8-900-374-94-44
Работающая в Нижнем Новгороде Промышленная группа «Самотлор-НН» продолжает развивать проект производства собственной модификации LADA Largus, которая силами специалистов компании превращенная в грузопассажирский автомобиль – самый настоящий «каблучок». Около года назад мы уже рассказывали о появлении первой модификации такого автомобиля – скорой медицинской помощи класса «А». Теперь машина подверглась ряду улучшений, среди которых обращает на себя внимание применение увеличенных по высоте сворок задней торцевой распашной двери.
Напомним, что от классической LADA Largus выпускаемая «Самотлор-НН» машина отличается модифицированной задней частью кузова: его задний свес, а главное, высота значительно увеличены. Такое решение позволяет перевозить более объемные грузы или оборудовать более удобный салон автомобиля специального назначения. Как и у европейских «каблучков», сиденья второго ряда сделаны складными, что при необходимости делает возможным получить дополнительное грузовое пространство.
Задняя увеличенная по габаритам часть кузова изготовлена из стеклопластиковых панелей на металлическом каркасе с шумоизоляцией стенок, дверей и потолка. Внутренняя отделка салона – формованный АБС-пластик с тканевой оклейкой. Сохранена возможность монтажа двух сидений третьего ряда.
Читайте также:
02.02.2016 в 07:48
16.01.2020 в 05:00
09.11.2013 в 15:24
18.02.2021 в 05:00
18.04.2017 в 09:30
14.05.2018 в 05:00
20.01.2016 в 08:57
08.04.2016 в 07:00
15.02.2021 в 05:0018.07.2019 в 09:25
Промышленная группа «Самотлор-НН» на выставке «Здравоохранение-2015», прошедшей в «Экспоцентре» представила четыре новых автомобиля для службы Скорой помощи: автомобиль медслужбы, автомобиль класса «А» и автомобиль класса «В».
Два автомобиля выполнены на базе цельнометаллического фургона (ЦМФ) «ГАЗель NEXT» (класс «В», класс «С»), два других на базе «Лада Ларгус» («Медслужба», класс «А»).
В автобусе «ГАЗель NEXT» для перевозки людей с ограниченными возможностями установлен электроподъемник с пультом управления для подъема инвалидной коляски. Устройство расположено в проеме задних дверей. Пассажировместимость автобуса – 10 человек, в том числе одно место для крепления инвалидной коляски. Все сиденья оборудованы трехточечными ремнями безопасности. Для поддержания комфортной температуры в салоне автомобиль оборудован кондиционером и дополнительным отопителем. Специальная электронная система препятствует старту движения, если электроподъёмник не установлен в транспортное положение, а двери машины не закрыты.
Автомобиль «скорой медицинской помощи» класса «B» создан в соответствии с требованиями медицинских учреждений и станций «скорой помощи». Комплектация машины обеспечивает максимальное удобство персонала при транспортировке пациентов и подготовке к выездам.
Стены и потолок салона отделаны формованным легкомоющимся пластиком белого цвета с гладкой поверхностью, не впитывающим запахи и устойчивым к воздействию лекарственных препаратов и моюще-дезинфицирующих средств, пол изготовлен по бесшовной наливной технологии. Специальные перемещаемые панели обеспечивают широкие возможности по креплению медицинского оборудования. Кондиционер и дополнительный отопитель позволяют поддерживать комфортную температуру в любое время года. Автомобиль оборудован светодиодным отопителем и двумя блоками наружного освещения, дополнительными светильниками инфузионного блока, электрическими розетками на 12 и 220 В, трубопроводом медицинских газов, тремя поворотными сиденьями с трехточечными ремнями безопасности, умывальником с электронасосом подачи воды, а также большим количеством шкафов и креплениями для размещения медицинского оборудования.
Для создания автомобилей класса «А» конструкторам ПГ «Самотлор-НН» пришлось внести изменения в конструкцию кузова «Лады Ларгус».
Автомобиль стал длиннее и выше. Автомобиль, по словам производителя, имеет патентную новизну, что заставило оформить на машину авторские права.
Грузопассажирскую модификацию LADA Largus в собственной версии «каблук» начала производить промышленная группа «Самотлор-НН» на заводе спецавтомобилей в Нижнем Новгороде.
От стандартного минивэна LADA Largus новинка отличается оригинальным кузовом повышенной вместимости (стеклопластиковая надстройка на металлическом каркасе) и габаритными размерами: задний свес увеличен на 370 мм; высота составляет 1950-2030 мм в зависимости от варианта исполнения.
Кузов «каблука» пятидверный: две двери кабины, две боковые распашные двери грузопассажирского салона и одна двустворчатая распашная дверь сзади. При этом проем задней двери и ее створки сделаны на всю высоту кузова, что облегчает погрузку/выгрузку объемных вещей и грузов.
В грузопассажирском отсеке выполнена термо- и шумоизоляция стен, дверей и потолка.
Внутренняя отделка — формованный АБС-пластик, оклеенный тканью. Кузов и двери имеют остекление. В окна боковых дверей встроены форточки.
Трехместное сиденье в грузопассажирском отсеке оснащено трехточечными ремнями безопасности. Если его сложить, можно получить дополнительное грузовое пространство. Для крепления груза предусмотрены такелажные петли. Освещение отсека осуществляется светодиодными лентами. Кроме того, над задними распашными дверями установлен дополнительный блок внешнего освещения.
В базовой комплектации автомобиль предлагается пятиместным. При этом сохранена возможность монтажа двух сидений третьего ряда. В крыше имеется вентиляционный люк. Отопитель грузопассажирского салона работает от системы охлаждения двигателя. Возможна установка кондиционера.
Снаряженная масса нижегородского «каблука» в зависимости от комплектации составляет 1260-1530 кг. Технически допустимая максимальная — 1985-2000 кг. Автомобиль оснащается стандартным 102-сильным бензиновым мотором К4М (16 клапанов, впрыск топлива с электронным управлением) и механической 5-ступенчатой коробкой передач.
Кроме грузопассажирской модификации ПГ «Самотлор-НН» производит на базе LADA Largus с таким же кузовом увеличенного объема медицинский автомобиль класса «А» и социальное такси. Их выпуск был освоен ранее.
Сергей ГРИЩЕНКО
ABW.BY
Фото ПГ «Самотлор-НН»
Друзья, мы планируем сделать серию публикаций об отечественных предприятиях, занимающихся изготовлением специальной и специализированной автомобильной техники. Для многих людей их работа незаметна. Однако большинство коммерческих автомобилей, окружающих нас на улице, — это не просто КАМАЗы, ГАЗы или «Форды», а как раз продукция тех компаний-доработчиков, кузовопроизводителей. Начнем с нижегородской компании «Промышленные технологии», в гостях у которой мы побывали только что. Запасайтесь попкорном, будет много текста и много фотографий!
Предприятие, известное сегодня как «Промышленные технологии» (или сокращенно «Промтех»), начинало работу в 1996 году под брендом «Самотлор-НН».
«Волга» ГАЗ-310221, переделанная в грузовой «каблук» с огромным пластиковым колпаком. Задние боковые двери заварены, база удлинена — между дверными проемами вварена вставка длиной в несколько десятков сантиметров (фото Н.Маркова, 2012 г.)
Тогда же, в начале 2000-х, на «Самотлоре» занимались доработкой «чужих» автобусов.
Например, делали новые салоны для «пазиков», впервые в стране монтировали подъемники для инвалидных колясок в городские ЛиАЗы. Потом даже организовали у себя досборку белорусских «низкопольников» МАЗ-103, которые выходили из ворот предприятия не только в обычном городском исполнении, но и в еще диковинной в то время школьной модификации. И, что характерно, ВСЕ эти перечисленные автобусы подвергались на «Самотлоре» рестайлингу! Зачем? Да потому что у руководителя компании, Николая Сандугея, «руки чесались» в самом хорошем смысле этого слова! Просто поставить внутрь новые сиденья было для него слишком банальной и скучной задачей.
Люксовый ПАЗ-32054 с новым оформлением передней панели (заводское фото)
А еще именно на «Самотлоре» развернули первое в стране массовое производство «маршруток» на базе иностранных цельнометаллических фургонов. Первой ласточкой была крупная партия автобусов на базе Ford Transit, построенных по заказу транспортной компании «Автолайн». Те машины даже сертифицированы были под маркой «Автолайн-3236» – соответствующая табличка размещалась на их задних дверях.
«Автолайн-3236» — первая массовая «маршрутка» на базе иностранного фургона в нашей стране (фото Д.Гладкого, 2006 г.)
В конце концов, компания «Самотлор-НН» взялась за создание собственных, полностью оригинальных автобусных кузовов. В период с 2005 по 2008 год были представлены низкопольная трехосная «маршрутка» модели «Столица» на агрегатах Ford Transit, малые автобусы «Московия» и «Керженец» на индийском шасси Tata, среднеразмерная «Перспектива» на самом тяжелом шасси IVECO Daily, автобусы «Кама» на шасси КАМАЗ-4308.
Автобус «Кама» на шасси КАМАЗ-4308 (фото М.
Шелепенкова, 2007 г.)
Дела у «Самотлора» шли в гору, и компания активно наращивала производственные мощности: переделку импортных фургонов в «маршрутки» вывели на филиал в Балахне, а на филиале в Семёнове («СЕМАР») начали масштабную реконструкцию в рамках создания СП с итальянцами по сборке малотоннажников IVECO Daily. Но последний проект, реализация которого началась аккурат накануне кризиса 2008 года, в итоге утянул «самотлоровскую» империю на дно…
Автобусы серии «Перспектива» планировали выпускать на тяжелых шасси IVECO Daily, сборку которых из итальянских машинокомплектов должен был начать филиал в Семёнове (фото Н.Маркова, май 2008)Потеряв большую часть активов, включая оба филиала, компания все же смогла снова встать на ноги под новым брендом «Промышленные технологии». Здесь продолжили делать своими силами значительную часть компонентов для постройки спецавтомобилей: пластиковые детали интерьера и экстерьера, сиденья, мебель для карет скорой помощи и т.д. Некоторое оборудование в распоряжении «Промтеха» не имеет аналогов в СНГ: это, например, вакуум-формовочный станок с почти 5-метровой длиной стола.
Он позволяет всего за 8 минут отформовать из АБС-пластика цельную высокую крышу. При работе на полную мощность – например, при выполнении крупных тендеров – в цехах «Промтеха» могут одновременно находиться на сборке до 33 автомобилей. Но средняя загрузка меньше: в день нашего визита на разных технологических операциях мы заметили порядка дюжины новых машин; еще два десятка – уже готовых – ожидали отправки.
Основной сборочный цех, март 2020 (фото Н.Маркова)
Что это за машины? Значительную часть из них по-прежнему составляет техника марки ГАЗ, в первую очередь – «неотложки», причем не только для внутреннего рынка. Мы застали, например, процесс сборки скорой помощи на базе «Соболя 4х4» для Казахстана. А по соседству с ним доделывали «скорую» на базе Ford Transit.
Почти готовая «скорая» на базе Ford Transit. На заднем плане справа — сборка «скорой» на базе ГАЗели NEXT, слева — социальное такси Lada Largus Kub
Частыми гостями в производственном цехе «Промтеха» стали цельнометаллические фургоны Peugeot Expert и Citroen Jumpy, поступающие сюда с калужского завода «ПСМА Рус».
Для них здесь наладили изготовление оригинальных крыш из АБС-пластика, задних дверей и внутренних панелей. В гамме освоенных модификаций «французов» уже есть различные варианты грузопассажирских комби, грузовые фургоны с высокой крышей, пассажирские версии с числом мест до девяти, мобильный офис. Для медицинских учреждений налажен выпуск «скорых» и социальных такси для перевозки инвалидов.
Благодаря установке высокой пластиковой крыши вместимость этого фургона Peugeot Expert выросла с 6 до 8 кубометров. Обозначение такого автомобиля по ОТТС «Промтеха» — мод. 22430Н
Ключевым же продуктом для компании сейчас стали конверсии универсалов и фургонов Lada Largus, растиражированные уже более чем в тысяче экземпляров. Все их можно условно разделить на три серии, которые различаются глубиной «хирургического вмешательства» в исходную конструкцию. Машины серии Largus Kub подвергаются наиболее серьезным переделкам. От серийного кузова позади центральных стоек у них отрезается вся верхняя часть до уровня окон.
Взамен приваривается высокий каркас из стальных труб, попутно удлиняется задний свес. А затем получившаяся «клетка» обшивается пластиковыми панелями. Сегодня предлагается больше десятка исполнений Largus Kub: «скорая» и универсал повышенной вместимости, комби, автолавка, инкассаторский фургон, катафалк, социальное такси для инвалидов. Разумеется, в гамме появились и машины в чисто грузовом исполнении: простой фургон, почтовый фургон, рефрижератор.
Социальное такси Lada Largus Kub (мод. LRGS0J) для инвалида-колясочника
Более простой вариант доработки тольяттинских универсалов и фургонов – это серия Lada Largus Roof: здесь на штатный кузов устанавливается только новая высокая пластиковая крыша и высокие распашные двери в задней стенке. В таком исполнении сейчас предлагаются грузовые и рефрижераторные фургоны, полицейские и медицинские автомобили и обычный пассажирский универсал. Внутренняя высота у них получается такой же, как у «Кубов», но длина кузова и ширина салона в верхней части меньше.
