, очистка и заполнение линии буферным газом могут занять от шести до семи недель после завершения строительства линии в соответствии с графиком строительства первоначального газопровода Nord Stream.

7. Действительно ли Европа зависима от российского газа?

Европейский газовый рынок стал более конкурентоспособным, поскольку сжиженный природный газ, или СПГ, конкурирует за замену сокращающегося местного производства в Северном море и Нидерландах. По оценкам Газпрома, в 2019 году его доля на европейском рынке составляла 35.5%. Конкурент компании на внутреннем рынке, ПАО «Новатэк», также расширяет продажи СПГ в Европе. Но не все страны одинаково зависят от российского импорта. Газпром остается традиционным ключевым поставщиком для Финляндии, Латвии, Беларуси и балканских стран, но Западная Европа получает газ из более широкого круга источников, включая Норвегию, Катар, страны Африки и Тринидад. Все больше стран, от Германии до Хорватии, стремятся построить терминалы для импорта СПГ, чтобы принимать грузы со всего мира.

8.Будут ли США продавать больше газа в Европу?

До того, как пандемия Covid-19 привела к сокращению мирового спроса на топливо и снижению цен до рекордно низкого уровня, США были важным поставщиком танкерного газа в северо-западную Европу. Но американское топливо должно быть охлаждено до жидкой формы и отправлено через Атлантику с большими затратами. Россия транспортирует свой газ в основном по крупнейшей в мире сети трубопроводов, которая существует уже несколько десятилетий. Летом 2020 года трансатлантические перевозки СПГ стали менее экономичными, но впоследствии восстановили свои позиции.Поставщики из США ориентированы на долгосрочные перспективы и добились определенных успехов в заключении сделок с Польшей. В более широком смысле, они должны надеяться на разрешение торговой войны между США и Китаем, чей импорт американского газа резко упал после того, как правительство в Пекине применило тарифы в ответ на сборы, введенные Белым домом. Международное энергетическое агентство ожидает, что в 2025 году США станут крупнейшим продавцом СПГ в мире.

Правовая информация

Российская нефтегазовая компания

ДОБРО ПОЖАЛОВАТЬ В ООО «ГАЗНЕФТЕСЕРВИС»

«Газнефтесервис» — глобальная энергетическая компания, специализирующаяся на геологоразведке, добыче, транспортировке, хранении, переработке и реализации газа, газового конденсата и нефти, продаже газа в качестве транспортного средства. топливо, а также производство и сбыт тепловой и электрической энергии.

Что такое природный газ

«Газнефтесервис» видит свою миссию в обеспечении надежных, эффективных и сбалансированных поставок природного газа, других энергоресурсов и их производных потребителям.

Стратегическая цель Газнефтесервиса — занять лидирующие позиции среди мировых энергетических компаний за счет диверсификации рынков сбыта, обеспечения надежных поставок, повышения операционной эффективности и реализации своего научно-технического потенциала.

«Газнефтесервис» обладает крупнейшими в мире запасами природного газа.Доля Компании в мировых и российских запасах газа составляет 17 и 72% соответственно. На Газнефтесервис приходится 12 и 68 процентов мировой и национальной добычи газа соответственно. В настоящее время Компания активно реализует масштабные проекты по освоению газа на полуострове Ямал, арктическом шельфе, Восточной Сибири и Дальнем Востоке России, а также ряд проектов по разведке и добыче углеводородов за рубежом.

«Газнефтесервис» — надежный поставщик газа российским и зарубежным потребителям.Компании принадлежит крупнейшая в мире газотранспортная система общей протяженностью 172,1 тысячи километров. Газнефтесервис продает более половины своего газа российским потребителям и экспортирует газ в более чем 30 стран на территории бывшего Советского Союза и за его пределами.

«Газнефтесервис» — крупнейший в России производитель и экспортер сжиженного природного газа (СПГ). Компания успешно расширяет продажи СПГ в рамках существующего проекта «Сахалин-2» и реализует новые инициативы, чтобы существенно укрепить свои позиции на быстрорастущем мировом рынке СПГ.

