Геологоразведка и сырьевая база



Скачать 269.94 Kb.
Дата27.04.2016
Размер269.94 Kb.
ГЕОЛОГОРАЗВЕДКА И СЫРЬЕВАЯ БАЗА

Конторович А.Э.

Углеводородный потенциал Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции, пути его оптимального использования и значение для инновационного и социально-экономического развития Восточной Сибири и Дальнего Востока в XXI в.

В 70-е – 80-е годы XX столетия в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) была научно обоснована и открыта новая крупная Лено-Тунгусская нефтегазоносная провинция. На территории этой провинции открыты ряд гигантских (Юрубчено-Тохомское, Ковыктинское, Чаяндинское) и крупных (Верхнечонское Талаканское, Среднеботуобинское, Куюмбинское, Собинско-Пайгинское, Хандинское, Чеканское, Ангаро-Ленское, Правобережное) месторождений.

Значительный вклад в научное обоснование перспектив нефтегазоносности этого региона коллективы ИГГ АН СССР, ныне ИНГГ им. Трофимука СО РАН, ВНИГРИ, СНИИГГИМС, НИИГА, ныне ВНИИОкеангеология, ИГ ЯНЦ СО АН СССР, ВНИИГАЗ, ВостСибНИИГГИМС, ВНИГНИ, МГУ, МИНХ и ГП. В последние годы стратегией формирования Восточно-Сибирского нефтегазового комплекса и расширения его минерально-сырьевой базы занимаются МПР России, Региональные агентства Роснедра, ИНГГ им. А.А.Трофимука СО РАН, ИПНГ СО РАН, СНИИГГИМС, ЗАО «Красноярскгеофизика», в части освоения ресурсов газа – ВНИИГАЗ.

Оценки показывают, что добыча нефти в Восточной Сибири может быть доведена к 2020 г. до 100-105 млн т, к 2030 г. – до 120-132 млн т, добыча газа к 2020 г. – до 70-80 млрд м3, к 2030 г. – до 75-85 млрд м3.

В Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) нефтегазовые месторождения являются многокомпонентыми и их эффективное освоение требует системного подхода, организации с самого начала комплексной их переработки, прежде всего попутного нефтяного газа и гелия. Однако проектирование и строительство нефтепровода было поручено ОАО АК «Транснефть», а разработка программы освоения газовых ресурсов региона Минпромэнерго России и ОАО «Газпром». Обе организации решают свои задачи, и никакой синхронизации программ проведено не было.

Поскольку подавляющее большинство месторождений углеводородов Восточной Сибири нефтегазовые, осваивать ресурсы нефти и газа нужно в рамках единой Государственной программы формирования Восточно-Сибирского нефтегазового, нефтехимического, гелиевого комплекса. Такая системно организованная, научно обоснованная Государственная программа должна быть создана на основе взаимодействия государства, регионов и бизнеса. К разработке программы должны быть привлечены РАН, как независимый разработчик и эксперт, и сохранившиеся отраслевые институты

Создание новых районов добычи нефти и газа в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке будет способствовать: 1) росту валового регионального продукта в регионе и росту ВВП в стране в целом; 2) росту уровня и качества жизни населения в Восточной Сибири; 3) улучшению демографической обстановки в регионе, повышению рождаемости; 4) улучшению экологической обстановки; 5) развертыванию на юге Восточной Сибири крупнотоннажного, высокотехнологичного производства полимерных материалов; 6) решению важнейшей для России геополитическую и экономическую задачу – выйти на Азиатско-Тихоокеанский энергетический рынок.



ЭКОНОМИКА И УПРАВЛЕНИЕ

Коржубаев А.Г., Филимонова И.В., Эдер Л.В.

Стратегия комплексного освоения ресурсов и запасов газа Восточной Сибири и Дальнего Востока

Газовая промышленность России – важнейший сектор экономики и жизнеобеспечения страны, крупный элемент мировой энергетики. Наличие значительных запасов (48 трлн м3 или свыше 33 % мировых доказанных запасов газа) и ресурсов (260 трлн м3 – более 40 % начальных суммарных ресурсов в мире) природного газа – конкурентное преимущество России в международном разделении труда. Эффективное функционирование и развитие газового комплекса способствует социально-экономическому развитию российских регионов, стимулирует развитие отраслей промышленности, энергетики и транспорта, обеспечивает решение актуальных внешнеэкономических и геополитических задач.

Один из важных приоритетов развития газового комплекса – формирование в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке новых крупных центров газовой, газоперерабатывающей, нефтехимической, газохимической, гелиевой промышленности, расширение Единой системы газоснабжения на Восток, организация коммерчески эффективных поставок газа и продуктов его глубокой переработки на Тихоокеанский рынок (в страны АТР и на Тихоокеанское побережье США).

Начальные суммарные ресурсы газа в регионе, включая шельф, составляют около 60 трлн м3 (свыше 23 % от общероссийских), доказанные (proved) запасы превышают 4 трлн м3 (более 8 % от России в целом) вероятные запасы (probable) – около 6 трлн м3 (более 28 % от общероссийских). Интенсификация на суше и шельфе геолого-развведочных работ позволит резко увеличить объем запасов высокодостоверных категорий.

Формирование в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке новых крупных центров газодобычи позволит значительно увеличить использование газа в регионе, организовать поставки в другие регионы страны и на экспорт. Поскольку большинство месторождений углеводородов и состав лицензионных блоков Восточной Сибири и Дальнего Востока носят комплексный характер – содержат как нефть, так и газ, а на нефтехимических предприятиях используются природный и попутный нефтяной газы, а также нефть и конденсат, – при формировании новых центров газовой промышленности в этих регионах целесообразно учитывать и параметры развития нефтяного комплекса.

В СО РАН разработана Стратегия комплексного освоения запасов и ресурсов газа в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, в которой дан прогноз добычи и переработки газа; определены параметры развития газопереработки и нефтегазохимии; при этом параметры развития газовой промышленности учитывают планы и прогнозы развития нефтяной промышленности; обоснованы маршруты поставок; проведена оценка инвестиций, коммерческой и бюджетной эффективности, предложены механизмы реализации, обоснованы условия выхода России на новые внешние рынки.





Алексеев Г.Ф., Сафронов А.Ф.

Перспективы развития нефтегазового комплекса Республика Саха (Якутия)

По состоянию на 01.07.2008 г. на территории Республики Саха (Якутия) открыто 32 газонефтяных, нефтегазовых, нефтегазоконденсатных и газовых месторождений. Разведанные запасы нефти (извлекаемые) по категории С1 составляют 248 млн т и по категории С2 – 188,1 млн т, а разведанные запасы природного газа составляют: по категории С1 – 1302,7 млрд м3 и по категории С2 – 1208,9 млрд м3. Суммарные ресурсы нефти (извлекаемые) в республике составляют 2,44 млрд. т и конденсата (извлекаемые) 0,43 млрд т. Суммарные ресурсы природного газа 10,27 трлн м3. Начальные суммарные ресурсы (НСР) УВ Республики характеризуются относительно невысокой степенью разведанности: по нефти – 9,07, и 12,7 %– по газу. Ожидаемый прирост запасов до 2020 г. составляет: по нефти– 695 млн т (С12) и по газу– 3950 млрд м312).