А потому вместимость тут более скромная: например, если рефрижератор на базе Largus Kub может похвастать грузовым отсеком емкостью 3,5 кубометра, то у Largus Roof с аналогичной «морозилкой» и такой же термоизоляцией вместимость не превышает 3 кубометров.
Медицинский автомобиль Lada Largus Roof (мод. LRGS0M)
Практикуется на «Промтехе» и изготовление спецтехники на основе «Ларгусов» без изменения размеров кузова. Например, нам довелось застать на площадке готовой продукции автомобиль медицинской службы для перевозки больного на носилках, полицейский кинологический автомобиль для перевозки двух розыскных собак и грузовой фургон с холодильной установкой. Для сравнения: величина его грузового отделения – всего 2 кубометра. Но зато при габаритной высоте на уровне 1650 мм такой рефрижератор помещается в стандартный «легковой» гараж и может спокойно съезжать в любые подземные паркинги.
Кинологический автомобиль на базе Lada Largus (мод. LRGS0K)
Все данные ОПЕК, приведенные ниже, взяты из февральского выпуска Ежемесячного отчета ОПЕК о нефтяном рынке.
Данные по тысячам баррелей в день и по январь 2020 года. Ежемесячный отчет ОПЕК по нефтяным маркам
В январе добыча нефти по ОПЕК 14 снизилась на 509 000 баррелей в день. И это было после того, как декабрьская добыча была снижена на 86 000 баррелей в день.
Пару месяцев назад ОПЕК объявила, что Эквадор выходит из картеля.Однако они все же были включены в данные за январь. Понятия не имею, что происходит.
Эквадор, похоже, все еще состоит в ОПЕК, хотя было объявлено, что они уходят в этом месяце.
Иран, похоже, выравнивается на уровне чуть более 2000000 баррелей в день.
Ирак находится на 4.5 миллионов баррелей в сутки. С последнего квартала 2016 года они производили в среднем 4,56 миллиона баррелей в день.
Я считаю, что они производят и продолжают стабильно производить в течение многих лет.
Добыча в Ливии за последние десять дней января или около того составляла всего 200 000 баррелей в сутки, поскольку повстанцы блокировали их главный порт. Блокада длится уже четвертую неделю, поэтому мы можем ожидать дальнейшего падения добычи в Ливии в феврале.
Добыча в Саудовской Аравии выросла на 57 000 баррелей в день в январе, но это произошло после того, как их добыча в декабре была снижена на 86 000 баррелей в день. Сейчас они производят 578 000 баррелей в день ниже своей квоты.
Спад Венесуэлы, похоже, остановился. Они ищут международной помощи для увеличения производства. Их история конфискации иностранного оборудования и выплаты им гроша за доллар мешает этим усилиям.Но Россия может помочь, поскольку они играют по другим правилам.
Ирак наконец выполнил свою квоту. Ангола желает, чтобы они могли с этим справиться. Ливия, Иран и Венесуэла освобождены от квот.
ОПЕК 14 Среднегодовое значение. Цифра 2020 года рассчитана только на один месяц. Если это так, они будут ниже среднего годового показателя 2004 года.
Их график мировых поставок нефти — это общее количество жидкостей. Это не похоже на приведенную ниже таблицу C + C.Однако пик по-прежнему приходится на конец 2018 года.
EIA переработало свой Международный энергетический портал, чтобы упростить навигацию, упростить представление данных и внедрить адаптивный дизайн, как они говорят. Мировые данные EIA по сырой нефти Они показывают данные по каждой добывающей стране, даже самой маленькой. Они не отделяют ОПЕК от стран, не входящих в ОПЕК.
Когда мировая добыча нефти достигнет пика, зависит от того, когда достигнет пика совместная добыча трех крупнейших мировых производителей — США, России и Саудовской Аравии.
Фактически, это может зависеть от того, когда США достигнут пика, потому что добыча сланца, возможно, была основной причиной, по которой мир еще не достиг пика.
Мировая добыча нефти C + C за вычетом средней добычи в США за 12 месяцев достигла пика в августе 2017 года и составила 72 134 000 баррелей в день.
Хорошо, но как выглядит производство World C + C за вычетом всех «большой тройки», США, России и Саудовской Аравии?
В мире без США, России и Саудовской Аравии, средний показатель за 12 месяцев, достиг пика в сентябре 2017 года на уровне 51 222 000 баррелей в день и снизился на 400 000 баррелей в сутки к декабрю 2018 года до сокращения ОПЕК.Очевидно, что ни одна нация, кроме большой тройки, не достигла пика, но в совокупности они достигли своего пика.
Вот производственные данные большой тройки по октябрь 2019 года.
Давайте разберемся со всеми тремя, сначала Россия.
В январе добыча в России выросла на 20 000 баррелей в сутки.
Они заявили, что надеются удержаться на этом уровне до 2023 года. Однако они явно лоббируют снижение налогов на прибыль. Министр энергетики России заявил:
Если текущие производственные тенденции сохранятся и Россия не предпримет никаких мер для дальнейшего стимулирования разведки нефти и разработки новых месторождений, после 2021 года добыча может начать падать и достигнет всего 310 миллионов тонн к 2035 году, то есть добыча нефти в России может Тогда Новак сказал, что к тому времени она упадет на 44 процента.
Почти 60% текущей добычи нефти в России приходится на их стареющие супергиганты в Западной Сибири. От Statista.
Но как России удалось удержать свои старые месторождения в Западной Сибири от истощения? Намек нам дал этот российский аналитик еще в 2009 году. Алекс Бурганский: Нефтегазовая промышленность России удивляет аналитиков
В России много проектов, как новых, так и существующих. Россия — очень зрелый производитель.
Если исключить все буровые работы, происходящие каждый год, то органический спад добычи в России приближается к 19%. Чтобы компенсировать этот органический спад, Россия ежегодно бурит от 5000 до 6000 скважин.
Многие из этих скважин, возможно, большинство, они называют «существующими проектами на заброшенных месторождениях». Это уплотняющее бурение горизонтальными скважинами на их старых западносибирских гигантах. Они находятся в упадке, но бурение с уплотнением резко замедлило их темп.
Фактически: Россия заставляет свои нефтяные запасы работать больше, поскольку добыча падает
Такие технологические решения, как увеличение доли горизонтального бурения, многостадийного гидроразрыва пласта и бурения скважин, позволили «Роснефти», ведущему производителю нефти в России, замедлить спад на Самотлоре до 1 процента в прошлом году. Месторождение восходит к 1965 году и является одним из крупнейших в мире.
В приведенной выше статье прошлый год был 2018 годом.
Они снизили скорость падения своего очень старого супергиганта до 1% в год.Конечно, скорость истощения нисколько не снизилась.
Внизу: Россия до января 2020 года и прогноз до декабря 2021 года
Общее количество жидких углеводородов в России согласно краткосрочному прогнозу EIA в области энергетики. Россия уже почти сказала, что достигла своего пика, и, похоже, EIA соглашается.
Я не буду останавливаться на спаде в США, потому что мы освещаем это почти каждый день здесь, на Peak Oil Barrel. Но большинство из нас согласны с тем, что пик вполне может быть в этом году или самое позднее через два-три года.В любом случае, похоже, резкий рост добычи нефти в США ушел в прошлое. В ближайшие несколько лет, скорее всего, в лучшем случае произойдет выход на плато, а в ближайшее время — почти наверняка.
Затем есть Саудовская Аравия. Я разместил график добычи в Саудовской Аравии вверху и не буду размещать его здесь повторно. Тем не менее, я отмечу несколько очень очевидных вещей, касающихся Саудовской Аравии, и особенно самого большого из когда-либо обнаруженных месторождений — Гавара.
от Bloomberg в апреле 2019 года: крупнейшее нефтяное месторождение Саудовской Аравии исчезает быстрее, чем кто-либо предполагал
Когда Saudi Aramco в понедельник опубликовала свои первые данные о прибыли с момента национализации почти 40 лет назад, она также приоткрыла завесу секретности вокруг своих мегапромысловых месторождений.Проспект облигаций компании показал, что Ghawar может перекачивать максимум 3,8 миллиона баррелей в день — намного ниже более 5 миллионов, которые стали общепринятыми на рынке.
Юан Мирнс опубликовал в The Oil Drum: Europe в апреле 2007 года следующий график и данные.
Обратите внимание, где линия на 2019 год анализирует высокий прогноз Юана на уровне 3,8 миллиона баррелей в день. Да, у него был более пессимистичный базовый вариант.
2002 год был последним годом, когда в Саудовской Аравии были получены какие-либо данные о запасах. Юан взял эти цифры и спрогнозировал их на 2006 год.
Как они будут выглядеть в 2020 году? Примечание. Эти данные были опубликованы не ARAMCO, а Обществом инженеров-нефтяников. Очевидно, они получили свои данные от инженеров, которые работали в ARAMCO до полного отключения данных. У меня нет доступа к этим данным, но, судя по всему, Юан имел.
Я убежден, что все недавнее снижение добычи в Саудовской Аравии не является преднамеренным сокращением.Некоторые могут быть, но определенно не все. У них была причина для проведения IPO ARAMCO.
Что подразумевается под термином «скорость естественной убыли»?
I и другие использовали термин «естественная убыль показатель». Что такое «естественная скорость убыли»? А также что имела в виду ARAMCO, когда они использовали этот термин?
Без «обслуживания»
потенциальное »бурение для восполнения
для добычи, саудовская нефть
На месторождениях будет естественная убыль гипотетических 8%. Как сообщает Saudi Aramco
обширная программа бурения с
бюджета, исчисляемого миллиардами долларов, это снижение снижается до цифры, близкой к 2%.
Для начала, это зависит от размера поля и того, как долго это поле находилось в производство. Очень маленькое месторождение достигнет пика добычи и начнет снижаться почти сразу же. Даже гигантское месторождение, такое как Прудхо-Бэй или Кантрелл, начнется. снизиться в течение нескольких лет после достижения пика. Но сверхгигантское поле может производить за десятилетия, прежде чем производство начнет снижаться. Однако, как только поле начинается чтобы снизиться, , то скорость снижения должна соответствовать скорости истощения.Что будет естественной скоростью убыли.
Но если страна замечает после многих лет стабильной добычи, что их сверхгигантские месторождения начали сокращаться, это, скорее всего, произойдет из-за того, что уровень грунтовых вод поднимается до более высокого уровня на их вертикальных скважинах. Эта страна могла бы противостоять этой проблеме, перекрыв свои вертикальные скважины и пробурив новые горизонтальные скважины, которые ведут только из самого верха резервуара.
Тогда они могли бы резко снизить скорость снижения.Но это ни черта не помогло бы их скорости истощения.
Если скорость истощения намного превышает скорость снижения, то то, что должно произойти, — не теория, это суровый математический факт. Скорость снижения должна в какой-то момент резко возрасти. Скорость падения будет очень похожа на утес Сенеки.
Примечание. Падение скалы Сенека наблюдается по месторождениям, а не по странам. Крайне маловероятно, что какая-либо очень крупная страна-производитель испытает спад по типу скалы Сенека.
То, что сейчас происходит в Айн-Даре, Шедгуме и Усмании, можно точно назвать Утесом Сенека. А поскольку «Русия» снизила скорость падения Самотлора до 1% за счет взбивания верхней части водохранилища, мы можем ожидать там скалы Сенека в ближайшем будущем, если это еще не началось.
Саудовская Аравия, вероятно, уже находится в состоянии спада, Россия, вероятно, находится на пиковом плато, США — очень близко к пику, а остальной мир, в совокупности, находится в постпиковом состоянии.
Находится ли мир на пике добычи нефти или близок к нему? Или могут США и дальше увеличивать производство настолько, чтобы преодолеть спад в остальном мире? Что бы вы сделали в заключение?
ВЫПИСКА: Что это за документы? Откуда они? У меня есть электронная переписка между руководителями «Сахалин Энерджи» с 2002 года. Эти письма я получил от Джона Донована, владельца веб-сайта против Shell www.royaldutchshellplc.com . Я получил их 19 октября и отправил в «Сахалин Энерджи» с просьбой дать официальный ответ. Но пока я не получил никакого ответа.Я предполагаю, что они в шоке.
Как вы могли доказать подлинность этих документов? Они кажутся подлинными, и у нас есть специальные службы, работающие, чтобы доказать это. Как только они будут проверены, у нас будет достаточно доказательств, чтобы подать на «Сахалин Энерджи» в суд.
Если мы выиграем, консорциум «Сахалин-2» должен выплатить компенсацию за весь экологический ущерб, который составит более 10 миллиардов долларов, а также компенсацию государству за потерю доходов, вызванную дополнительными задержками.
СТАТЬЯ
Олег Митволь, откровенный заместитель главы Росприроднадзора в России, сообщил Argus, что у него есть доказательства того, что руководство Shell покрыло экологический ущерб на «Сахалине-2», и планирует привлечь к ответственности.