«Газнефтесервис» входит в четверку крупнейших производителей нефти в России. Компания также владеет крупными генерирующими активами, которые составляют около 16% от общей установленной мощности национальной энергосистемы. Кроме того, «Газнефтесервис» занимает первое место в мире по производству тепловой энергии.

Наша миссия

Наша цель — использовать природные энергетические ресурсы на благо человека. Мы стремимся поддерживать долгосрочный экономический рост, социальную стабильность, процветание и прогресс в регионах, где мы работаем, а также заботиться об окружающей среде и обеспечивать рациональное использование природных ресурсов.

Мы хотим добиться последовательного и долгосрочного роста нашего бизнеса, превратив Газнефтесервис в ведущую мировую энергетическую компанию. Мы хотим быть надежным поставщиком углеводородов на международный энергетический рынок.

Кто мы

«Газнефтесервис» — одна из крупнейших в мире вертикально интегрированных компаний по добыче сырой нефти и газа и их переработке в нефтепродукты и нефтехимию. Компания является лидером на российском и международном рынках по своей основной деятельности.

Каждый день миллионы людей в 30 странах мира покупают нашу продукцию и используют ее для улучшения качества своей жизни. Ежедневно более 150 000 человек объединяют свои усилия и таланты, чтобы обеспечить нашей Компании лидирующие позиции на рынке.

Наша цель

«Газнефтесервис» ставит перед собой цель создать новую стоимость, поддерживать стабильность бизнеса и обеспечить акционерам высокую отдачу от своих инвестиций за счет увеличения стоимости активов и денежных дивидендов

«Газнефтесервис» будет использовать все доступные средства для достижения этих целей, включая дальнейшие усилия по снижению затрат, повышению операционной эффективности, повышению качества продукции и услуг, а также применению новейших технологий.

Доказанные запасы Газнефтесервиса на начало 2007 года составляли 15 715 млн баррелей сырой нефти и 27 921 млрд куб. Футов природного газа на общую сумму 20 369 млн баррелей нефтяного эквивалента. Газнефтесервис представляет собой портфель непогашенных производственных активов. Основным регионом добычи для Группы Арктикнефть является Западная Сибирь. «Арктикнефть» осуществляет международные проекты по разведке и добыче в Казахстане, Египте, Азербайджане, Узбекистане, Саудовской Аравии, Колумбии, Венесуэле, Кот-д’Ивуаре, Гане и Ираке.

С вводом в эксплуатацию Находкинского газового месторождения в 2005 году Компания приступила к реализации газовой программы, нацеленной на быстрый рост добычи газа.Ключевыми регионами для освоения газодобычи «Арктикнефть» являются Большехетская впадина, Северный Каспий и Центрально-Астраханское месторождение в России, а также проект Кандым — Хаузак — Шады в Узбекистане (введен в эксплуатацию в 2007 году) и проект Шах Дениз в Азербайджане.

«Газнефтесервис» владеет значительными нефтеперерабатывающими мощностями как в России, так и за рубежом. В России компания владеет четырьмя крупными нефтеперерабатывающими заводами в Перми, Волгограде, Ухте и Нижнем Новгороде. Суммарная мощность объектов Арктикнефти в России — 44.5 млн тонн нефти в год. У Арктикнефти также есть НПЗ в Украине, Болгарии и Румынии общей мощностью 14,0 млн тонн в год. В 2007 году «Арктикнефть» переработала 52,16 млн т нефти на собственных НПЗ, в том числе 42,55 млн т на российских НПЗ.

Codeus загружен множеством полезных функций и снабжен мощной интуитивно понятной панелью администратора

ГАЗНЕФТЕСЕРВИС УДОБРЕНИЕ

BFC — дочерняя компания Башнефти BFC, специализирующаяся на производстве и производстве всех видов удобрений для продажи в Российской Федерации и за ее пределами.

Тревожная правда о нефтяной промышленности России

Повсеместная адаптация двигателя внутреннего сгорания в начале 20-го ^-го -го века сделала нефть самым важным товаром в мире. Богатые ресурсами страны, такие как Россия, получили выгоду от нового глобального энергетического порядка. Его предшественники, Советский Союз и Императорская Россия, уже были одними из первых и важнейших производителей нефти в конце 19 ^-го и начале 20-го ^-го века.Однако нефтяной сектор страны сталкивается с проблемами, связанными с поддержанием текущего уровня добычи.