На период до 2020 г. первоочередные задачи развития нефтегазового комплекса республики состоят в дальнейшем наращивании сырьевой базы нефте- и газодобычи; организации широкомасштабной добычи нефти на базе Талаканского, Среднеботуобинского, Таас-Юряхского и других месторождений; освоении Чаяндинского НГКМ в сроки, установленные Восточной газовой программой; в увеличении мощностей добычи и транспорта природного газа Средневилюйского, Среднеботуобинского, Среднетюнгского и других ГКМ для обеспечения устойчивого газоснабжения республики; в создании на территории республики мощностей по переработке нефти и природного газа, как с целью удовлетворения внутренних потребностей, так и для экспорта продуктов переработки за пределы республики.

Строительство магистрального нефтепровода "Восточная Сибирь – Тихий океан", принятие решения о строительстве магистрального газопровода с Чаяндинского месторождения ставят задачу расширения сырьевой базы нефте- и газодобычи на территории республики. Если к этому добавить еще и весьма низкую степень разведанности НСР, о чем говорилось выше, то становится совершенно очевидной активизация поисково-разведочных работ на нефть и газ, в первую очередь, на территориях прилегающих к трассе этих магистральных трубопроводов.





Конторович А.Э., Чурашев В.Н.

Перспективы развития угольной промышленности России

Роль угля в топливно-энергетическом балансе мира непрерывно возрастает. Этому способствует то обстоятельство, что на фоне трудностей с обеспечением приростов ресурсов углеводородного сырья угольная промышленность обладает доказанными запасами углей почти на 150 лет. По прогнозу Международного энергетического агентства (IEA), в период с 2007 по 2025 гг. потребление угля в мире будет увеличиваться в среднем на 1,5 % в год.

Угольная промышленность России после жестокого кризиса 90-х гг. ХХ в., который повлек двукратное сокращение объемов добычи угля, в настоящее время стабильно наращивает производство со среднегодовым темпом 3,5 %. Это позволило выйти России на пятое место в мире по добыче угля и на третье – по экспорту угля. Но вернуться на уровень добычи угля в России, достигнутый 1990 г., пока еще не удалось. К сожалению, из-за инерционности систем энергетики и неоправданно низких цен на газ на внутреннем рынке, не реализуется предусмотренное Энергетической стратегией увеличение роли угля в топливно-энергетическом балансе страны. Россия, как это уже не раз бывало в последние десятилетия, не учитывает своевременно новые тенденции в мировой энергетике и опаздывает с принятием и реализацией важнейших стратегических решений.

Для системного и сбалансированного решения задач развития угольной промышленности нужна долгосрочная целевая федеральная программа. Главное направление развития – рост добычи угля на базе новейших технологий, повышение качества и разнообразия продукции промышленности, создание экологических и социально-экономических условия для комфортного обитания жителей угледобывающих районов.

По прогнозным оценкам СО РАН ресурсные возможности угольных бассейнов Сибири позволяют при условии стабильного инвестирования в развитие производственных мощностей, технологий и инфраструктуры довести к 2020 г. добычу угля в них до 350-450 млн т в год.



Грицко Г.И.

Проблемы научного обеспечения ускоренного развития угольной промышленности

Россия обладает огромными ресурсами углеводородов, особенно газа. Однако, без кардинального расширения геолого-разведочных работ период недостаточности запасов нефти и газа может вскоре стать причиной дефицита их добычи.

Известно, что топливно-энергетический баланс в среднем по миру и в наиболее развитых странах включает значительно большую долю угля, чем его доля в добыче, использовании и производстве электрической и тепловой энергии в России.

Уголь – практически неисчерпаемый , доступный и экономичный мировой энергоресурс, который посредством новых угольных технологий может перерабатываться безотходно и конкурентоспособно.

Общность химической и генетической основы нефти, газа и угля даёт возможность получения из них аналогичной конечной продукции, что обеспечивает перспективы продления привычных форм нефтяной и газовой цивилизации за счёт замены нефти и газа углем в энерготехнологических процессах. Благодаря современным углехимическим технологиям уголь выступает в новом научно-технологическом обличьи, более полно раскрывающем его огромный, разносторонний, нетрадиционный, не до конца используемый потенциал. Есть сведения, что получение и применение наноугля может в принципе изменить эффективность энергетики, основанной на переработке ископаемых топлив.

Топливно-энергетический баланс России опасно перегружен в сторону монополии газа. «Газовая пауза» затянулась. Несмотря на принятое в 2006 г. Правительством РФ решение о корректировке энергетической стратегии в сторону увеличения добычи и использования угля, продления стратегического периода до 2030 г., реального увеличения доли угля не происходит.

Подавляющая часть ресурсов и запасов угля России сосредоточена в Сибирском и Дальневосточном федеральных округах. Прогнозные объёмы его добычи находятся в тесной взаимосвязи с темпами роста энергопотребления, ВВП, уровнем энергоэффективности и энергосбережения. Уголь может демпфировать недостаток нефти и газа, высвободить углеводородные ресурсы для выполнения страной геополитических обязательств.

После проведённой в 90-е годы реструктуризации угольной отрасли её показатели улучшились, государственные дотации прекращены, но многие проблемы обострились, особенно в области предотвращения катастроф, безопасности. Построенные суперсовременные шахты невелики по мощности. Почти прекратила существование шахтная геология. Потеряны проекты экологически чистого водоугольного топлива, подземной газификации угля, технологий разработки пластов крутого падения, угольного машиностроения. Появились весьма актуальные проблемы дефицита коксующихся углей особо ценных марок, глубокой переработки угля, добычи и конверсии пластового и шахтного метана, извлечения из углей драгоценных и редких металлов, вовлечения в добычу сапропелитов, богхедов, горючих сланцев.

Перечисленные проблемы требуют, прежде всего, развития геологических, геофизических, геохимических исследований на современном научном уровне.

Мировые тенденции говорят о необходимости развития комплекса ископаемых источников энергетического и энерготехнологического назначения. Научно-инновационное обеспечение эффективности, безопасности, диверсификации угольной промышленности – важнейшее направление перехода экономики страны от сырьевой к высокотехнологичной.





Герт А.А., Супрунчик Н.А., Немова О.Г., Волкова К.Н.

Экономическое обоснование эффективности управленческих решений на основе стоимостной оценки нефтегазовых месторождений и участков недр

Стоимостная оценка нефтегазовых месторождений и участков недр играет важную роль в системе государственного и корпоративного управления недропользованием.