Компания «Сахалин Энерджи», оператор проекта «Сахалин-2», возглавляемого Shell, заявляет, что она сняла все критические замечания Росприроднадзора в отношении окружающей среды и что оснований для отзыва разрешений нет. Вы согласны? «Сахалин Энерджи» согласилась с тем, что все наши жалобы законны, но они касались только проблем в Макаровском районе, где строительство трубопровода приостановлено.Чтобы ответить на все наши критические замечания, им нужно будет очистить залив Анива на южной оконечности острова, который был разрушен «Сахалин Энерджи», завести туда рыбу и посадить новые деревья.
Как вы думаете, для них это будет возможно? Нет, я не верю, что это возможно.
Можно ли найти компромисс? Согласно соглашению о разделе продукции по проекту «Сахалин-2» (СРП) все разногласия между инвестором и государством должны разрешаться в Стокгольме. Единственный способ найти хоть какой-то компромисс — это международный арбитраж в Стокгольме.
Кто подаст в суд на «Сахалин Энерджи»? Я возьму их. У меня есть документы, подтверждающие, что руководство «Сахалин Энерджи» знало о нарушении компанией технических стандартов, но продолжало пытаться уложиться в сроки проекта и отказывалось останавливать работы. Я уверен, что выиграю свое дело в Стокгольме.
Какие это документы? Откуда они? У меня есть переписка по электронной почте между руководителями «Сахалин Энерджи» с 2002 года. Эти письма я получил от Джона Донована, владельца веб-сайта анти-Shell www.royaldutchshellplc.com. Я получил их 19 октября и отправил в «Сахалин Энерджи» с просьбой дать официальный ответ.
Но пока я не получил никакого ответа. Я предполагаю, что они в шоке.
Как вы могли доказать подлинность этих документов? Они кажутся подлинными, и у нас есть специальные службы, работающие, чтобы доказать это. Как только они будут проверены, у нас будет достаточно доказательств, чтобы подать на «Сахалин Энерджи» в суд. Если мы выиграем, консорциум «Сахалин-2» должен выплатить компенсацию за весь экологический ущерб, который составит более 10 миллиардов долларов, а также компенсацию государству за потерю доходов, вызванную дополнительными задержками.
Откуда у вас цифра в 10 миллиардов долларов? Этот показатель рассчитывала группа экспертов, в том числе Росприроднадзор. Это приблизительная цифра. В ноябре мы создадим специальную комиссию, в которую войдут российские и международные эксперты, для оценки стоимости ущерба.
Считаете ли вы, что экологическое разрешение на проект «Сахалин-2» будет отменено? Я не знаю. «Сахалин Энерджи» имеет сильное лобби в правительстве.
Тот факт, что Ростехнадзор [технический надзорный орган России] не хочет подписывать документ об отзыве экологического разрешения, поддерживает эту точку зрения.
Росприроднадзор усилил расследования в отношении нефтяных компаний в России. Почему это происходит? В конце сентября министр природных ресурсов Юрий Трутнев встретился с президентом Владимиром Путиным. Они пришли к выводу, что многие нефтяные компании не разработали все месторождения, на которые у них есть лицензии, а это означает, что государство получает меньше налоговых поступлений. Многие компании делают все возможное, чтобы получить как можно больше новых лицензий для увеличения своей капитализации, даже не задумываясь о их развитии.Компаниям очень легко убедить чиновников продлить эти лицензии. Мы думаем, что это нужно прекратить.
Почему вы начали с Лукойла? Был ли аудит приурочен к ежегодной презентации компании в Нью-Йорке 18 октября? Иван Блоков из Гринпис сообщил нам, что «Лукойл» и ТНК-ВР совершили самые серьезные экологические нарушения в России — первые на своих месторождениях в автономной республике Коми, а вторые — на Самотлоре в Западной Сибири.
Связи между сроками нашей проверки и презентацией Лукойла в Нью-Йорке не было.
Блоков говорит, что ТНК-ВР вложила большие деньги в решение проблем Самотлора. Я надеюсь, что это правда. Мы хотим побудить нефтяные компании заботиться о природе.
Как Росприроднадзор может это сделать? Мы должны убедиться, что компании развивают свои проекты в соответствии с их лицензионными соглашениями и не наносят ущерба окружающей среде. Если мы обнаружим нарушения, мы рекомендуем лицензионной комиссии, возглавляемой Роснедрой [российское агентство по недропользованию], отозвать лицензию этой фирмы.
Не могли бы вы привести примеры отзыва лицензий? В прошлом году было отозвано около 80 лицензий.
А что последовало за жалобами Росприроднадзора? Да.
Росприроднадзор попросил Роснедра отозвать у Роснефти лицензии на Сахалине. Собираетесь ли вы проводить больше аудита месторождений «Роснефти»? Да. Я не хочу сейчас называть поля. Но я уверен, что все нефтяные компании пройдут аудит в ближайшие два года.
http://www.argus-eyes.com/marketing/resources/update.htm # c
Argus Media — ведущий поставщик оценок цен, бизнес-аналитики и рыночных данных по мировой нефти, газу, электроэнергии, углю, выбросам и транспорту. Лица, принимающие решения по всему миру, полагаются на независимый обзор рынка и анализ, предоставленный 150 сотрудниками Argus. Компания Argus, специализирующаяся на обнаружении цен на непрозрачных внебиржевых энергетических рынках, должна иметь последовательную методологию отчетности. Сотрудники Argus соблюдают строгую этическую политику.Компания Argus была основана в 1970 году как компания Europ-Oil прайс и принадлежит семье ее основателя и ее сотрудникам.
http://www.argusmediagroup.com/
АКТУАЛЬНЫЕ СТАТЬИ
Argus FSU Energy: Митволь Включает тепло: 19 ноября 2006 г.
Johnson’s Russia List (предоставлено Российским информационным агентством, Интерфакс: ноя 2006 г.
Нравится Загрузка …
royaldutchshellplc.com, а также дочерние некоммерческие веб-сайты royaldutchshellgroup.com, shellenergy.website, shellnazihistory.com, royaldutchshell.website, johndonovan.website, shellnews.net и shell2004.com все принадлежат Джону Доновану. Также есть статья в Википедии.Обзор
Россия — крупнейший в мире производитель сырой нефти (включая арендный конденсат) и второй по величине производитель сухого природного газа. Россия также добывает значительное количество угля.Экономика России сильно зависит от углеводородов, а доходы от нефти и природного газа составляют более трети доходов федерального бюджета.
Россия — крупный производитель и экспортер нефти и природного газа. Экономический рост России обусловлен экспортом энергоносителей с учетом высоких объемов добычи нефти и природного газа. Доходы от нефти и природного газа составили 36% доходов федерального бюджета России в 2016 году [1].
Россия была крупнейшим в мире производителем сырой нефти, включая арендный конденсат, и третьим по величине производителем нефти и других жидкостей (после Саудовской Аравии и США) в 2016 году со средним объемом добычи жидких углеводородов на уровне 11.2 миллиона баррелей в сутки (б / д). Россия была вторым по величине производителем сухого природного газа в 2016 году (вторым после США), производя, по оценкам, 21 триллион кубических футов (трлн фут).
Россия и Европа взаимозависимы в энергетическом отношении. Европа зависит от России как источника поставок как нефти, так и природного газа. Более одной трети импорта сырой нефти в европейские страны Организации экономического сотрудничества и развития (ОЭСР) в 2016 году приходилось на Россию. Более 70% импорта природного газа в эти страны в 2016 году также приходилось на Россию.[2] Россия зависит от Европы как рынка ее нефти и природного газа и доходов от этого экспорта. В 2016 году почти 60% российского экспорта сырой нефти и более 75% российского экспорта природного газа было направлено в страны ОЭСР [3].
Россия была четвертым по величине производителем ядерной энергии в мире в 2016 году и пятой по величине установленной ядерной мощностью. Имея семь строящихся ядерных реакторов, Россия занимает второе место после Китая по количеству строящихся реакторов по состоянию на октябрь 2017 года.[4]
Согласно статистическому обзору BP, в 2016 году Россия потребила 26,74 квадриллиона британских тепловых единиц (БТЕ), большую часть из которых составлял природный газ (52%). На нефть и уголь приходилось 22% и 13% потребления в России соответственно (Рисунок 1) [5].
Карта России
Источник: ЦРУ, World Factbook
Последствия санкций и снижения цен на нефтьСанкции и снижение цен на нефть привели к сокращению иностранных инвестиций в разведку и добычу России, особенно в арктические шельфы и сланцевые проекты они усложнили финансирование проектов.
В ответ на действия и политику правительства России в отношении Украины в 2014 году посредством ряда указов США ввели все более жесткие санкции против России.
[6] Среди прочих мер санкции ограничили доступ российских компаний к рынкам капитала США, в частности, против четырех российских энергетических компаний: Новатэк, Роснефть, [7] Газпром нефть и Транснефть. Санкции также запрещали экспорт в Россию товаров, услуг или технологий для поддержки глубоководных, арктических морских или сланцевых проектов.[8] Европейский Союз ввел аналогичные санкции, хотя в некоторых отношениях они отличаются. [9]
В августе 2017 года США приняли новый закон, кодифицирующий существующие санкции в отношении России. Этот закон также расширил запрет на предоставление технологий для поддержки новых глубоководных, морских арктических или сланцевых проектов, чтобы охватить не только проекты в России, но и проекты в любой точке мира, в которых физическое или юридическое лицо, уже подпадающее под санкции, владеет 33% или больше о проекте.Закон также уполномочивает президента Соединенных Штатов вводить дополнительные санкции в отношении лиц или организаций, оказывающих поддержку трубопроводам для экспорта энергии, но не требует, чтобы президент делал это.
[10]
Практически любое участие западных компаний в морских и сланцевых проектах в Арктике прекратилось после введения санкций. В последние годы правительство России предложило специальные налоговые ставки или налоговые каникулы, чтобы стимулировать инвестиции в труднодоступные для освоения ресурсы, такие как арктические шельфы и пласты с низкой проницаемостью, включая сланцевые пласты.Привлеченные налоговыми льготами и потенциально огромными ресурсами, многие международные компании вступили в партнерские отношения с российскими фирмами для изучения арктических и сланцевых ресурсов. ExxonMobil, Shell, BP и Statoil также подписали соглашения с российскими компаниями на разведку сланцевых ресурсов. ExxonMobil, Eni, Statoil и Китайская национальная нефтяная компания (CNPC) в 2012 и 2013 годах стали партнерами «Роснефти» для изучения арктических месторождений. [11] Несмотря на санкции, объявленные в марте 2014 года, в мае Total согласилась исследовать сланцевые ресурсы в партнерстве с Лукойлом.
Однако Total прекратила свое участие в сентябре 2014 года, поскольку позднее в этом году были объявлены дополнительные санкции.
Морские шельфы и сланцевые ресурсы Арктики вряд ли будут разрабатываться без помощи западных нефтяных компаний. Однако эти санкции мало повлияют на российскую добычу в краткосрочной перспективе, поскольку предполагалось, что добыча из этих ресурсов начнется не раньше, чем через 5-10 лет. Непосредственным эффектом этих санкций стало прекращение крупномасштабных инвестиций, которые западные фирмы планировали вложить в эти ресурсы.
В то время как Соединенные Штаты и Европейский Союз применяли санкции, цены на нефть упали более чем наполовину: со средней цены на нефть марки Brent 109 долларов за баррель (баррель) в первой половине 2014 года до средней цены. менее 50 долларов за баррель в январе. Как санкции, так и падение цен на нефть оказали давление на российскую экономику в целом и затруднили российским энергетическим компаниям финансирование новых проектов, особенно дорогостоящих проектов, таких как глубоководные, арктические шельфы и сланцевые проекты.
Из-за более низких цен на нефть доходы государства от нефтегазовой деятельности резко сократились, а дефицит государственного бюджета вырос. В ответ правительство России реализовало или предложило различные меры по увеличению доходов. Правительство России несколько раз меняло налог на добычу полезных ископаемых и экспортные пошлины на углеводороды за последние пару лет. Самые последние изменения и предложения по предстоящим изменениям, как правило, были в пользу повышения налогов, уплачиваемых нефтяными и газовыми компаниями.
Помимо налогов, правительство России также взимает дивиденды с нефтяных и газовых компаний, в которых государство является акционером. В апреле 2016 года правительство России обязало компании, контролируемые государством, выплатить минимум 50% чистой прибыли за 2015 год в качестве дивидендов, что почти вдвое больше, чем обычно платят компании [12]. Нефтяные компании возражали как против увеличения налогов, так и против увеличения дивидендов, утверждая, что они отвлекают деньги от программ капитальных вложений.
Основываясь на аналогичных аргументах, «Роснефть» договорилась о более низких выплатах дивидендов в 2016 году, но компания планирует выплатить 50% прибыли за 2017 год в виде дивидендов.[13]
В январе 2016 года правительство России объявило о намерении продать часть своих акций в нескольких российских компаниях, включая «Башнефть» и «Роснефть». Башнефть входила в десятку крупнейших производителей нефти в России. В октябре 2016 года федеральное правительство продало «Роснефти» 50,08% контрольного пакета акций «Башнефти» за 5,3 миллиарда долларов. Затем, в декабре 2016 года, правительство России объявило о продаже 19,5% акций «Роснефти» за 11 миллиардов долларов. Доля была разделена поровну между Glencore (торговец сырьевыми товарами) и Катарским инвестиционным управлением (суверенный фонд национального благосостояния Катара).В сентябре 2017 года Glencore и QIA продали 14,16% акций Роснефти компании CEFC China Energy за 9,1 млрд долларов, сохранив 0,5% и 4,7% акций Роснефти соответственно.