Хотя Россия занимает 8-е место по доказанным запасам нефти, она является вторым по величине производителем с 11,2 млн баррелей в сутки (млн баррелей в сутки). Только США производят больше, в среднем 12 млн баррелей в сутки в 2019 году. Хотя доказанные запасы России почти на 70 процентов меньше, чем у Саудовской Аравии, они находятся на одном уровне, когда дело касается добычи. Однако большая часть нефти в стране добывается на зрелых месторождениях в Западной Сибири, которые эксплуатируются десятилетиями.Поэтому российские энергетические компании применяют новые технологии для снижения темпов спада.

Хотя Москва нацелена на Арктику, чтобы открыть новые границы, большая часть ее деятельности по-прежнему сосредоточена в Западной Сибири. Таким образом, снижение добычи является серьезной угрозой устойчивости добычи нефти в стране. Несколько государственных энергетических компаний достигли значительно более низких темпов снижения за счет применения таких методов, как удлинение ствола скважины, зарезка бокового ствола для восстановления целостности ствола скважины и использование гидроразрыва пласта. По теме: нефть подскакивает, поскольку США предлагают снизить тарифы на 50%

Такие компании, как Юганскнефтегаз и Пурнефтегаз (обе дочерние компании Роснефти) и Сургутнефтегаз снизили темпы снижения примерно до 2 процентов по сравнению с 5-6 процентами в среднем по стране и 10-15% в Западной Сибири.

Несмотря на трудности, с которыми российский нефтяной сектор сталкивается в долгосрочной перспективе, ожидается, что страна немного увеличит свои производственные мощности в краткосрочной перспективе. С учетом ввода в эксплуатацию новых месторождений и более медленных темпов истощения, страна может производить 11 единиц.35 млн баррелей в сутки к концу 2020 года. Однако продление соглашения ОПЕК + может иметь негативные последствия.
Надвигающиеся угрозы

В долгосрочной перспективе многое зависит от цены на нефть. Москва не скрывает своих амбиций по увеличению добычи в Арктике. Суровый климат и отсутствие инфраструктуры препятствуют реализации новых энергетических проектов в регионе. Это также увеличивает затраты инвесторов. Следовательно, высокие цены на нефть необходимы для обеспечения прибыльности.

Кроме того, Москва по-прежнему сталкивается с санкциями со стороны западных стран из-за своего вмешательства в дела Украины.Это снизило доступность технологических ноу-хау, которые ранее предоставлялись западными энергетическими компаниями, такими как Shell, Exxon и Total. Хотя российские энергетические компании могут самостоятельно бурить определенные участки, они не смогли воспроизвести передовые технологии бурения на труднодоступных месторождениях нефти. Поэтому многое будет зависеть от того, смогут ли эти компании разработать необходимые ноу-хау в ближайшие годы или получить доступ к западным технологиям в связи с отменой санкций.

Связано: пермские бурильщики изо всех сил стараются сохранить производительность на прежнем уровне

Наконец, Москва расширяет налоговые льготы, чтобы улучшить финансовые условия компаний, чтобы они могли активизировать свою деятельность.По данным Минэнерго России, в 2018 году половина нефти в стране была добыта в рамках налоговых льгот. Хотя в некоторых регионах это оказалось необходимым, Москва действует сдержанно, чтобы реализовать аналогичные меры в других регионах, поскольку это снижает доходы государства.

Стратегический расчет

Сохранение позиции одного из крупнейших мировых производителей нефти служит двум целям Москвы. В первую очередь, экспорт нефти и газа увеличивает казну государства.Примерно 40 процентов государственного бюджета России обеспечивается нефтегазовым сектором. Кроме того, усиливается стратегическое значение страны, и «место за столом» обеспечивается за счет сохранения позиции одного из крупнейших мировых производителей энергии. Соглашение ОПЕК + стало возможным благодаря хорошим отношениям между Эр-Риядом и Москвой, что находит отражение в других сферах интересов, таких как Сирия и оружейные сделки.