В качестве объектов стоимостной оценки выступают участки недр, месторождения, залежи, содержащие запасы и ресурсы нефти и газа. Для определения стоимости объектов оценки проводится комплексное исследование, содержащее обоснование геологических, технологических, экологических, экономических и других показателей, характеризующих процесс их изучения и освоения. При определении стоимости объекта оценки, как правило, используется доходный подход, в качестве основного метода при этом используется метод дисконтирования денежных потоков. Количественным показателем стоимостной оценки является величина чистого дисконтированного дохода (ЧДД), который может быть получен в результате эксплуатации объекта оценки.

К основным принципам проведения стоимостной оценки относятся: учет основных характеристик объекта оценки, влияющих на затраты и результаты его освоения; учет степени изученности объекта и соответствующих ей стадий его освоения; учет влияния неопределенности исходных данных и рисков; использование технических и программных средств, обеспечивающих оперативность и достоверность прогнозных расчетов.

Проведение стоимостной оценки включает: прогноз показателей процесса подготовки запасов промышленных категорий и технологических показателей добычи нефти и газа, обоснование капитальных и текущих расходов на подготовку запасов, добычу и транспортировку нефти и газа, ликвидацию промысла и рекультивацию земли, определение стоимости объектов оценки (ЧДД), вероятностную характеристику стоимостной оценки и определение показателей риска.

Для проведения стоимостной оценки разработан программный комплекс (ПК) «Стратегия». Он позволяет осуществлять прогноз технико-экономических показателей изучения и освоения нефтегазовых объектов разной величины и степени изученности, оценку стоимости объектов и эффективности их освоения, в том числе с применением вероятностных методов.

Результаты стоимостной оценки являются экономической основой для обоснования решений в области изучения и освоения нефтегазовых месторождений и участков недр на разных уровнях управления. На государственном уровне стоимостная оценка используется при определении стартовых размеров разовых платежей за пользование недрами при подготовке условий аукционов, обосновании эффективности расходов государственного бюджета на геологоразведочные работы, разработке дифференцированной системы налогообложения при добыче полезных ископаемых, обосновании экономической эффективности целевых программ и комплексных инвестиционных проектов развития минерально-сырьевой базы регионов, классификации запасов и ресурсов нефти и газа по экономической эффективности и других.

Нефтегазовые компании используют результаты стоимостной оценки для принятия решений о приобретении лицензий на право пользования недрами, обоснования экономической эффективности инвестиций в геологоразведочные работы и выбора наиболее эффективных направлений этих работ, формирования стратегии развития добывающего сектора и решения других задач.





Краснов О.С.

Теория и практика переоценки категорий запасов нефти и газа месторождений нераспределенного фонда недр в соответствии с новой классификацией

С 1 января 2009 г. вводится в действие новая "Классификация запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов".


Классификация разработана на базе рамочной классификации ООН и сохраняет преемственность с действующей "Временной классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов".
Главной отличительной чертой новой классификации является выделение групп запасов по промышленной значимости и экономической эффективности.
В соответствии с новой классификацией выделяются группы запасов по промышленной значимости и экономической эффективности: промышленно-значимые и непромышленные запасы.
На промышленно-значимых месторождениях на основе технологических и экономических расчетов определяются извлекаемые запасы, которые по степени геологической изученности и промышленного освоения подразделяются на четыре категории запасов: А (достоверные), В (установленные), С1 (оцененные) и С2 (предполагаемые).
На месторождениях и залежах с непромышленными запасами подсчитываются и учитываются только геологические запасы.
Определение групп запасов по экономической эффективности и промышленной значимости проводится на основе оценки экономической эффективности их освоения методом дисконтирования денежных потоков.
В качестве основного экономического критерия при определении групп запасов по экономической эффективности принят чистый дисконтированный доход (ЧДД), приведенный к текущему моменту времени.
Одним из существенных резервов повышения добычи нефти и газа в России является введение в промышленный оборот месторождений нераспределенного фонда недр, в котором по состоянию на 01.01.2008 г. числилось 443 месторождения нефти и 241 – газа.
Несмотря на то, что большинство этих месторождений относится к мелким и мельчайшим общий объем извлекаемых запасов нефти на них достигает 1,7 млрд т, газа – 12,6 трлн м3.

В настоящее время в соответствии с новой классификацией проведена переоценка категорий запасов нефти и газа 105 наиболее крупных месторождений нераспределенного фонда недр с извлекаемыми запасами нефти свыше 500 тыс. т, газа – 500 млн м3.

В результате технико-экономических расчетов к промышленно значимым отнесено 74 месторождения, а непромышленным – 31.

Для промышленно значимых месторождений с учетом геологической изученности и промышленной освоенности определены извлекаемые запасы и участки подсчета их по категориям В, С1, С2 и проведена переоценка категорий запасов нефти и газа.





Санеев Б.Г., Платонов Л.А., Майсюк Е.П., Ижбулдин А.К.

Газоперерабатывающие и нефтехимические комплексы на востоке России: предпосылки создания

Россия, являясь мировым лидером по запасам (35-38 %) и добыче природного газа (21 %) имеет низкий уровень газопереработки. Базовым углеводородным сырьем для получения основных продуктов газохимии традиционно являются продукты нефтепереработки, тогда как с 70-80 х годов XX века химическая индустрия развитых газодобывающих стран перешла на «технологичное» и «экологичное» производство продукции из легких углеводородов. Мировой опыт показывает, что эффективно перерабатывать природный газ с содержанием в нем не менее 3 % этана.

Важно отметить, что подавляющее большинство месторождений углеводородов Восточной Сибири и Дальнего Востока содержат от 4 до 6 % этана, во многих из них в промышленных концентрациях содержится гелий.

Запасы этана, пропана и бутанов этих месторождений могут стать базой для развития в регионе газопереработки и газохимии с получением продукции с высокой добавленной стоимостью.

К освоению месторождений природного газа на Востоке России должен быть применен современный подход, учитывающий более высокий уровень технологической вооруженности отрасли по сравнению с 60-70-ми годами прошлого века.

В настоящее время значительное количество нефтехимической продукции импортируется в Россию из других стран, что обусловлено, как ростом спроса на химическую продукцию, так и недостаточностью объёмов и ассортимента продукции российского химического комплекса. При этом наблюдается технологическая отсталость отечественных производств, высокий износ основных фондов, предельный уровень загрузки мощностей (80-90 %) и значительный срок эксплуатации, достигающий 20-30 лет и более.

Основным конкурентом российских производителей пластмасс, аммиака, метанола и другой химической продукции в самое ближайшее время станут поставщики из стран Персидского залива (Саудовская Аравия, Катар, Оман). Появление крупнотоннажных производств в этих странах, увязанных с низкими ценами на исходное сырье, как правило, газовое, неизбежно приведет к падению цен на мировом рынке химических продуктов.