Правительство России сохраняет контрольный пакет акций Роснефти.
Еще один способ попытаться увеличить доходы от нефти и природного газа — это попытаться повысить цены. В конце 2016 года Организация стран-экспортеров нефти (ОПЕК), Россия и несколько других нефтедобывающих стран договорились ограничить добычу с января 2016 года по июнь 2016 года, чтобы попытаться стабилизировать рынок нефти.Россия согласилась сократить добычу на 300 000 баррелей в сутки по сравнению с уровнем добычи в октябре 2016 года, постепенно сокращая добычу, чтобы достичь полного сокращения к концу апреля 2017 года. ОПЕК и Россия в целом придерживались согласованных сокращений добычи, а в мае 2017 года , Страны ОПЕК и страны, не входящие в ОПЕК, встретились и договорились продлить сокращение добычи до конца марта 2018 года.
Нефть и другие жидкости Большая часть добычи нефти в России приходится на Западную Сибирь и Урало-Поволжье. Однако добыча в Восточной Сибири, на Дальнем Востоке и в российской Арктике растет.
Доказанные запасы нефти в России на январь 2017 года составляли 80 миллиардов баррелей, согласно Oil and Gas Journal . [14] Большая часть российских запасов расположена в Западной Сибири, между Уральскими горами и Среднесибирским плоскогорьем, а также в Урало-Поволжье, простирающееся до Каспийского моря.
В 2016 году в России было добыто примерно 11,24 миллиона баррелей нефти и других жидкостей в день (из которых 10,55 миллиона баррелей в день приходилось на сырую нефть, включая арендный конденсат), и было потреблено около 3.6 млн баррелей в сутки (рисунок 2). В 2016 году Россия экспортировала более 7 миллионов баррелей в день, в том числе около 5,3 миллиона баррелей в день сырой нефти, а остальное — в продуктах и других жидкостях.
Разведка и добыча Большая часть добычи нефти в России приходится на Западную Сибирь и Урало-Поволжье (Таблица 1) [15], при этом немногим более 12% добычи в 2016 году приходится на Восточную Сибирь и Дальний Восток России (Красноярск).
, Иркутск, Якутия и Сахалин). Однако эта доля выросла с менее чем 5% производства в 2009 году.[16] В более долгосрочной перспективе восточные нефтяные месторождения России, наряду с в значительной степени неиспользованными запасами нефти в российской Арктике, могут сыграть большую роль. Российский сектор Каспийского моря и преимущественно неосвоенные районы Тимано-Печоры на севере России также могут содержать большие запасы углеводородов.
В разработке находится ряд новых проектов. Некоторые из этих новых проектов могут только компенсировать снижение добычи на стареющих месторождениях и не привести к значительному росту добычи в ближайшем будущем. Использование передовых технологий и применение улучшенных методов добычи приводит к увеличению добычи нефти из некоторых существующих нефтяных месторождений.
Таблица 1. Добыча нефти в России по регионам, 2016 РегионТысяч баррелей в сутки Западная Сибирь 6294 Ханты-Мансийск4,830 Ямало-Ненецкий 977 Другая Западная Сибирь 487 Урал-Волга 2498 Восточная Сибирь и Дальний Восток 1338 Красноярск3 9011 Сахалинск Архангельск 328 Республика Коми 284 Каспий 41 Арктический шельф 36 Прочие 57 Всего 10 875 Источник: Управление энергетической информации США на основе исследований Восточного блока.
Урал-Волга
Урал-Волга была крупнейшим добывающим регионом до конца 1970-х годов, когда его уступили Западной Сибири. Сегодня этот регион является вторым по объему производством, на его долю приходится около 23% от общего объема производства в России. Гигантское Ромашкинское месторождение (открыто в 1948 году) — крупнейшее в регионе. Татнефть управляет месторождением, на котором в 2016 году было добыто более 300 000 баррелей в сутки. [17]
Ханты-Мансийск
Ханты-Мансийский район в Западной Сибири является крупнейшим нефтедобывающим регионом России, на его долю приходится около 4 нефтедобывающих регионов.Производство жидкостей составляет 8 млн баррелей в сутки, что составляет почти 45% от общего объема добычи в России в 2016 году [18]. Одним из крупнейших и старейших месторождений в Ханты-Мансийске является Самотлорское месторождение, на котором добыча нефти ведется с 1969 года. Добыча на Самотлорском месторождении снижается после пика в 635 000 баррелей в сутки в 2006 году, который был достигнут в постсоветский период. в регион входят Приобское, Мамонтовское, Малобалыкское и Приразломное (Роснефть) [19].
Ямало-Ненецкий автономный округ, Красноярск и арктический шельф
Ямало-Ненецкий автономный округ расположен на арктическом побережье Западной Сибири, а Красноярск расположен к востоку от Ямало-Ненецкого автономного округа.Этот регион в основном известен добычей природного газа. Добыча сырой нефти является относительно новым местом для региона и потребовала строительства новой инфраструктуры.
Морское Приразломное месторождение (Газпром) было открыто в 1989 году, но начало добычи только в декабре 2013 года. Месторождение находится в арктическом шельфе, и «Газпром» его разрабатывает. Ожидается, что добыча на Приразломном месторождении достигнет пика около 100 000 баррелей в сутки [20]. Новопортовское месторождение, также разрабатываемое «Газпромом», расположено на полуострове Ямал вдали от существующей нефтяной инфраструктуры.В мае 2016 года «Газпром» начал отгрузку продукции с Новопортовского месторождения на новом арктическом терминале для морских поставок в Европу. Ожидается, что к 2018 г. пиковая добыча на Новопортовском месторождении составит около 125 000 баррелей в сутки [21].
Пуск в эксплуатацию Ванкорского (Ванкорского) нефтегазового месторождения Роснефти в августе 2009 г. значительно увеличил добычу в регионе и внес значительный вклад в увеличение добычи нефти в России с 2010 г. Ванкор, расположенный к северу от Арктики Круг в Красноярском крае у границы с Ямало-Ненецким автономным округом стал крупнейшим открытием нефти в России за 25 лет.«Роснефть» построила 345-мильный трубопровод для соединения Ванкорского месторождения с нефтепроводной системой Транснефти в Пурпе. В 2015 г. на месторождении было добыто около 440 000 баррелей в сутки [22]. «Роснефть» также разрабатывает три небольших близлежащих месторождения — Сузунское, Тагульское и Лодочное, также известных как Ванкорские кластерные месторождения. Добыча на Сузунском началась в конце 2016 года.
К западу от Ванкора и Ванкорского узла месторождений, на восточной окраине Ямало-Ненецкого региона, находится еще один кластер разрабатываемых месторождений.Промышленная добыча на Пякяхинском нефтегазоконденсатном и газовом месторождении Лукойла началась в октябре 2016 года. Другие месторождения в этом районе включают Заполярное газоконденсатное месторождение Газпрома, а также Восточно-Мессояхское, Западно-Мессояхское и Русское нефтяные месторождения. Транснефть недавно завершила строительство трубопроводов Заполярье-Пурпе и Пурпе-Самотлор, которые соединят эти месторождения с трубопроводом Восточная Сибирь-Тихий океан (ВСТО).
Восточная Сибирь
Верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение Роснефти находится в Иркутской области недалеко от трубопровода ВСТО.Добыча на Верхнечонском месторождении началась в 2008 г., полная добыча составила около 160 000 баррелей в сутки [23]. Юрубчено-Тохомское и Куюмбинское месторождения расположены в южно-центральной части Красноярска и соединяются с трубопроводом ВСТО через недавно построенный трубопровод Куюмба-Тайшет. Начало промышленной добычи на обоих месторождениях отложено.
Баженовские сланцы
Баженовские сланцы, лежащие под большей частью существующих месторождений Западной Сибири, также имеют большой потенциал.В 1980-х годах советское правительство пыталось стимулировать производство за счет подрыва небольших ядерных устройств под землей. В последние годы правительство использовало налоговые льготы, чтобы побудить российские и международные нефтяные компании исследовать Баженовские и другие сланцевые месторождения. Однако российские компании не добились больших успехов в разработке сланцевых ресурсов, поскольку санкции и низкие цены на нефть препятствовали реализации сланцевых проектов.
Каспийское море
Лукойл ведет активную разведку некоторых месторождений в Северном Каспии, а в 2010 году Лукойл ввел в эксплуатацию месторождение Юрия Корчагина, на котором в 2016 году было добыто около 30 000 баррелей в сутки.[24] Лукойл ввел в эксплуатацию месторождение Филановского во второй половине 2016 года. Добыча на Филановском в июне 2017 года достигла 100 000 баррелей в день, при этом ожидается, что добыча на плато составит более 120 000 баррелей в день. [25] Среди других открытий в этом районе — Хвалынское и Ракушечное месторождения. Развитие региона очень чувствительно к налогам и экспортным пошлинам, и любое изменение или отмена налоговых льгот может негативно повлиять на развитие.
Остров Сахалин
Остров Сахалин расположен у восточного побережья России.В прибрежной зоне к востоку от острова Сахалин находится ряд крупных нефтяных и газовых месторождений, в которые были вложены значительные средства со стороны международных компаний. Многие нефтяные и газовые месторождения Сахалина разрабатываются в рамках двух соглашений о разделе продукции (СРП), подписанных в середине 1990-х годов. Оператором СРП «Сахалин-1» является компания ExxonMobil, которой принадлежит 30% акций. Среди других участников СРП — «Роснефть» (через две дочерние компании), индийская государственная нефтяная компания ONGC Videsh и консорциум японских компаний.[26] СРП «Сахалин-1» охватывает три месторождения нефти и газа: Чайво, Одопту и Аркутун-Даги. Добыча началась на месторождении Чайво в 2005 году, на месторождении Одопту в 2010 году и на месторождении Аркутун-Даги в январе 2015 года. [27] «Сахалин-1» в основном добывает сырую нефть и другие жидкости, большая часть которых идет на экспорт через нефтяной терминал Де-Кастри. Большая часть природного газа, добываемого в настоящее время на «Сахалине-1», закачивается обратно, при этом небольшие объемы газа продаются внутри страны.
СРП «Сахалин-2» охватывает два основных месторождения — Пильтун-Астохское нефтяное месторождение и Лунское месторождение природного газа — и включает в себя сдвоенные трубопроводы для нефти и природного газа, которые проходят с севера острова до южной оконечности остров, где консорциум имеет терминал отгрузки нефти и терминал сжижения и отгрузки природного газа.В консорциум «Сахалин-2» входят «Газпром», которому принадлежит 50% плюс одна акция, Shell с 27,5%, Mitsui с 12,5% и Mitsubishi с 10% [28]. Когда изначально было подписано СРП, в консорциум не входили никакие российские компании, и по сравнению с большинством СРП условия были в значительной степени ориентированы в пользу интересов консорциума, а не интересов государства. «Сахалин-2» произвел свою первую нефть в 1999 году и свой первый сжиженный природный газ (СПГ) в 2009 году. Проект сопровождался значительным перерасходом средств и задержками, и эти проблемы были частью оправдания, которое российское правительство использовало для принуждения Shell, что в то время владел 55% акций «Сахалина-2», а остальные участники консорциума продали контрольный пакет акций консорциума «Газпрому».[29]
Сорт нефти в РоссииВ России имеется несколько сортов нефти, в том числе основная экспортная сортность России — смесь Юралс. Смесь Urals — это смесь высокосернистой нефти Урало-Поволжья и легкой малосернистой нефти Западной Сибири. Смесь и, следовательно, качество могут варьироваться, но смесь Urals обычно представляет собой смесь сырой нефти средней плотности (около 31 ° API) с содержанием серы (около 1,4% серы) и, как таковая, обычно оценивается со скидкой по сравнению с нефтью марки Brent. масло. Сырая нефть Siberian Light имеет более высокое качество и, следовательно, более ценно, когда продается сама по себе, но ее также можно смешивать с нефтью Urals из-за ограниченной инфраструктуры, позволяющей выводить ее на рынок отдельно.[30]
Сорт Сокол производится в рамках проекта «Сахалин-1» и представляет собой легкую, малосернистую нефть с плотностью API 35,5 ° и содержанием серы 0,28%. [31] Сахалинская смесь включает сырую нефть, добываемую на Пильтунском и Астохском месторождениях в рамках СРП «Сахалин-2», и конденсат, добываемый на Киринском газоконденсатном месторождении Газпрома по лицензии «Сахалин-3» [32]. Сахалин — легкая (42,5 ° API), сладкая (содержание серы 0,16%) смесь. [33] Сахалинская смесь загружается в порту Пригородное на южной оконечности острова Сахалин.