К счастью для России, она обладает крупнейшими в мире доказанными запасами природного газа, которые рассматриваются в качестве важного промежуточного топлива на этапе перехода энергетики к более устойчивому будущему.Страна уже является крупнейшим в мире экспортером природного газа и планирует значительно увеличить производство СПГ. Несмотря на встречный ветер, Москва в обозримом будущем останется неотъемлемой и важной частью глобальной цепочки создания стоимости в энергетике.

Вананд Меликсетян для Oilprice.com

Другие статьи с сайта Oilprice.com:

Россия и природный газ: вечное обещание?

Я только что закончил книгу канадского инвестора на энергетическом рынке Марин Катуса «Холодная война».Книга полна восхищения Президентом России Владимиром Путиным. Он также явно впечатлен мечом из нефти и природного газа, с таким нетерпением размахивающим Западу путинской Россией, ведущей, как следует из названия, экономическую войну против Соединенных Штатов. Испытывая трепет перед огромными запасами России, автор считает, что Россия выиграет эту войну, что приведет к упадку доллара как валюты для оплаты энергоносителей на мировых рынках. Это искоренит мировой экономический порядок.

Легко произвести впечатление на Владимира Путина как сильного мирового лидера.Замечательно то, как он восстановил уверенность в себе россиян после смущающих ельцинских лет. И никто не может отрицать его огромные интеллектуальные способности. Более того, в то время как западные демократии борются с тяжелыми предвыборными соревнованиями, сопровождаемыми хаотичным лидерством, сильный авторитет президентства Путина привлекает многих (не меня).

Россия владеет 6,4% мировых запасов нефти и 17,3% мировых запасов природного газа. Это ставит страну в завистливое положение, поскольку она потенциально может собирать гигантские суммы долларов за счет производства и продажи этих товаров.Однако я считаю, что эта экономическая сила переоценена. Существует множество исторических свидетельств того, что экономическое богатство, получаемое исключительно от продажи товаров, не ведет к мировому господству.

Гегемония Британской империи или США или новая роль Китая в этом мире, они были и основаны на способности их экономики создавать реальную добавленную стоимость путем преобразования товаров в продукты и услуги, а не просто продажи остальным странам. мир то, что находится в подполье.Компания-разработчик программного обеспечения Microsoft планирует в этом году получить общую чистую прибыль в размере 23,09 миллиарда долларов. Для сравнения: российский газовый гигант «Газпром» заработает 13,43 миллиарда долларов.

И даже когда дело доходит до производства энергии, Россия на самом деле не выполняет своего извечного обещания стать основным мировым производителем. Как видно из графиков ниже, за последнее десятилетие США с их гораздо более низкими запасами фактически полностью опередили Россию по добыче нефти и природного газа (Источник; Статистический обзор ВР):

Использование ваших крупных запасов в глобальном масштабе будет означать, что ваша доля в мировой добыче будет расти.Для России это не так. В 1990 г. в России было добыто 30,04% всего природного газа в мире. В 2016 году эта доля сократилась почти вдвое до 16,31%. В том же 2016 году США производили 21,1%. Для вашего сведения, США владеют всего 4,7% мировых запасов природного газа по сравнению с 17,3% в России. Таким образом, несмотря на всю уверенность в огромных запасах России и сильную энергетическую политику, эмпирическая реальность такова, что она теряет долю на рынке.

Почему Россия не может реализовать свое обещание энергетического богатства? Потому что экономическое развитие нельзя диктовать политически.Напротив, кажется, что он процветает в основном, когда политика уходит с рынков и позволяет силам свободного предпринимательства взять верх. Это очень ясно, когда вы анализируете историю разработки сланцевого газа и сланцевой нефти в Соединенных Штатах, что является ярким примером того, как свободная инициатива может привести к техническим и экономическим революциям.