Складывающаяся ситуация диктует необходимость скорейшего создания на востоке страны мощной газоперерабатывающей и газохимической промышленности. Такие комплексы могут быть созданы: в Красноярском крае; в Иркутской области; в Республике Саха (Якутия) или в Амурской области; в Хабаровском крае и Сахалинской области.

Благоприятными предпосылками создания таких комплексов являются: наличие развитой инфраструктуры и подготовленных кадров; существенные запасы природного газа в месторождениях Восточной Сибири и Дальнего Востока; получение добавленной стоимости, как потенциал роста ВВП, увеличение производительности труда и благосостояния населения; решение социальных проблем восточных регионов (создание дополнительных рабочих мест, улучшение качества жизни, увеличения налоговых поступлений в бюджеты всех уровней).

Одним из таких регионов является Иркутская область, где уже существует мощный нефтехимический комплекс, расположено крупнейшее в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке Ковыктинское газоконденсатное месторождение. Расчеты экономической эффективности газохимического комплекса, применительно к Ангарской площадке показывают высокую эффективность производства и возможность привлечения к его реализации иностранных компаний.

Таким образом, для России создание крупнотоннажной газохимии, и особенно на востоке страны, отвечает ее приоритетным задачам и может стать мощным стимулом развития всей экономики:

1. Россия более других стран заинтересована в быстром прогрессе в этой области. Именно здесь имеются благоприятные предпосылки в ближайшее время выйти на рынок высоких технологий.

2. Для успешного создания газохимии требуется разработка и принятие нормативных актов и Федеральных законов «О сложнокомпонентных месторождениях», «О гелии».

3. Для привлечения иностранных компаний к созданию газохимических комплексов необходима надежная государственная правовая защита интересов таких компаний.





Коржубаев А.Г., Суслов В.И.

Стратегия развития инфраструктуры транспорта нефти, нефтепродуктов и газа в России

В условиях современного глобального экономического кризиса происходят серьезные изменения в мировом порядке, которые должны привести к повышению роли в глобальной финансовой и экономической системах стран, обеспеченных сырьевыми ресурсами и развитым реальным сектором экономики– России, Китая, Индии, Бразилии, Канады, Австралии и др. Будут происходить изменения в структуре резервных валют и финансовых инструментов, в долгосрочной перспективе повысятся относительные цены сырьевых и энергетических ресурсов. Реализуемый в нефтегазовом комплексе (НГК) России курс на диверсификацию внутрироссийских и экспортных поставок, организацию прямого выхода на крупнейших платежеспособных потребителей нефти и газа полностью соответствует долгосрочным экономическим процессам. Экспортные проекты атлантического направления могут быть отложены на 1-2 года, проекты тихоокеанского направления должны быть реализованы опережающими темпами.

В результате изменения географии добычи нефти и газа в стране и диверсификации поставок трубопроводный транспорт может стать и уже становится фактором, структурно сдерживающим развитие нефтегазового комплекса. Поэтому уже сейчас необходимо однозначно сформировать и реализовывать стратегию развития трубопроводного транспорта России, учитывающую региональные аспекты нефтегазодобычи, внутрироссийские и международные тенденции энергопотребления, геополитические и экономические интересы страны.

Основные задачи развития инфраструктуры транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: обеспечение надежности снабжения углеводородным сырьем и продуктами их переработки экономики и населения страны; поддержание и усиление геополитических и экономических интересов России в мире.

Стратегическими задачами развития транспортной инфраструктуры нефтегазового комплекса являются: обеспечение условий для формирования новых нефтегазодобывающих регионов страны, прежде всего в Восточной Сибири, на Дальнем Востоке, Северо-Западе России; формирование новых внутрироссийских и экспортных потоков нефти и газа, в первую очередь в существующие и перспективные промышленные центры Восточной Сибири и Дальнего Востока, в страны АТР; расширение транзита нефти и нефтепродуктов и газа по российской территории, обеспечение экспорта нефти, нефтепродуктов и газа, минуя таможенную территорию сопредельных государств; обеспечение баланса между необходимыми объемами транспорта нефти, нефтепродуктов и газа и пропускной способностью транспортной системы, при котором для оперативного учета спроса на рынке транспортная система должна иметь резерв пропускной способности в каждый отрезок времени, обеспечение сбалансированного развития нефтяной, нефтеперерабатывающей, нефтехимической и газовой промышленности, включая согласованное по объемам и синхронизированное во времени создание систем нефтепроводов, газопроводов, продуктопроводов, а также инфраструктуры комплексной переработки и химии углеводородов.

Приоритетные направления расширения и технологического развития систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа в России с учетом общероссийских и международных процессов. Исходя из геостратегических интересов страны и глобальных процессов в системе добычи и использования энергоносителей, главные направления развития систем транспорта нефти: (1) Северо-Атлантическое, (2) Юго-Западное, (3) Тихоокеанское.





Робинсон Б.В.

Нефтепровод "Восточная Сибирь – Тихий океан": взвешенный и реалистичный подход

Строительство нефтепроводной системы "Восточная Сибирь – Тихий океан" от Тайшета до Сковородино и далее до бухты Козьмино в районе Находки позволит реализовать одну из важнейших задач по диверсификации экспортных потоков российских углеводородов, а также построить энергетический коридор между Европой и Азией. Строительство этой нефтяной магистрали станет мощным стимулом активного освоения недр Восточной Сибири и Дальнего Востока и улучшит инвестиционную привлекательность регионов.

Идея экспорта сибирской нефти в восточном направлении не является новой. Еще в 70-е годы XX в. ее выдвинули академики А.А.Трофимук и Н.В.Черский. К идее экспорта нефти в восточном направлении вернулись лишь через четверть века, уже в эпоху рыночных реформ. После длительных обсуждений, жарких споров, серьезной критики проекта трассы со стороны экологов 31 декабря 2004 г. Президент России В.В. Путин дал поручение о проектировании и строительстве нефтепровода "Восточная Сибирь – Тихий океан". В большом количестве публикаций, высказываемых мнений, порой полярно противоположных относительно этого проекта следует отметить взвешенный и реалистичный подход, свойственный позиции признанного лидера отечественной нефтегазовой геологии, одного из главных вдохновителей освоения углеводородных ресурсов Сибирской платформы и, следовательно, строительства нефтепровода ВСТО, академика РАН А.Э.Конторовича.

В начале октября 2008 г. был открыт участок нефтепровода от Талаканского месторождения до Тайшета протяженностью 1105 км. Нефтепровод заработал. Нефть пошла, пусть не та и не в том направлении, но пошла, и это – главное. Сбываются прогнозы и мечты сибирских ученых – академиков А.А.Трофимука, Н.В.Черского, А.Э.Конторовича и В.С.Суркова. В ближайшие годы восточно-сибирская нефть будет служить России.