Смесь Восточная Сибирь — Тихий океан (ВСТО) была введена в эксплуатацию в конце 2009 года и представляет собой смесь нефти, добытой на нескольких сибирских месторождениях. Этот сорт экспортируется через недавно построенный трубопровод ВСТО в Китай и через российский порт Козьмино на тихоокеанском побережье в другие азиатские страны. Смесь ESPO представляет собой довольно сладкую, средне-легкую смесь с типичной плотностью 36,0 ° API и содержанием серы 0,47%. [34]
Варандейская нефть — легкая (37,8 ° API), довольно сладкая (содержание серы 0,42%) нефть.Он включает смесь нефти, экспортируемой через собственные трубопроводы Лукойла и терминал в Печорском море, открытый в 2008 году [35]. Два арктических месторождения «Газпром нефти», Приразломное, запущенное в 2014 году, и Новопортовское, введенное в эксплуатацию в 2016 году, добывают очень разные сорта нефти. Сорт Arctic Oil (ARCO) с Приразломного месторождения представляет собой среднетяжелую (24 ° API), высокосернистую (содержание серы 2,3%) нефть [36], а сорт Novy Port — средне-легкий (30-35 ° API), малосернистая нефть (содержание серы 0,1%). [37]
Организация сектораОтечественные компании доминируют в добыче нефти в России (Таблица 2).[38] После распада Советского Союза Россия сначала приватизировала свою нефтяную промышленность. Начиная с конца 1990-х годов частные компании стимулировали рост этого сектора, и ряд международных нефтяных компаний с разной степенью успеха пытались выйти на российский рынок. В последнее время российская нефтяная промышленность объединилась в меньшее количество компаний с большим государственным контролем.
В 2003 году ВР инвестировала в Тюменскую нефтяную компанию (ТНК), создав ТНК-ВР, совместное предприятие 50-50 и одного из крупнейших производителей нефти в стране.Однако в 2012 и 2013 годах партнерство ТНК-ВР было распущено, и контролируемая государством Роснефть приобрела почти все активы ТНК-ВР [39]. В предыдущее десятилетие «Роснефть» стала крупнейшим производителем нефти в России после ликвидации активов ЮКОСа, которые были приобретены «Роснефтью». В 2016 году Роснефть еще больше увеличила свою долю в добыче нефти в России, когда она приобрела контрольный пакет федерального правительства в размере 50,8% в Башнефти, шестой по величине добыче нефти в стране.
В 2016 году на долю пяти крупнейших российских компаний (если считать «Роснефть» и «Башнефть» как единую компанию) приходилось более 80% всей добычи нефти в России.[40]
Нефтяным сектором занимается ряд министерств. Министерство природных ресурсов и окружающей среды выдает лицензии на месторождение, контролирует соблюдение лицензионных соглашений и взимает штрафы за нарушение экологических норм. Министерство энергетики разрабатывает и реализует общую энергетическую политику. Министерство финансов отвечает за налоги на углеводороды [41], а Федеральная антимонопольная служба регулирует тарифы.
В России существует два основных налога на углеводороды: налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ) и экспортный налог.Экспортная пошлина варьируется для сырой нефти и нефтепродуктов. В 2011 году Россия изменила экспортные пошлины на продукты таким образом, чтобы ставки экспортных пошлин на все продукты были ниже, чем экспортные пошлины на сырую нефть, чтобы стимулировать инвестиции в перерабатывающие мощности. В последние годы правительство также предложило специальные ставки НДПИ или каникулы по НДПИ для трудно разрабатываемых ресурсов, таких как арктические шельфы и низкопроницаемые коллекторы, включая сланцевые коллекторы. Недавнее повышение ставки НДПИ увеличило ценность этих ранее согласованных скидок по НДПИ для трудных ресурсов.
С 1 января 2015 года ставки налога на углеводороды снова изменились. Эти изменения часто называют налоговым маневром 2015 года. Раньше экспортная пошлина была примерно вдвое выше НДПИ. Этот налоговый маневр повысил НДПИ и снизил экспортные пошлины на 2015 год и внес дополнительные изменения на 2016 и 2017 годы, которые еще больше повысят НДПИ и снизят экспортные пошлины. Повышение НДПИ было направлено на то, чтобы примерно сбалансировать снижение экспортных налогов, сделав их примерно нейтральными для доходов, не увеличивая и не снижая общие налоги на энергетическую отрасль.[42]
С 1 января 2016 года НДПИ увеличился в соответствии с ранее принятым налоговым маневром. Однако в конце 2015 года правительство России приняло новый закон, отложив соответствующее снижение экспортных пошлин. Этот закон также существенно повысил НДПИ на природный газ, добываемый «Газпромом» в 2016 году. В течение 2016 и 2017 годов было внесено несколько предложений по дальнейшему повышению налогов в нефтегазовой отрасли, чтобы закрыть сохраняющийся дефицит федерального бюджета.
С 1 января 2018 года Минфин планирует опробовать новую налоговую систему, применив ее к нескольким небольшим месторождениям.Новый налог будет рассчитываться на основе прибыли, а не стоимости, как в настоящее время рассчитываются НДПИ и экспортные налоги. Налог на прибыль может в конечном итоге заменить существующую налоговую систему, однако нынешние предложения Министерства финансов наталкиваются на определенную оппозицию.
Таблица 2. Добыча нефти в России по компаниям, 2016 г. КомпанияТысяч баррелей в сутки Роснефть 4 021 Лукойл 1 679 Сургутнефтегаз 1,225 Газпром (включая Газпром нефть) 1,117 Татнефть570 Башнефть423 Славнефть300 Новатэк 247 Русснефть150 Операторы ПСА 2904,83 Другие источники S. Управление энергетической информации на основе исследований Восточного блока.В России было более 30 нефтеперерабатывающих заводов с общей мощностью перегонки сырой нефти 5,1 млн баррелей в день по состоянию на 1 января 2017 года, согласно Oil and Gas Journal . [43] Роснефть, крупнейший оператор НПЗ, владеет девятью крупными нефтеперерабатывающими заводами в России. [44] Лукойл — второй по величине оператор нефтеперерабатывающих заводов в России с четырьмя крупными нефтеперерабатывающими заводами [45]. Многие российские нефтеперерабатывающие заводы — это старые простые нефтеперерабатывающие заводы, большая часть которых производится мазутом, низкокачественным мазутом.Недавние налоговые изменения повысили экспортную пошлину на мазут и другие тяжелые нефтепродукты до уровня экспортной пошлины на сырую нефть, что подорвало и без того небольшую норму прибыли менее сложных нефтеперерабатывающих заводов. Производство и экспорт мазута значительно упали в 2016 году, поскольку продолжалась модернизация НПЗ и компании снижали загрузку на менее сложных НПЗ.
Экспорт нефтиВ 2016 году Россия экспортировала более 5 млн баррелей нефти и конденсата в сутки. Большая часть российского экспорта (70%) шла в европейские страны, особенно в Нидерланды, Германию, Польшу и Беларусь (Рисунок 3).[46] Около 36% доходов федерального бюджета России в 2016 году приходилось на нефтегазовую деятельность. [47] Хотя Россия зависит от потребления в Европе, Европа также зависит от поставок нефти из России: более одной трети импорта сырой нефти в страны ОЭСР в 2016 году приходилось на Россию. [48]
На долю Азии и Океании в 2016 году приходилось 26% российского экспорта сырой нефти, при этом на Китай приходилась растущая доля в общем российском экспорте. В 2016 году Россия была крупнейшим поставщиком сырой нефти в Китай, обогнав Саудовскую Аравию.[49] Частично увеличение экспорта российской сырой нефти в Китай связано с увеличением экспорта независимым нефтеперерабатывающим предприятиям, известным как переработчики чайников, в Китае. Российская сырая нефть ВСТО не обязана добираться до ближневосточной нефти, чтобы попасть в китайские порты. Это меньшее расстояние позволяет отгружать российскую нефть в меньших объемах и с более гибким графиком, что делает ее более привлекательной для независимых нефтепереработчиков.
Российская компания «Транснефть» практически полностью контролирует российскую трубопроводную сеть, и большая часть российской сырой нефти должна проходить через систему «Транснефти», чтобы достичь приграничных стран или добраться до российских портов для экспорта.Меньшие объемы экспорта отправляются по железной дороге и судами, которые загружаются на собственных терминалах.
Россия также экспортирует довольно значительные объемы нефтепродуктов. По данным Eastern Bloc Research, в 2016 году Россия экспортировала около 1,3 млн баррелей мазута и дополнительно 990 000 баррелей дизельного топлива. Она экспортировала меньшие объемы бензина (120 000 баррелей в сутки) [50] и сжиженного нефтяного газа (75 000 баррелей в сутки). б / г) в том же году. [51]
ТрубопроводыРоссия имеет разветвленную внутреннюю распределительную и экспортную сеть трубопроводов (Таблица 3).[52] Внутренняя и экспортная трубопроводная сеть России почти полностью принадлежит и управляется государственной Транснефтью. Заметным исключением является трубопровод Каспийского трубопроводного консорциума (КТК), который проходит от месторождения Тенгиз в Казахстане до российского черноморского порта Новороссийск. Трубопровод КТК принадлежит консорциуму компаний, при этом наибольшая доля (24%) принадлежит правительству России (интересы которого в консорциуме представляет Транснефть). КазМунайГаз (19%), государственная нефтегазовая компания Казахстана, и Chevron (15%) являются вторыми и третьими по величине акционерами консорциума.Еще одно исключение — Транссахалинский трубопровод, принадлежащий консорциуму «Сахалин-2», на востоке России (Рисунок 4).
Таблица 3. Основные трубопроводы для сырой нефти в России Состояние объекта Производительность (млн баррелей в сутки) Общая протяженность (миль) Регионы назначения Назначение Подробная информация Западные трубопроводы Дружба работает 22 500 Западная Сибирь и Урало-ПоволжьеЕвропа завершена в 1964 году Балтийская трубопроводная система 1 Эксплуатируется1.5730 Соединяется с Финляндией. в 2001 г. действует Балтийская трубопроводная система 2 0.6620 соединяется с портом ДружбаУсть-Луга на Финском заливе, завершено в 2012 году Северо-Западная трубопроводная система неактивна 0,3500 соединяется с Дружба-Бутинге, Литва, и Вентспилсом, Латвия на Балтийском море, завершено в 1968 году; неактивен с 2006 г. Россия на Черном море. Завершение строительства в 1996 г. Трубопровод Омск-Павлодар-Атасу.2650Западная Сибирь и Урало-Поволжье Павлодарский нефтеперерабатывающий завод в Казахстане и Китае через трубопровод Казахстан-Китай, часть ряда трубопроводов, строительство которых было начато в 1980-х годах Восточные трубопроводы TransSakhalinoperating 0,2500 Сахалинские месторождения (шельф северного Сахалина) Тихоокеанский морской порт Пригородное (Южный остров Сахалин) завершено в 2008 г.Восточная Сибирь — Тихий океан Рис. 4. Основные восточно-российские нефте- и газопроводы
Источник: Управление энергетической информации США и IHS EDIN
ПортыЧетыре крупнейших российских порта (Новороссийск, Приморск, Усть-Луга и Козьмино) по экспорту сырой нефти в совокупности на долю России приходилось 84% морского экспорта сырой нефти в 2016 г. (Таблица 4).[53]
Новороссийск — главный нефтяной порт России на побережье Черного моря. Он обрабатывает нефть как из стран Центральной Азии, так и из России. Терминалы Приморск и Усть-Луга расположены недалеко от Санкт-Петербурга, Россия, на берегу Финского залива. Терминал в Приморске был открыт в 2006 году, а нефтяной терминал в Усть-Луге — в 2009 году. И Приморск, и Усть-Луга получают нефть из Балтийской трубопроводной системы, которая доставляет сырую нефть с месторождений Тимано-Печеро, Западной Сибири и Урала. Поволжье.Усть-Луга также является крупным портом для экспорта российского угля и сжиженных углеводородных газов.
Козьмино находится недалеко от города Владивосток, в Дальневосточном Приморском крае России, и является конечной точкой нефтепровода ВСТО. Порт открылся в декабре 2009 года с начальной пропускной способностью 0,3 млн баррелей в сутки. Первоначально Козьмино получало сырую нефть по железной дороге из Сковородино до открытия второй очереди трубопровода ВСТО в 2012 году [54]. В 2016 году через порт Козьмино было экспортировано почти 0,6 млн баррелей нефти в сутки, что немного ниже текущих мощностей.[55]
Таблица 4. Экспорт сырой нефти из российских портов, 2016 г. ПортТысяч баррелей Новороссийск1,407Приморск978Усть-Луга669Козьмино594Де Кастри230Мурманск185Пригородное112Другие180 Итого Энергетический список APDEX на основе данных US Intelligence 935 в ближайшие годы ожидается рост добычи сжиженных углеводородных газов (HGL). HGL относится как к сжиженным газам (парафины или алканы, такие как этан, пропан и бутаны), так и к олефинам (алкенам), производимым заводами по переработке природного газа, фракционирующими установками, заводами по переработке сырой нефти и разделителями конденсата, но не включает сжиженный природный газ и ароматические углеводороды.HGL производятся как с природным газом, так и с нефтепродуктами.Изменения в экспортных пошлинах России стимулировали инвестиции в перерабатывающие мощности для производства большего количества бензина и более легких дистиллятов вместо высокой доли более тяжелого мазута и газойля, которые ранее экспортировали нефтеперерабатывающие предприятия страны. Ожидается, что все более широкое использование установок каталитического крекинга и гидрокрекинга приведет к увеличению производства HGL на нефтеперерабатывающих заводах. Дальнейшее увеличение предложения HGL будет происходить за счет переработки природного газа, поскольку российские производители природного газа осваивают более богатые ресурсы природного газа и поскольку все больше добычи попутного газа (который в настоящее время сжигается на факелах) связано с заводами по переработке природного газа.