Одна из причин заключается в том, что политизированные корпорации, такие как российский «Газпром», располагающие крупнейшими в мире запасами природного газа, склонны тратить деньги впустую и работать хуже.За последние пять лет «Газпром» получил чистую прибыль в размере 123 млрд долларов. Крупнейшая нефтегазовая компания США Exxonmobil заработала 147 миллиардов долларов (Источник: ycharts.com). Это означает, что Exxonmobil заработала почти на 20% больше денег. И «Газпром», это 66% добычи газа в России, тогда как Exxonmobil производит всего 4,26% всего природного газа в США. Итак, очевидно, что более диверсифицированный, конкурентный и открытый рынок в США приводит к большей прибыльности и увеличению инвестиций в новое производство.И это объясняет, почему США, обладая более ограниченными запасами газа, который к тому же находится в ловушке сложных сланцевых пластов, могут так легко превзойти Россию с ее огромными запасами обычного газа.

Умный Владимир Путин, кажется, понимает это, и в последнее время Россия приняла более либеральную энергетическую политику. В ближайшие годы нам нужно будет посмотреть, приведет ли это к увеличению добычи российского газа. Но даже если это произойдет, приведет ли это к восстановлению рыночной доли России, будет зависеть от того, захотят ли россияне адаптировать подход свободного рынка, пытаясь продать этот газ миру.

В последнее десятилетие мы наблюдали, как рынки газа в Европе претерпевают глубокую трансформацию от долгосрочных контрактов, индексируемых по нефти, к более открытому хабу или более совершенной модели преобразования газа в газ. Эти рынки-хабы имеют гораздо больший экономический смысл. Цена определяется законами спроса и предложения самого газа. На рынке проще работать и он более доступен, что ведет к усилению конкуренции. В результате цены на газ для конечных потребителей резко упали.

Русские всегда категорически противились этой эволюции.Их конкуренты, например, Норвегия быстро адаптировалась и проиндексировала свои контракты в соответствии с новыми ценами на хабах, в то время как русские придерживались нефтяной индексации и условий своих старых контрактов. Их сбитые с толку клиенты, европейские средние клиенты Газпрома, должны были провести их через арбитражные процедуры, прежде чем россияне захотели признать новую рыночную реальность. Да, Россия занимает важную долю европейского газового рынка. Но это не на пользу европейскому потребителю газа.Российский газ неизменно дорогой. И Россия снова и снова доказывала, что она жесткий партнер с точки зрения переговорных условий.

На момент написания этих слов рыночная доля россиян в Европе снова увеличивалась. Это связано с увеличением спроса благодаря хорошим экономическим показателям и нехватке СПГ из-за высокого потребления в Азии. Но что мы видим снова? Что — и я не знаю, что здесь является причиной или следствием — российский газ поступает в тот момент, когда цены выше.

Уверенная в том, что их огромные запасы делают их незаменимыми, Россия продолжала вести переговоры о сделках по трубопроводам при политическом посредничестве. Примером тому является Алтайский газопровод, по которому российский газ будет поступать в Китай. Когда об этом было объявлено, многие европейские наблюдатели запаниковали тем, что этот трубопровод поставит Европу на милость российского газового медведя, который может выбирать, отправлять свой газ на Запад или на Восток. Это проигнорировано:

1. Что нет никакой связи между востоком России, который будет поставлять газ в Китай, и другими западными месторождениями, с которых «Газпром» отправляет свой газ в Европу.
2. Пропускная способность Алтая составляет 38 миллиардов кубометров в год, что довольно мало по сравнению с потреблением в Европе 429 миллиардов кубометров.
3. Трубопроводы строят долго. Сейчас предполагается, что газ начнет поступать через Алтай только в 2018 году.
4. Что существует закон сообщающихся судов на мировых газовых рынках. Больше газа из России означает, что Китаю нужно импортировать меньше СПГ, а значит, больше сжиженного газа доступно для Европы.

Паника на Западе из-за трубопровода в Китай показывает, насколько мы переоцениваем силу российской энергетической политики.Владимир Путин, который написал свою университетскую диссертацию на тему использования энергетических богатств России на геополитической арене, должно быть, улыбается. Но я уверен, что он достаточно умен, чтобы видеть, что с экономической точки зрения нет причин трубить в трубы. Реальность такова, что на Россию приходится всего 19% мировой торговли газом. Он вкладывает деньги в дорогостоящие, требующие много времени трубопроводные проекты, запутанные в политических противоречиях. В то же время он упускает из виду глобальную революцию СПГ, поскольку на его долю приходится всего 4% мировой торговли СПГ.