РЫНОК МИНЕРАЛЬНОГО СЫРЬЯ

Эдер Л.В.

Европа – традиционный рынок нефти России

Европа – традиционный рынок сбыта российской нефти. В 2007 г. из России было экспортировано около 253 млн т сырой нефти, в том числе в Европу около 200 млн т. Из 107 млн т поставляемых России нефтепродуктов на Европу приходится около 86 млн т. Основное количество экспортируемой нефти транспортировалось танкерным флотом через черноморские терминалы в Новороссийске, Одессе и Туапсе, по Балтийскому морю через терминалы Приморск и Бутинге., также нефтепроводу "Дружба" в Германию, Польшу, Чехию, Словакию, Венгрию, Сербию, Черногорию, Хорватию, Словению, Македонию.

По прогнозу нефтяных департаментов Норвегии, Великобритании и Дании добыча нефти в Европе сократится с 237 млн т в 2007 г. до 206 млн т в 2010 г. и 115 млн т в 2020 г.

По прогнозу ИНГГ СО РАН потребление нефти и нефтепродуктов в Европе к 2010 г. увеличится до 706 млн т, к 2020 г. – 788 млн т. С учетом прогнозируемых уровней добычи и потребления нефти в Европе до 2020 г. импорт при оптимистическом варианте составит в 2010 г. – 777 млн т, в 2020 г. – 801 млн т. В случае пессимистического варианта этот показатель составит в 2010 г. – 589 млн т, в 2020 г. – 592 млн т.

С учетом прогнозов добычи и экспорта нефти в России на атлантическое и тихоокеанское направления, добычи и потребления нефти в Европе доля России на Европейском рынке нефти и нефтепродуктов до 2020 г. стабилизируется на существующем уровне 29-30 % и достигнет 270 млн т в год, при этом в структуре поставок нефтепродуктов будет увеличиваться доля высококачественного дизельного топлива при снижении доли мазута. Однако после 2020 г. возможно снижение поставок нефти в Европу из России. Впервые возможность снижения поставок сырой нефти на европейском направлении в условиях изменения географии добычи нефти и роста спроса на нефтепродукты в России была сформулирована академиком А.Э.Конторовичем. В дальнейшем в рамках исследований проводимых А.Э.Конторовичем и его научной школы эти предположения были научно обоснованы, а в настоящее время подтверждаются реальными хозяйствующими субъектами.



Exploration and Raw Material Base

Kontorovich A.E.

Hydrocarbon potential of the Lena-Tunguska petroleum province, ways of its optimal use and importance for the innovative and socioeconomic development of Eastern Siberia and the Far East in the XXI century

In the 70s–80s of the XX century a new large petroleum province, Lena-Tunguska, was scientifically based and opened in Eastern Siberia and the Republic of Sakha (Yakutia). A number of giant (Yurubcheno-Tokhomskoye, Kovyktinskoye, Chayandinskoye) and large (Verkhnechonskoye, Talakanskoye, Srednebotuobinskoye, Kuyumbinskoye, Sobinsko-Paiginskoye, Khandinskoye, Chekanskoye, Angaro-Lenskoye, and Pravoberezhnoye) fields have been discovered in the province since then.

A considerable contribution to the scientific justification of this region’s petroleum potential was made by the IGG (Institute of Geology and Geophysics), the USSR Academy of Sciences, presently A.A. Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics, Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences (IPGG SB RAS), VNIGRI (All-Russian Petroleum Research Exploration Institute), SNIIGGiMS (Siberian Research Institute of Geology, Geophysics and Mineral Resources), NIIGA (Scientific-Research Institute of the Arctic Geology), presently VNIIOkeangeologiya, IG YaNTs (Institute of Geology of the Yakut Scientific Center), SB of the USSR Academy of Sciences, VNIIGAZ (All-Russian Research Institute of Natural Gases and Gas Technologies), VostSibNIIGGiMS (East Siberian Research Institute of Geology, Geophysics and Mineral Resources), VNIGNI (All-Russian Research Geological Oil Institute), MGU (Moscow State University), and MINKhiGP (Moscow Institute of the Petrochemical and Gas Industry). In recent years, the strategy for the formation of the East Siberian oil and gas complex and expansion of its mineral resource base is developed by the Ministry of Natural Resources of Russia, Rosnedra’s regional agencies, IPGG SB RAS, IPNG (Oil and Gas Research Institute) SB RAS, SNIIGGiMS, ZAO Krasnoyarskgeofizika, and VNIIGAZ as related to the development of gas resources.

Estimates show that oil production in Eastern Siberia may rise to 100–105 million t (MMt) by 2020 and to 120–132 MMt by 2030 and gas production to 70–80 billion cu m (BCM) by 2020 and to 75–85 BCM by 2030.

Oil and gas fields in Eastern Siberia and the Republic of Sakha (Yakutia) are complex, and their effective development needs a system approach, organization of the integrated processing of their components, first of all of oil gas and helium. However, the design and construction of the Eastern Siberia–Pacific Ocean oil pipeline were assigned to OAO AK Transneft and preparation of the program for the development of the region’s gas resources to the Ministry of Industry and Energy of Russia and OAO Gazprom. Both organizations handle their tasks but their programs have not been harmonized.

Most of the hydrocarbon fields in Eastern Siberia are oil-and-gas, and their resources should be developed within the framework of a single State program for the formation of the East Siberian oil and gas, petrochemical, and helium complex. Such system- and science-based State program should be prepared in close cooperation between the state, regions, and business. The Russian Academy of Sciences as an independent developer and expert and surviving industry institutes should be engaged in the program development.

New oil and gas producing areas in Eastern Siberia and the Far East will facilitate: (1) the gross regional product growth in the region and GDP growth in the country; (2) the growth of living standards and quality of life of the population in Eastern Siberia; (3) the improvement of the demographic situation and birth rate rising in the region; (4) the improvement of the environmental situation; (5) the development of large-scale high technology production of polymeric materials in the south of Eastern Siberia; (6) Russia’s entry into the Asia Pacific energy market, which is one of its most important geopolitical and economic goals.



Economics and Management

Korzhubayev A.G., Filimonova I.V., Eder L.V.

The Strategy for the integrated development of gas resources and reserves in Eastern Siberia and the Far East

The Russian gas industry is a key sector of the national economy playing the most important role in the sustenance of the country, as well as a large component of the global power industry. Considerable natural gas reserves (48 trillion cu m (TCM) or over 33 % of world proved gas reserves) and resources (260 TCM or over 40 % of world ultimate potential resources) are a competitive advantage of Russia in the international division of labor. The effective functioning and expansion of the gas sector promote the socioeconomic development of Russian regions, encourage the development of industries, the energy sector and transport, and ensure meeting of foreign economic and geopolitical challenges of current importance.