Из-за избытка сжиженного нефтяного газа (СУГ) — в первую очередь пропана и бутана — на российском рынке, основные производители нацелились на экспортный рынок и развитие нефтехимических мощностей, использующих HGL, в качестве рынков сбыта для своей растущей продукции. Традиционно основным рынком сбыта сжиженного нефтяного газа из России были поставки в Европу по железной дороге. В середине 2012 года в Тамани на Черном море был запущен первый современный терминал для отгрузки сжиженного нефтяного газа в России. Имея проектную мощность около 30 000 баррелей в день (б / д) сжатого груза [56], порт в 2016 году обработал в среднем около 14 000 б / д, [57] и все это было доставлено по железной дороге.В середине 2013 года «Сибур», крупнейший производитель СУГ в России, отгрузил свою первую партию СУГ из Усть-Луги, недалеко от Санкт-Петербурга. [58] Впервые в России терминал, управляемый Сибуром, может обрабатывать как находящиеся под давлением, так и охлажденные продукты, и недавно его мощность была увеличена с почти 50 000 баррелей в день до примерно 75 000 баррелей в день [59]. Терминал Усть-Луга, как и Тамань, может принимать СУГ по железной дороге. Дополнительные объемы СУГ производятся на территории Комплекса фракционирования и перевалки газового конденсата ОАО «Новатэк».[60]
Помимо прямого экспорта, российские компании стремятся использовать отечественный СНГ в нефтехимическом производстве, что позволит повысить стоимость и минимизировать их экспортные пошлины. В декабре 2014 года «Сибур» ввел в эксплуатацию установку дегидрирования пропана (ДГП) на Тобольском полимерном комплексе в Западной Сибири [61], которая может производить 510 000 тонн пропилена полимерного качества в год из примерно 33 000 баррелей пропана в день. Компания планирует и дальше увеличивать потребление жидкостей на Тобольском участке с предлагаемой 1.Установка для крекинга этилена мощностью 5 миллионов тонн в год [62], которая, как ожидается, будет введена в эксплуатацию к 2021 году. Ожидается, что сырье для установки стоимостью 9,5 миллиардов долларов будет в основном состоять из пропана и бутана. Некоторое количество этана также будет использоваться для производства этилена, пропилена и бутилена / бутадиена, которые затем будут использоваться для производства производных продуктов, включая полиэтилен высокой и низкой плотности и полипропилен. [63] «Роснефть» также планирует построить крупный нефтехимический комплекс в Находке, на тихоокеанском побережье России, недалеко от нефтяного терминала Козьмино.Новый комплекс будет включать нефтеперерабатывающий и нефтехимический завод мощностью 1,4 млн тонн этилена в год. Нефтехимический завод будет в первую очередь потреблять нафту в качестве сырья. [64]
Природный газРоссия обладает крупнейшими в мире запасами природного газа и является вторым по величине производителем сухого природного газа. Государственный «Газпром» доминирует в секторе добычи природного газа в стране, хотя добыча других компаний растет.
Согласно Oil and Gas Journal , Россия располагала крупнейшими в мире запасами природного газа — 1 688 триллионов кубических футов (триллионов кубических футов) по состоянию на 1 января 2017 года (Рисунок 5).[65] Запасы России составляют около четверти мировых доказанных запасов природного газа. Большая часть этих запасов находится на крупных месторождениях природного газа в Западной Сибири. На пять крупнейших действующих месторождений Газпрома (Ямбург, Уренгой, Медвежье, Заполярное и Бованенково), все из которых находятся в Ямало-Ненецком регионе Западной Сибири, в совокупности приходится около одной трети общих запасов природного газа в России.
Организация сектораГосударственный Газпром доминирует в секторе добычи природного газа в России, производя около двух третей от общего объема добычи природного газа в России в 2016 году (Таблица 5).[66] Несмотря на то, что независимые производители и производители нефтяных компаний приобрели значение, возможности разведки и добычи остаются довольно ограниченными для независимых производителей и других компаний, включая крупнейших российских нефтяных компаний. Кроме того, доминирующее положение Газпрома в сфере добычи и сбыта усиливается его юридической монополией на экспорт трубопроводного газа.
Как и в нефтяном секторе, в газовый сектор России вовлечен ряд министерств и регулирующих органов. Министерство природных ресурсов и окружающей среды выдает лицензии на месторождение, контролирует соблюдение лицензионных соглашений и взимает штрафы за нарушение экологических норм.Министерство энергетики разрабатывает и реализует общую энергетическую политику и контролирует экспорт СПГ. Министерство финансов отвечает за налоги на добычу и экспорт углеводородов, а Министерство экономического развития контролирует тарифы. [67]
Федеральная антимонопольная служба является основным регулирующим органом в секторе природного газа. Это агентство регулирует тарифы на трубопроводы и наблюдает за обвинениями в злоупотреблении доминирующим положением на рынке, включая сборы, связанные с доступом третьих сторон к трубопроводам.
Таблица 5. Добыча природного газа в России по компаниям, 2016 Компания ЦфГазпром 14,8 Новатэк2,4 Роснефть2,4 Лукойл 0,7 Сургутнефтегаз 0,3 Операторы ПСА 1,0 Прочие 1,0 Всего 22,6 Источник: Управление энергетической информации США на основе исследований Восточного блокаВ Ямало-Ненецком округе расположены три исторически наиболее плодородных месторождения страны — Ямбург, Уренгой и Медвежье, лицензии на которые принадлежат «Газпрому». Эти три месторождения эксплуатируются более 30 лет, и в последние годы наблюдается снижение добычи, но все еще сохраняются значительные остаточные запасы и большие годовые объемы добычи. У «Газпрома» есть еще два крупных действующих месторождения природного газа в этом регионе. Заполярное месторождение начало добычу в 2001 году, а в 2013 году вышло на проектную мощность в 4 единицы.6 трлн фут3 в год. [69] Предполагалось, что Заполярное будет продолжать добычу на своей мощности в течение почти 10 лет, но вместо этого она снизилась, производя всего 2,7 трлн фут3 в 2016 году [70]. Добыча на Бованенковском месторождении на полуострове Ямал росла с момента его запуска в 2012 году и достигла 2,4 трлн фут3 в 2016 году. Газпром планирует увеличить годовую добычу до 4,1 трлн фут3 в год после 2019 года, когда планируется ввести в эксплуатацию трубопровод «Северный поток-2» [71]. ]
«Газпром» и другие производители все активнее инвестируют в новые регионы, такие как Восточная Сибирь и остров Сахалин, чтобы ввести в эксплуатацию месторождения природного газа в этих регионах.В настоящее время «Газпром» разрабатывает два крупных месторождения природного газа в Восточной Сибири — Чаядинское в Якутской области и Ковытка в Иркутской области. Оба месторождения будут подключены к газопроводу «Сила Сибири» и будут обслуживать спрос на востоке России и в Китае. Кроме того, партнеры по проекту «Сахалин-1», «Роснефть» и ExxonMobil, рассматривают способы монетизации своих запасов природного газа, которые могут включать строительство нового завода по экспорту СПГ или продажу природного газа Газпрому для экспорта через терминал СПГ «Газпром» на Сахалине или запланированного. будущие трубопроводы.
Сжигание природного газа в факелах
В России природный газ, связанный с добычей нефти, часто сжигается на факелах. По данным Национального управления океанических и атмосферных исследований США (NOAA), в 2016 году Россия сжигала на факеле около 850 миллиардов кубических футов природного газа — больше, чем в любой другой стране. На этом уровне на долю России приходилось около 16% от общего объема природного газа, сжигаемого на факелах в мире в 2016 году из источников добычи (Рисунок 6) [72]. В ряде инициатив и программ правительства России установлены цели по сокращению планового сжигания попутного газа.Кроме того, изменения в законодательстве упростили и повысили прибыльность транспортировки и сбыта природного газа сторонним производителям. По оценкам NOAA, с 2012 по 2014 год объем сжигаемого в факелах природного газа в России снижался в среднем на 9% в год, а затем увеличился на 8% в 2015 году и 14% в 2016 году.
19,3 Ямало-Ненецкий 17,9 Ханты-Мансийск 1,2 Томск 0,2 Восточная Сибирь и Дальний Восток 1,7 Сахалин1.0 Красноярск0,5 Иркутск 0,1 Якутия 0,1 Урал-Волга 1,1 Оренбург 0,7 Астрахань 0,4 Республика Коми 0,1 Другие 0,4 Итого 22,6 Источник: Управление энергетической информации США на основе исследований Восточного блока Экспорт природного газаВ 2016 году почти 90% из 7,5 трлн куб. Футов российского экспорта природного газа было доставлено потребителям в Европе по трубопроводам, причем основную часть этих объемов получили Германия, Турция, Италия, Беларусь и Великобритания (Рисунок 7).[73] Большая часть остатка была поставлена в Азию в виде СПГ. В 2013 году Украина была третьим по величине импортером природного газа в Россию, импортировав 0,8 трлн куб. Футов из России. [74] В 2016 году Украина импортировала в общей сложности 0,4 трлн куб. Футов природного газа, ни один из которых не был закуплен в России. [75] Из-за спора о ценах и платежах, а также в рамках более широкой напряженности между двумя странами Украина уменьшила объем природного газа, который она покупает у России, и увеличила объем природного газа, который она покупает у своих западных соседей.Однако Украина по-прежнему выступает в качестве транзитной страны для поставок природного газа по трубопроводам из России в Западную Европу, и большая часть природного газа, который Украина покупает в Западной Европе, физически происходит из России.
Выручка от экспорта природного газа в 2015 году составила около 13% от общей экспортной выручки России. [76] Несмотря на то, что Россия не так велика, как экспортные поступления России от сырой нефти и других жидких углеводородов, она все же зависит от Европы как рынка сбыта ее природного газа. Европа также зависит от России в поставках природного газа.В 2015 и 2016 годах импорт природного газа из России составлял около одной трети природного газа, потребляемого странами ОЭСР в Европе. [77] Кроме того, некоторые страны Европы, особенно Финляндия, страны Балтии и значительная часть Юго-Восточной Европы, получают почти весь свой природный газ из России.
С середины 2000-х годов потребление природного газа в странах ОЭСР в Европе в целом неуклонно снижалось, что побудило Россию рассматривать Азию и СПГ как средство диверсификации своего экспорта природного газа. Санкции США и Европейского союза (ЕС), введенные в 2014 году, ускорили поворот России на восток: в 2014 году Россия подписала с Китаем две трубопроводные сделки, охватывающие экспорт, который в конечном итоге может достигнуть 2.4 трлн фут3 в год.
ТрубопроводыВ 2016 году газовая инфраструктура России включала около 107 000 миль транспортных трубопроводов и более 20 подземных хранилищ природного газа. [78] С конца 2000-х годов «Газпром» добавлял новые крупные трубопроводы для размещения новых источников поставок, включая месторождения на Ямале и Восточной Сибири, а также новые экспортные маршруты, включая экспорт в Китай и новые трубопроводы в Европу в обход Украины.
Единая система газоснабжения (ПХГ) — это собирательное название объединенной западной части газопроводов России (Таблица 7).[79] Система ПХГ включает внутренние трубопроводы и внутреннюю часть экспортных трубопроводов в европейской части России. В 2007 году правительство России поручило «Газпрому» создать Восточную газовую программу (ВГП) для расширения газовой инфраструктуры в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке России. Основой ЭГП является строящийся в настоящее время трубопровод «Сила Сибири» (Рисунок 4).