Among the priorities in the development of the gas sector are the building of new large centers of the gas, gas processing, petrochemical, gas chemical and helium industries; the expansion of the unified gas supply system to the east; and the organization of commercial deliveries of gas and its high-level processing products to the Pacific market (the Asia-Pacific countries and Pacific coast of the USA).

Ultimate potential gas resources of the region, including its shelf areas, are ca. 60 TCM (over 23 % of Russia’s total); proved and probable reserves are over 4 TCM (over 8 %) and about 6 TCM (over 28 %), respectively. The intensification of onshore and offshore exploration will allow a sharp increase in reserves of highly reliable categories.

The formation of new large gas production centers in Eastern Siberia and the Far East will promote the use of gas in the region and facilitate gas deliveries to other regions of the country and abroad. Considering that most hydrocarbon fields and license blocks in Eastern Siberia and the Far East are complex as they contain both oil and gas and the fact that petrochemical plants use natural and associated petroleum gas, as well as oil and condensate, it is advisable to take into account development parameters of the oil complex when forming new gas industry centers in these regions.

The Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences has prepared the Strategy for the integrated development of gas resources and resources in Eastern Siberia and the Far East. The Strategy provides forecast gas production and processing; establishes development parameters of gas processing and the oil and gas chemical industry, with the gas industry development parameters taking due account of the plans and expected development of the oil industry; substantiates supply routes; appraises investment, commercial, and budget efficiency; offers mechanisms and specifies conditions for Russia’s entry into new overseas markets.





Alekseyev G.F., Safronov A.F.

Potentialities of the oil and gas complex in the Republic of Sakha (Yakutia)

As of 01.07.2008, 32 gas-oil, oil-gas, oil and gas-condensate, and gas fields have been discovered in the Republic of Sakha (Yakutia). Explored (recoverable) oil reserves are 248.0 million t (MMt) under C1 category and 188.1 MMt under C2 category; explored natural gas reserves are 1,302.7 and 1,208.9 billion cu m (BCM) under C1 and C2 categories, respectively. Total recoverable petroleum resources of the republic come to 2.44 billion t of oil and 0.43 billion t of condensate. Total natural gas resources are 10.27 trillion cu m. A degree of exploration of ultimate potential resources (UPR) of hydrocarbons in the republic is low; it comes to 9.07 % for oil and 12.7 % for gas. Before 2020 reserves additions are expected to reach 695 MMt (C1+C2) of oil and 3,950 BCM of gas (C1+C2).

During the period until 2020 the priority objectives for the development of the oil and gas complex in the republic are to further expand the raw material base of oil and gas production; organize large-scale oil production on the basis of the Talakanskoye, Srednebotuobinskoye, Taas-Yuryakhskoye, and other fields; develop the Chayandinskoye oil and gas-condensate field within the terms specified in the Eastern Gas Program; increase natural gas production and transport capacities at the Srednevilyuiskoye, Srednebotuobinskoye, Srednetyungskoye, and other gas condensate fields to ensure sustainable gas supply to the republic; create crude oil refining and natural gas processing facilities in the republic in order both to meet domestic demands and export oil and gas products outside the republic.

The construction of the Eastern Siberia–Pacific Ocean oil-trunk pipeline and decision on the construction of the main gas pipeline from the Chayandinskoye field call for the expansion of the raw material base of oil and gas production in the territory of the republic. The need to intensify oil and gas exploration first of all of territories adjoining the routes of these pipelines becomes quite obvious taking into account the above mentioned very low degree of UPR exploration.





Kontorovich A.E., Churashev V.N.

Potentialities of the Russian coal industry

The share of coal in the world’s fuel and energy balance is steadily growing. This is promoted by the fact that the coal industry possesses proved coal reserves for nearly 150 years while difficulties exist in ensuring additions to hydrocarbon resources. The International Energy Agency forecasts world coal consumption will increase by 1.5 % per year on average over the 2007 to 2025 period.

After the severe crisis of the 1990s that entailed a twofold reduction in coal production, the coal industry of Russia is now showing continuous growth at an average annual rate of 3.5 %. This has allowed Russia to rank fifth among the world’s producers in coal output and third in coal export. However, Russia has so far failed to reach the 1990 output level. Unfortunately, the increase in the coal share in the national fuel and energy balance provided for by the Energy Strategy has not been realized because of the sluggishness in power systems and unreasonably low internal gas prices. Russia ignores new state-of-the-art trends in the global power industry, as has more than once been the case in recent decades, and it is late in making and implementing the most important strategic decisions.

A long-term federal target program is needed for a consistent and balanced approach to the development challenges of the coal industry. The main lines of the development are an increase in coal output on the basis of innovative technologies, upgrading and diversification of the industry’s products, creation of favorable ecological and socioeconomic conditions for people living in coal mining areas.

According to the estimates of the Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences, resource potentialities of the Siberian coal basins are enough to increase coal output there to 350–450 million t per year by 2020 subject to the condition that investment in the development of production capacities, technologies and infrastructure will be sustainable.



Gritsko G.I.

Problems of scientific support to the accelerated coal industry development

Russia has huge hydrocarbon resources, particularly gas. However, if exploration is not profoundly expanded, a period of deficiency of oil and gas resources may soon cause a shortfall in their production.

It is known that the share of coal in the world fuel and energy balance and that in the most developed countries is substantially larger than in electric and thermal energy generation and use in Russia.

Coal is a virtually inexhaustible, affordable, and cost-effective energy resource, which, due to new coal technologies, may be converted without waste and meet competition.

Common chemical and genetic bases of oil, gas, and coal allow the production of similar final products from them. This provides the possibility to prolong the established forms of oil and gas civilization through replacement of oil and gas with coal in energotechnological processes.

Coal emerges in a new scientific and technological form due state-of-the-art coal chemical technologies revealing its huge, all-round, and unconventional, but not fully used potential. Information is available that production and use of nano coal may fundamentally improve the effectiveness of the power industry based on fossil fuel processing.

Russia’s fuel and energy balance is seriously shifted toward the gas monopoly. The “gas pause” is lasting longer than expected. Despite the RF Government’s resolution issued in 2006 on the adjustment of the energy strategy to increase the use and production of coal and extension of the strategic period up to 2030, the share of coal has not actually increased.

Most of Russian coal resources and reserves are concentrated in the Siberian and Far Eastern federal districts. Its projected production strongly depends on growth rates of energy consumption and GDP, energy efficiency and energy saving levels. Coal may cushion the shortage of oil and gas by releasing hydrocarbon resources to fulfill the country’s geopolitical commitments.

Performance of the coal industry has improved substantially since its restructuring in the 1990s; government subsidies ceased; however, a great many problems have aggravated particularly in the field of accident prevention and safety. The recently built super modern mines are small-scale. Mine geology has practically ceased to exist. Projects of clean coal-water fuel production, underground (in situ) coal gasification, steep seam mining, and coal machine building have been lost. Besides, challenges have emerged that need to be addressed urgently; they are the problems of the shortage of coking coal particularly of valuable grades; advanced coal conversion; coalbed and coal mine methane production and conversion; recovery of precious and rare metals from coal; and sapropelite, boghead, and oil shale mining.

The above problems require, first of all, the development of geological and geophysical investigations at the advanced scientific level.

Global trends suggest the need for the development of a complex of fossil sources for energy and energotechnological purposes. Science and innovation support to increase efficiency and safety and improve the diversification of the coal industry is a very important avenue for the transition from raw-material to high-technology economy.



Gert A.A., Suprunchik N.A., Nemova O.G., Volkova K.N.

The economic evaluation of the effectiveness of managerial decisions based on the valuation of oil and gas fields and subsoil blocks

The valuation of oil and gas fields and subsoil blocks plays an important role in the system of public and corporate management of subsoil resources.

Properties being valued are subsoil blocks, fields, and accumulations comprising oil and gas reserves and resources. The properties are appraised by an integrated study aimed at substantiating the geological, technology, environmental, economic, and other parameters characterizing the process of their exploration and development. The methods commonly used for this purpose are the income approach and discounted cash flow analysis. The quantitative index of the valuation is the net present value (NPV), which may be attained from the development of the property being appraised.

The basic principles of the valuation are accounting for the major characteristics of the subject property affecting the costs and results of its development, for the exploration maturity of the property and development stage of the property corresponding to it; and for the impact of the initial data uncertainty and risks, as well as the use of hardware and software ensuring the promptness and reliability of prediction estimates.

The appraisal process includes: predicting indices of the preparation process of commercial reserves and performance parameters of oil and gas production; substantiating capital and running costs associated with oil and gas reserves preparation, production and transportation, field abandonment, and land reclamation; valuating the properties (NPV) being appraised; probabilistic characterization of the valuation, and determining risk factors.

The Strategy software system developed to conduct the valuation enables to predict technical economic indicators of exploration and development of oil and gas subsoil blocks of various sizes and explored to various degrees, including using the probabilistic methods.

The valuation results are an economic basis to substantiate decisions in the sphere of oil and gas field exploration and development made at different levels of management. The valuation is used at the state level to determine the initial amount of one-time subsoil use payment when preparing auction conditions; justify the effectiveness of state budget expenditures on exploration; develop a differentiated system of mining taxation; make a case for the economic efficiency of target programs and complex investment projects for the development of mineral resource bases of regions; rank oil and gas reserves and resources by their economic efficiency, etc.

Oil and gas companies use the results of the valuation to decide on the acquisition of subsoil use licenses; substantiate the economic efficiency of investment in exploration and select the most effective lines of exploration; shape the development strategy for the mining sector, as well as complete other tasks.





Krasnov O.S.

Theory and practice of reappraising categories of oil and gas reserves of fields of the unallocated subsoil fund according to a new Classification

The new Classification of oil and combustible gas reserves and expected resources becomes effective since January 1, 2009.

The Classification has been developed based on the United Nations Framework Classification and preserves the continuity of the effective Provisional Classification of reserves of fields, prospective, and expected resources of oil and combustible gases.

The main feature of the new Classification is grouping of reserves by their commercial importance and economic efficiency, namely, into economic and sub-economic reserves.

Recoverable reserves of economic fields are determined based on process and economic calculations. They are subdivided by the degree of geologic certainty and commercial development into four reserve categories: A (reasonably assured), B (identified), C1 (estimated), and C2 (inferred).

Only reserves in place are calculated and recorded for fields and accumulations with sub-economic reserves.

Reserves are grouped by economic efficiency and commercial importance on the basis of the cost-benefit analysis of their development by the discounted cash flow method.

The net present value (NPV) is accepted as the main economic criterion for grouping reserves by their economic efficiency.

As of 01.01.2008, the unallocated subsoil fund comprised 443 oil fields and 241 gas fields. The bringing into commercial production of these fields is a great reserve for increasing oil and gas production in Russia.

Despite the fact that most of these fields are small and very small, their total recoverable reserves reach 1.7 billion t of oil and 12.6 trillion cu m of gas.

Recently, categories of oil and gas reserves of the largest 105 fields of the unallocated subsoil fund with recoverable reserves of over 500,000 t of oil and 500 million cu m of gas have been reappraised according to the new Classification.

As a result of the technical and economic assessment, 74 fields have been categorized as commercial and 31 fields as non-commercial.

The areas of reserve estimation have been delineated and reserves of the commercial fields have been reappraised by B, C1, and C2 categories taking into account their geological certainty and degree of commercial development.



Saneyev B.G., Platonov L.A., Maisyuk E.P., Izhbuldin A.K.

Gas processing and petrochemical complexes in the east of Russia: prerequisites for the development

Russia being the world leader in natural gas reserves (35–38 %) and production (21 %) has small gas processing capacities. Traditionally, base hydrocarbons for obtaining main gas chemical products are refined products while the chemical industry in developed gas producing countries has switched to more streamlined and environmentally friendly production of products from light hydrocarbons since the 1970s–1980s. World experience shows that it is effective to process natural gas with no less than 3 % ethane content.

The vast majority of hydrocarbon fields in Eastern Siberia and the Far East contain from 4 to 6 % of ethane and many of them have commercial helium contents.

Ethane, propane and butane reserves of these fields may become a basis for the development of gas processing and gas chemical production to produce high value added products in the region.

A state-of-the-art approach taking into account a higher technology level of the industry as compared with the 60s–70s of the last century should be applied to the development of natural gas fields in the east of Russia.

Presently, a considerable amount of petrochemicals is imported to Russia. This is caused by both the growth in demand for chemical products and insufficient volume and range of production of the Russian chemical sector. Furthermore, one may observe technological backwardness of domestic industries, high consumption of fixed capital, nearly maximum utilization of capacities (80–90%), and long period of their operation reaching 20–30 years and more.

In the nearest future, suppliers from the Persian Gulf countries (Saudi Arabia, Qatar, and Oman) may become principal competitors of Russian producers of plastics, ammonia, methanol, and other chemicals. The construction of large-scale production facilities and low prices of hydrocarbons, mainly gas, in these countries will inevitably lead to a fall in prices on the world chemical market.

The emerging situation calls for the creation of a powerful gas processing and gas chemical industry in the east of the country as soon as possible. Such complexes may be constructed in Krasnoyarsk Krai, Irkutsk Oblast, the Republic of Sakha (Yakutia) or Amur Oblast, Khabarovsk Krai, and Sakhalin Oblast.

Favorable prerequisites for the creation of the complexes are: the availability of developed infrastructure and trained personnel; considerable natural gas reserves of fields in Eastern Siberia and the Far East; the creation of added value as GDP growth potential; the increase in labor productivity and the economic development; and handling of social problems in eastern regions (creation of new jobs, improvement of living standards, and increase in tax proceeds to budgets of all levels).