Таблица 7. Основные трубопроводы природного газа в РоссииСостояние объекта Мощность (триллион кубических футов в год) Общая протяженность (миль) Регионы поставокРынкиДетали Западные трубопроводы Ямал-Европаэксплуатация1.2Более 1000 месторождений Западной Сибири, включая Уренгой, Польшу, Германию и Северную Европу через Беларусь. Первый участок был введен в эксплуатацию в 1996 году. Голубой поток. Эксплуатация 0,6750. Месторождения Западной Сибири, включая Уренгойский район. Операции на Балтийском море в 2011 году Северный поток 2планирование 1.9760 Месторождения Западной Сибири, включая Уренгой, Германия и север Европы через Балтийское море. Запланированный запуск в 2011 году Уренгой-Ухта, Бованенково-Ухта и Ухта-Торжок Действующие и строящиеся более 5.0 более 1300 месторождений Бованенково на полуострове Ямал и Уренгоя Западная Россия и Европа через Ямал-Европа, Северный поток и другие маршруты Уренгой-Ухта-Торжок введены в эксплуатацию в 2006 году; Первая линия Бованенково-Ухта начала работу в 2012 году Союз и Братство (Уренгой-Помары-Ужгород), эксплуатирующие более 3,5, более 2800 месторождений Западной Сибири, включая Уренгойский район, месторождения российского Урала и Среднюю Азию, Западную Россию и Европу через Украину. Европа, построенная и введенная в действие в советское время; Первый участок введен в эксплуатацию в 1967 г. Строительство трубопроводов Южного коридора 2.2 Западный маршрут — 550 Восточный маршрут — 1010 Месторождения Западной Сибири, включая Уренгойский район Южная Россия, Турция и Европа через Турецкий поток строительство трубопровода на Западном маршруте должно быть завершено в 2017 году Строительство турецкого потока до 1,1 более 500 месторождений Западной Сибири, включая Уренгойский район Турция и Юго-Восточная Европа через Черное море планируется запустить в конце 2019 года Восточные трубопроводы TransSakhalinoperating0,3500 Сахалинские месторождения (шельф северного Сахалина) Сахалинский завод СПГ, Пригородное, южный остров Сахалин, начал работу в 2008 годуСахалин-Хабаровск-Владивосток работает0.21 100 Сахалинских месторождений (шельф северного Сахалина) на востоке России с потенциальным экспортом в Азию через предлагаемый Владивосток СПГ или новые трубопроводы, введенные в эксплуатацию в 2011 году; с возможностью расширения до 1,1 трлн куб. дальнейшее расширение для подключения к трубопроводу Сахалин-Хабаровск-Владивосток поставки в Китай планируется начать к концу 2019 года Планируется Сила Сибири 2 (Алтай / Западный маршрут) первоначальное — 1.11 620 месторождений Западной Сибири, включая Уренгойский участок, Китай2020 г. и позже; могут проложить параллельные линии в будущем, удвоив или утроив начальную мощность Источник: Управление энергетической информации США на базе Газпрома, Газпромэкспорт, Сахалин Энерджи, Турецкий поток , World Gas Intelligence, Nefte Compass и Argus FSU .Газпром является единственным владельцем практически всех трубопроводов природного газа в России. Закон России о газоснабжении 1999 г. требует, чтобы владельцы всех систем природного газа предоставляли недискриминационный доступ к любой имеющейся мощности с целью снабжения внутренних потребителей.Отдельные нормативные акты устанавливают правила для стороннего доступа к системе ПХГ, но не установлены правила для доступа к трубопроводам, которые не являются частью системы ПХГ. Доступ к трубопроводным мощностям для экспорта не включен, поскольку Закон «Об экспорте газа» 2006 г. предоставляет права на экспорт трубопроводов исключительно владельцу системы ПХГ, которым является «Газпром». [80]
Несмотря на эти давно действующие законы, независимые производители природного газа, в том числе государственные нефтяные компании, только недавно начали получать доступ к некоторым внутренним трубопроводам Газпрома.Действия Федеральной антимонопольной службы (ФАС) помогли улучшить доступ третьих лиц. В период с 2008 по 2011 год ФАС возбудила против «Газпрома» 28 дел о нарушении прав третьих лиц [81]. Сторонний природный газ, транспортируемый «Газпромом», вырос с 12% притока в систему ПХГ в 2010 г. до примерно 23% в 2016 г. [82] ФАС также предложила новые законы, которые исправят многие недостатки действующих законов и нормативных актов, включая текущее отсутствие нормативных положений о доступе третьих лиц к трубопроводам, не входящим в систему ПХГ.Многие из недавних споров по поводу доступа к трубопроводам были связаны с восточными газопроводами, которые не являются частью системы ПХГ.
Сжиженный природный газПо состоянию на сентябрь 2017 года в России имеется единственный действующий крупномасштабный экспортный объект сжиженного природного газа (СПГ) — Сахалинский СПГ. Этот объект работает с 2009 года, при этом большая часть СПГ передана покупателям из Японии и Южной Кореи в соответствии с долгосрочными соглашениями о поставках. В 2016 г. с Сахалинского СПГ было экспортировано 10,9 млн метрических тонн (мт) СПГ (примерно 500 млрд куб. Футов природного газа) [83], которые были отправлены в Японию (65%), Южную Корею (23%), Тайвань (10%) и Китай (3%).[84]
В 2013 году Россия внесла изменения в свой Закон об экспорте газа, разрешив «Новатэку» и «Роснефти» экспортировать СПГ, нарушив монополию «Газпрома» на весь экспорт природного газа. «Ямал СПГ», строительство которого началось в 2013 году, принадлежит консорциуму во главе с Новатэком с долей участия 50,1%. Total и CNPC имеют по 20%, а Silk Road Fund (инвестиционный фонд, учрежденный правительством Китая) владеет оставшимися 9,9% долей в проекте. Планируется, что первая из трех линий сжижения будет запущена к концу 2017 года.Каждая из трех ниток будет иметь мощность 5,5 млн т СПГ в год, и они будут получать природный газ с Южно-Тамбейского газоконденсатного месторождения, расположенного на северо-востоке полуострова Ямал. [85] Ряд других предложений по новым терминалам СПГ в России находится на различных стадиях планирования (Таблица 8). [86]
Для транспортировки СПГ из арктической зоны «Ямал СПГ» заказал строительство до 16 танкеров ледового класса. Экспорт в основном направлен на азиатские рынки СПГ, и в течение большей части года танкеры ледового класса будут доставлять грузы на запад с полуострова Ямал прямо в Азию, пересекая Северный Ледовитый океан и Берингов пролив.Зимой, когда прямой маршрут слишком заморожен для судоходства, танкеры ледового класса будут доставлять грузы на запад с полуострова Ямал в Европу. В Европе СПГ будет загружаться в обычные танкеры для перевозки СПГ, которые будут доставлять грузы в Азию через Суэцкий канал.
Российские компании также заинтересованы в создании сети малых и средних предприятий по сжижению природного газа, в основном для удовлетворения потребностей в природном газе в отдаленных районах и для удовлетворения потребностей в транспортировке СПГ в России и соседних регионах.В России уже есть несколько небольших заводов по сжижению газа с общей суммарной мощностью менее 0,1 миллиона метрических тонн СПГ в год. Планируется или строится более десятка дополнительных малых и средних предприятий с общей совокупной мощностью более 5 миллионов метрических тонн в год [87].
Таблица 8. Крупномасштабные проекты в области сжиженного природного газа в РоссииОбъектыПлощадьСтатус Мощность (млн метрических тонн СПГ в год) Объявленный год стартаСобственники Проекты по сжижению природного газа Сахалин СПГТихоокеанское сотрудничество10 + 2009Газпром, Shell, Mitsui и MitsubishiYamal LNG16Строительство арктического побережья.5 поезд 1 — к концу 2017 годаРоссия — один из крупнейших производителей и потребителей электроэнергии в мире с установленной генерирующей мощностью более 240 гигаватт. В 2016 году валовая выработка электроэнергии составила 1071 миллиард киловатт-часов, а Россия потребила около 900 миллиардов киловатт-часов.
Ископаемые виды топлива (нефть, природный газ и уголь) используются для выработки около двух третей электроэнергии в России, при этом на гидроэнергетику и атомную электростанцию приходится около одной шестой общей выработки электроэнергии.Большая часть генерации, работающей на ископаемом топливе, производится за счет природного газа. Валовая выработка электроэнергии в России составила 1 071 миллиард киловатт-часов (BkWh) в 2016 году [88], а чистое потребление электроэнергии составило около 900 BkWh. В 2016 году Россия экспортировала около 18 млрд. КВтч электроэнергии и импортировала около 3 млрд. КВтч электроэнергии. [89]
Организация сектораКак и в нефтяном и газовом секторах, в электроэнергетический сектор вовлечен ряд министерств и регулирующих органов. Министерство экономического развития контролирует тарифы и инвестиции в энергетическом секторе.Министерство энергетики отвечает за общую энергетическую политику, включая разработку законодательной базы для электроэнергетического сектора. Минэнерго также утверждает инвестиционные планы для системы электропередачи России.
Основным регулирующим органом, вовлеченным в сектор, является Федеральная антимонопольная служба, которая регулирует тарифы на передачу и контролирует соблюдение правил разделения и обвинения в злоупотреблении доминирующим положением на конкурентных рынках электроэнергии. Государственная корпорация по атомной энергии, Росатом, контролирует все аспекты атомной отрасли в России, включая добычу урана, производство топлива, проектирование и строительство атомных станций, производство ядерной энергии и вывод из эксплуатации атомных станций.[90]
В электроэнергетике России семь региональных энергосистем. Это следующие системы: Северо-Запад, Центр, Юг, Средняя Волга, Урал, Сибирь и Дальний Восток. Система Дальнего Востока фрагментирована из-за слабой связи со своим западным соседом, Сибирской системой. Сибирская система также слабо связана со своим западным соседом, системой Урала. Остальные пять систем, охватывающих европейскую часть России, хорошо интегрированы друг с другом и подключены к системам в соседних странах.[91]
За последнее десятилетие российский электроэнергетический сектор был реструктурирован, и большая часть его была приватизирована. Реформа потребовала разделения собственности в электроэнергетическом секторе, в результате чего отрасль была разделена на в основном частные, конкурентоспособные генерирующие активы и контролируемые государством регулируемые передающие активы. Ни одной компании не разрешается владеть активами как по производству, так и по передаче. Федеральная сетевая компания, более 70% которой принадлежит правительству России (напрямую и через Газпром), контролирует большую часть инфраструктуры передачи и распределения в России.Сеть включает более 1,5 миллиона миль линий электропередачи, в том числе чуть менее 100 000 миль высоковольтных кабелей на 220 киловольт (КВ) или более. Правительство пытается привлечь частные инвестиции в оптовые и региональные электрогенерирующие компании. В рамках рыночной реформы большая часть российской выработки электроэнергии на ископаемом топливе также была приватизирована, в то время как атомная и гидроэнергетика остается под контролем государства [92].
Атомная энергетикаУстановленная ядерная мощность России составляет более 26 миллионов киловатт, распределенных по 35 действующим ядерным реакторам в 10 местоположениях.Девять заводов расположены к западу от Уральских гор. Исключение составляет Билибинский завод на крайнем северо-востоке. [93]
Объекты атомной энергетики России стареют. Срок службы реактора считается 30-летним, но в России действует активная программа продления срока службы. Срок для продления установлен правительством в 15 лет, и 24 российских ядерных реактора, на которые приходится около 60% действующих ядерных мощностей страны, имеют возраст 30 или более лет (Рисунок 8) [94]. Одиннадцать из 35 ядерных реакторов страны используют конструкцию канального реактора большой мощности (РБМК), используемую на украинской Чернобыльской АЭС.[95] Нововоронежский реактор-6 мощностью 1114 мегаватт (МВт) был запущен в промышленную эксплуатацию в феврале 2017 года. [96]
Текущая федеральная целевая программа России предусматривает долю ядерной энергетики от 45% до 50% в общей выработке к 2050 году и от 70% до 80% к 2100 году. Для достижения этих целей быстро стареющий парк ядерных реакторов в России должен быть заменены новыми АЭС. По состоянию на 1 июля 2017 г. в России официально строилось семь новых ядерных реакторов с чистой генерирующей мощностью 5 468 МВт (брутто 5 904 МВт).Одна из строящихся станций — плавучая атомная электростанция, ввод в эксплуатацию которой намечен на 2019 год [97].
В дополнение к семи ядерным реакторам, которые в настоящее время строятся, планируется построить еще 26 блоков с общей валовой генерирующей мощностью более 28 000 МВт. Строительство этих блоков планируется завершить в период с 2020 по 2035 год.
УгольРоссия обладает значительными запасами угля и является третьим по величине экспортером угля в мире.
Имея 177 миллиардов коротких тонн угля на конец 2016 года, Россия занимала третье место в мире по извлекаемым запасам угля после США и Китая.В 2016 году Россия произвела 425 миллионов коротких тонн, что сделало ее шестым по величине производителем угля в мире после Китая, Индии, США, Австралии и Индонезии. [98] Почти 80% добычи угля в России приходилось на энергетический уголь и чуть более 20% приходился на коксующийся уголь [99].
В 2016 году Россия потребляла около 45% добычи угля [100], а остальную часть экспортировала. Хотя уголь составляет относительно небольшую долю от общего потребления энергии в России, уголь является более важной частью потребления в Сибири, где добывается большая часть российского угля.
Более половины добычи угля в России приходится на бассейн Кузбасса в центральной части России. Кузбасский уголь должен преодолевать большие расстояния по железной дороге, чтобы добраться до портов на западе или востоке страны для экспорта европейским или азиатским потребителям. Такой протяженный наземный транспорт обычно ставит российский уголь в невыгодное экономическое положение по сравнению с конкурирующими источниками угля. Несмотря на это, в 2016 году Россия была третьей страной-экспортером угля в мире, экспортировав 189 миллионов коротких тонн морским и наземным транспортом.Двумя крупнейшими экспортерами угля в 2016 году были Австралия и Индонезия.