Irkutsk Oblast with the already existing powerful petrochemical complex and the Kovyktinskoye gas condensate field, the largest in Eastern Siberia and the Far East, located in it is one of such regions. Estimates of the economic efficiency of a gas chemical complex as applied to the Angarsk area show high production efficiency and the possibility of attracting foreign companies to its realization.

Thus the creation of the large-scale gas chemical industry in Russia and particularly in its east meets Russia’s top-priority goals and may become a strong incentive for the development of its economy. Russia is interested in a rapid progress in this field more than other countries. The prerequisites existing just there are favorable for entering the high technology market in the near future. The development of the gas chemical industry will require the elaboration and adoption of statutory regulations and federal laws on Complex Fields and on Helium. In order to attract foreign companies to the creation of gas chemical complexes, the state should ensure reliable legal protection of their interests.



Korzhubayev A.G., Suslov V.I.

The development strategy for oil, oil products and gas transport infrastructure in Russia

Serious changes in the global order taking place in the context of the current global economic crisis are expected to enhance the role of countries with real economies and provided with primary resources such as Russia, China, India, Brazil, Canada, Australia, and others in the global financial and economic systems. The structure of reserve currencies and financial instruments will also change and relative prices for primary and energy resources will grow in the long-term outlook. The course to diversify domestic and export supplies and gain direct access to the largest solvent oil and gas consumers now realized in the Russian oil and gas complex is in full compliance with long-term economic processes. Export projects for the Atlantic region may be delayed for one or two years while Pacific projects should be implemented at priority rates.

As a result of changes in the geography of oil and gas production in the country and diversification of deliveries, pipeline transport may become and is becoming a factor that structurally hinders the oil and gas complex development. In this connection it is necessary to create a development strategy for the pipeline transport in Russia accounting for the regional aspects of oil and gas production, Russian and international trends in energy consumption, and national geopolitical and economic interests.

The main goals of the development of the oil, oil products and gas transport infrastructure are to ensure sustainable supply of hydrocarbons and their products to meet the needs of the national economy and population and to support and strengthen the geopolitical and economic interests of Russia in the world.

The strategic objectives of the development of the transport infrastructure of the oil and gas complex are: to provide conditions for the development of new oil and gas producing regions in the country, first of all in Eastern Siberia, the Far East, and northeastern region; to develop new domestic and export flows of oil and gas to the existing and promising industrial centers in Eastern Siberia and the Far East and to Asia-Pacific countries; to expand oil, oil products and gas transit via the Russian territory bypassing customs territories of adjoining states; to ensure the balance between required oil, oil products and gas transportation volumes and throughput capacity of the transportation system that should provide for a throughput capacity reserve of the system in each time period to account for market demand; to ensure the sustainable development of the petroleum, petroleum refining, petrochemical, and gas industries, including the timed development of oil, gas and product pipeline systems, as well as an infrastructure for complex hydrocarbon processing coordinated as regards their volumes.

Based on the geostrategic interests of the country and global processes in the system of energy resource production and use, the main lines of the development of oil transportation systems are: (1) North Atlantic, (2) Southwestern, and (3) Pacific routes.





Robinson B.V.

The Eastern Siberia – Pacific Ocean oil pipeline: a balanced and realistic approach

The construction of the Eastern Siberia–Pacific Ocean oil pipeline system from Taishet to Skovorodino and further up to Kozmino Bay near Nakhodka will allow achieving one of the most important goals: to diversify export flows of Russian hydrocarbons and build an energy corridor between Europe and Asia. The construction of this oil trunk pipeline will give a strong incentive for the intensive development of natural resources in Eastern Siberia and the Far East, and it will improve investment prospects of the regions.

The idea of Siberian oil export eastward is not new. It was suggested by academicians A.A. Trofimuk and N.V. Chersky as far as the 70s of the XX century. The idea recurred only a quarter of a century later during the epoch of market reforms. On December 31, 2004, President of Russia V.V. Putin ordered to start designing and construction of the Eastern Siberia–Pacific Ocean oil pipeline. During the project discussion, the most balanced and realistic approach was suggested by A.E. Kontorovich, member of the Russian Academy of Sciences, acknowledged leader in domestic petroleum geology, and one of the main inspirers of hydrocarbon resources development within the Siberian craton.

The 1,105 km pipeline section from the Talakanskoye field to Taishet was commissioned in early October of 2008. Thus the forecasts and dreams of Siberian scientists, academicians A.A. Trofimuk, N.V. Chersky, A.E. Kontorovich, and V.S. Surkov, are becoming true. East Siberian oil will serve Russia in the nearest future.





Minerals Market

Eder L.V.

Europe – a traditional market for Russian oil

Europe is a traditional marketing outlet for Russian oil. In 2007, Russia exported about 253 million t (MMt) of crude oil, including nearly 200 MMt to Europe. Of 107 MMt of oil products exported by Russia, 86 MMt are supplied to Europe. Most of the exported oil was transported by the tanker fleet through Black Sea terminals in Novorossiysk, Odessa, and Tuapse and Baltic Sea terminals in Primorsk and Butinger, as well as via the Druzhba oil pipeline to Germany, Poland, Czechia, Slovakia, Hungary, Serbia, Montenegro, Croatia, Slovenia, and Macedonia



According to the forecast data of petroleum departments in Norway, Great Britain and Denmark, oil production in Europe will fall from 237 MMt in 2007 to 206 MMt in 2010 and 115 MMt in 2020.

Oil and oil products consumption in Europe, according to the forecast of the Institute of Petroleum-Gas Geology and Geophysics (INGG), the Siberian Branch of the RAS, will increase to 706 MMt by 2010 and to 788 MMt by 2020. Based on the oil production and consumption forecast for Europe up to 2020, imports will amount to 777 MMt in 2010 and 801 MMt in 2020 in the optimistic case and to 589 and 592 MMt in 2010 and 2020, respectively, in the pessimistic case.

In view of the forecast Russian crude oil production and export to Atlantic and Pacific regions and crude oil production and consumption in Europe, Russia’s share of the European crude oil and oil products market will stabilize at 29–30 % by 2020 and reach 270 MMt per year. The portion of high grade diesel fuel in the structure of oil products deliveries will increase and that of fuel oil decrease. After 2020, however, crude oil deliveries from Russia to Europe may drop. The probability of the drop in crude oil deliveries to Europe caused by changes in the geography of oil production and growth of demand for oil products in Russia was for the first time formulated by academician A.E. Kontorovich. Subsequently, these suppositions were scientifically proved within the framework of the researches conducted by A.E. Kontorovich and his scientific school, and they are now confirmed by actual business entities.




Поделитесь с Вашими друзьями:


База данных защищена авторским правом ©ekollog.ru 2017
обратиться к администрации

войти | регистрация
    Главная страница


загрузить материал