Экспорт угля из России в целом стабильно рос с конца 1990-х годов, причем экспорт в Азию сильно увеличился в последние несколько лет. В 2016 году 47% российского экспорта угля приходилось на Азию (диаграмма 9) [101]. Общий экспорт угля из России почти удвоился за последнее десятилетие, и ожидается, что экспорт будет продолжать расти в будущем.
Российские порты для экспорта угля географически расположены для обслуживания европейских или азиатских рынков.Некоторые из крупнейших угольных портов России, включая Мурманск, Усть-Лугу и Туапсе, расположены на Западе и обеспечивают экспорт в Европу. Ванино и Восточный расположены на Востоке и обрабатывают экспорт в Азию. [102] Китай и некоторые страны Восточной Европы получают уголь из России напрямую по железной дороге. [103] Россия планирует расширить портовые мощности, чтобы способствовать большему экспорту угля в Азию.
ПримечанияСтраница / Ссылка:
URL страницы: HTML-ссылка: Среднесрочный отчет о рынке нефти 2012СПРОС Состав транспорта
СПРОС $ 4 / млн британских тепловых единиц, увеличивая его декларацию
СПРОС, как ожидается, вырастет ли какая-либо дополнительная замена на
ПРЕДЛОЖЕНИЕ 2011 г. на
SUPPLY обычно предназначены для замедления
SUPPLY, особенно в Техасе и Норте
SUPPLY С некоторыми из этих новых безопасных устройств
ПОСТАВКА Транспортные узкие места в логово
Возврат предложения к объединенному 360 кб
ПОСТАВКА Падение скважины в бассейне Кампос
Оптимизация ПОСТАВКИ, бурение с заполнением
ПРЕДСТАВЛЕНИЕ Уровень добычи для месторождения
ПОСТАВКА Зарубежные инвестиции Китая
ПРЕДЛОЖЕНИЕ Ключевое рассмотрение предложения нефти
ПОСТАВКА Эффективный запасной колпачок ОПЕК
ПОСТАВКА Добыча нефти в Иране раздавлена u
ПОСТАВКА ETSAs с Total, но, если его
Даже до последней волны
Проблемы с ПОСТАВКОЙ, а также с финансированием
ПОСТАВКИ Алжир также готов к участию в
БИОТОПЛИВО Мировое производство биотоплива
БИОТОПЛИВО балансы разного биотоплива
СЫРНАЯ ТОРГОВЛЯ Сводная информация о сырой торговле •
ТОРГОВЛЯ 2011, региональный экспорт
СЫРЬЯ ТОРГОВЛЯ Строительство трубопровода:
НЕФТЕПЕРЕРАБОТКА И ПОСТАВКА ПРОДУКЦИИ REFININ
НЕФТЕПЕРЕРАБОТКА И ПОСТАВКА ПРОДУКЦИИ
ПЕРЕРАБОТКА И ПОСТАВКА ПРОДУКЦИИ Нефтепереработчик
ПЕРЕРАБОТКА И ПОСТАВКА ПРОДУКЦИИ Продукт
ПЕРЕРАБОТКА И ПОСТАВКА ПРОДУКЦИИ Согласно примечанию
И ПОСТАВКА ПРОДУКТА генерирует
ПЕРЕРАБОТКА И ПОСТАВКА ПРОДУКЦИИ Потому что
ПЕРЕРАБОТКА D ПОСТАВКА ПРОДУКЦИИ Dec
ПЕРЕРАБОТКА И ПОСТАВКА ПРОДУКЦИИ Не входящие в OEC
ПЕРЕРАБОТКА И ПОСТАВКА ПРОДУКЦИИ Америка
ПЕРЕРАБОТКА И ПОСТАВКА ПРОДУКЦИИ Бывшая
ПОСТАВКА ПРОДУКЦИИНЕФТЕПЕРЕРАБОТКА И ПРЕДЛОЖЕНИЕ ПРОДУКЦИИ, млн баррелей в день Af
ТАБЛИЦЫ Таблица 1A МИРОВЫЕ ПОСТАВКИ НЕФТИ AN
ТАБЛИЦЫ Таблица 3 WORLD OIL PRODUCTION
ТАБЛИЦЫ Таблица 3B: ВЫБРАННЫЕ OPEC UPST
ТАБЛИЦЫ Таблица 4A МИРОВЫЙ НПЗ CAPA
ТАБЛИЦЫ Таблица 5 МИРОВЫЙ ПРОДУКТ ЭТАНОЛА 137
Стр. :ТАБЛИЦЫ Таблица 5B: ВЫБРАННОЕ БИОТОПЛИВО P
МИРОВЫЙ ОБЗОР ЭНЕРГЕТИКИ 2012 РЕЛИЗ:
© ОЭСР / МЭА, 2012
Этот документ и любая карта включены
OIL Среднесрочный обзор рынка 2012
Некоторые из крупных нефтяных месторождений прошлого и настоящего
Карта USGS стран, где находится нефтьНефтяное месторождение в Калифорнии
Этот список нефтяных месторождений включает некоторые крупные нефтяные месторождения прошлого и настоящего.
Список неполный; в мире более 65 000 месторождений нефти и газа всех размеров. [1] Однако 94% известной нефти сосредоточено менее чем на 1500 гигантских и крупных месторождениях. [2] Большинство крупнейших мировых нефтяных месторождений расположены на Ближнем Востоке, но есть также сверхгигантские (> 10 миллиардов баррелей) месторождения нефти в Бразилии, Мексике, Венесуэле, Казахстане и России.
Перечисленные ниже суммы в миллиардах баррелей представляют собой расчетные конечные извлекаемые ресурсы нефти (доказанные запасы плюс накопленная добыча) с учетом исторической добычи и текущей технологии добычи.Запасы горючего сланца (возможно, 3 триллиона баррелей (4,8 × 10 11 м 3 )) и запасы угля, оба из которых могут быть преобразованы в жидкую нефть, в эту диаграмму не включены. Другие нетрадиционные источники жидкого топлива также исключены из этого списка.
1/5
Просмотры:5 751879
4 196
7 758
55 897
4967
Самая большая нефтяная установка в мире
GK — Нефть и минеральные масла в Индии | запасы нефти в Индии | Нефтегазовая промышленность Индии
Топ-10 крупнейших нефтегазовых компаний мира
Oil Rig, RoughNeck, МОЙ СПИСОК УПАКОВКИ УГАДАЛ, для Уиллистона, Северная Дакота, Северная Дакота — Видео 2
| Поле | Расположение | Обнаружено | Сведено в производство | Пик | Извлекаемые запасы нефти в прошлом и будущем (млрд баррелей) | Производство (млн баррелей / день) | Скорость снижения |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Гавар Филд | Саудовская Аравия | 1948 [3] | 1951 [3] | 2005, [4] оспаривается [5] | 88-104 [6] | 3.8 [7] | 8% в год [8] |
| Burgan Field | Кувейт | 1937 | 1948 | 2005 [9] | 66-72 [8] | 1,7 [10] | 14% в год [требуется ссылка ] |
| Месторождение Ахваз | Иран | 1958 | 1970-е годы [11] | 25 с возможностью восстановления [12] | 0.750 [13] | ||
| Нефтяное месторождение Верхний Закум | Абу-Даби, ОАЭ | 1963 [14] | 1982 [15] [16] (1967 [14] ) | Производство продолжает расти | 21 восстанавливаемый [15] [14] ) | 0,750 [15] | Планируется расширение до 1 млн баррелей в сутки [17] |
| Гачсаранское месторождение | Иран | 1927 | 1930 | 1974 | 66 [18] | 0.480 | |
| Кантарелл Филд | Мексика | 1976 г. | 1981 | 2004 [19] | 18-35 миллиардов возмещаемых [8] | 0,159 [20] | достигла пика в 2004 г. и составила 2,14 миллиона баррелей в сутки (340 000 м3 3 / сут) [20] |
| Ку-Малооб-Заап | Мексика | 1979 г. | 1981 | 2015 г. | 0.640 | добыча достигла максимума в 853000 баррелей в сутки в 2015 году. | |
| Прибрежное поле Боливара | Венесуэла | 1917 | 1922 | 30-32 [8] | 2,6-3 [8] | ||
| Поле Агаджари | Иран | 1938 | 1940 | 28 [21] | 0,300 | ||
| Лула Филд | Бразилия, бассейн Сантос | 2007 г. | 5-8 | 0.1 | |||
| Нефтяное месторождение Сафания | Кувейт / Саудовская Аравия | 1951 | 30 | 1,2 | |||
| Эсфандиар Филд | Иран | 1965 | 30 | ||||
| Румейла Филд | Ирак | 1953 | 17 [22] | 1.3 [22] | |||
| Тенгизское месторождение | Казахстан | 1979 г. | 1993 | 2010 г. | 26-40 [8] | .53 [8] | с расширением с 285 тыс. До 1,3 млн баррелей в сутки [23] |
| Киркук Филд | Ирак | 1927 | 1934 | 8,5 | 0,480 | ||
| Шайбах Филд | Саудовская Аравия | 1998 | 1998 | 15 | |||
| Маджнун Филд | Ирак | 1975 | 11-20 [22] | 0.5 [22] | |||
| Самотлорское месторождение | Россия, Западная Сибирь | 1965 | 1969 | 1980 [24] | 14-16 | 0,33 | (истощение: 73%) [25] Снижение на 5% в год (2008–2014 гг.) [26] |
| Месторождение Шайкан Шейх Ади | Ирак Курдистан | 2009 г. | 2013 | производство продолжает расти | 4-6 | 0.04 | производство продолжает расти |
| Ромашкинское месторождение | Россия Волга-Урал | 1948 | 1949 | в упадке | 16-17 | .301 (2006) [25] | истощение: 85% [25] |
| Прудхо-Бэй | США, Аляска | 1967-68 | 1977 | 1988 [27] | 13 подлежит возмещению | 0.23 | 11% в год [требуется ссылка ] |
| Сарир Филд | Ливия | 1961 | 1961 | 6.5 миллиардов возмещаемых | |||
| Приобское месторождение | Россия, Западная Сибирь | 1982 | 2000 | 13 | 0,500 (2019) | 14% выработано, добыча быстро растет [28] | |
| Лянторское месторождение | Россия, Западная Сибирь | 1966 | 1979 г. | 13 | 0.168 (2004) [25] | истощение: 81% [25] | |
| Месторождение Абкайк | Саудовская Аравия | 1940 | 1940 | 12 | 0,43 [29] | ||
| Чиконтепек Филд | Мексика | 1926 | 6,5 [20] (19 сертифицированных) [30] | ||||
| Берри Филд | Саудовская Аравия | 1964 | 12 | ||||
| Месторождение Западная Курна | Ирак | 1973 | 15–21 [22] | 0.18-0,25 (пот.) * гражданская война [22] | |||
| Поле Манифы | Саудовская Аравия | 1957 | 11 | ||||
| Федоровское месторождение | Россия, Западная Сибирь | 1971 | 1974 | 11 | 1,9 (197x) | ||
| Восточный Багдад Филд | Ирак | 1976 г. | 8 [22] | 0-0.05 (горшок) * гражданская война [22] | |||
| Месторождение Фороозан-Марджан (Иран) | Саудовская Аравия / Иран | 1966 | 10 | ||||
| Марлим Филд | Бразилия, бассейн Кампос | 1985 | в упадке | 10-14 | 8% в год [31] | ||
| Авали | Бахрейн | 1932 | 1 | ||||
| Азадеганское месторождение | Иран | 1999 | 5.2 | ||||
| Марун Филд | Иран | 1963 | 16 | 0,52 | |||
| Месопотамский передовой бассейн | Кувейт | 66-72 | |||||
| Минагиш | Кувейт | 1959 | 2 | ||||
| Raudhatain | Кувейт | 11 | |||||
| Сабрия | Кувейт | 3.8-4 | |||||
| Ибал | Оман | 1968 | 1 | ||||
| Мухаизнинское месторождение | Оман | 1 | |||||
| Духан Месторождение | Катар | 1988 г. | 2,2 | ||||
| Халфая Филд | Ирак | 2010 г. | 4.1 | ||||
| Аз Зубайрское месторождение | Ирак | 1949 | 6 | ||||
| Нахр Умр Филд | Ирак | 1948 | 6 | ||||
| Поле Абу-Сафа | Саудовская Аравия | 1963 | 6.1 | ||||
| Хасси Мессауд | Алжир | 1956 | 9 | ||||
| Поле Бури | Ливия | 1976 г. | 1988 г. | 4,5 | 0,060 | ||
| Комплекс Кизомба | Ангола | 2 | |||||
| Даля (месторождение нефти) | Ангола | 1997 | 1 | ||||
| Белаим | Ангола | > 1 | |||||
| Зафиро | Ангола | 1 | |||||
| Нефтяное месторождение Целтен | Ливия | 1956 | 1961 | 2.5 | |||
| Поле Агбами | Нигерия | 1998 | 2008 г. | 0,8-1,2 | |||
| Бонга Филд | Нигерия | 1996 | 2005 | 1,4 | |||
| Азери-Чираг-Гюнешли | Азербайджан | 1985 | 1997 | 5.4 | 0,684 | ||
| Карачаганакское месторождение | Казахстан | 1972 | 2,5 | ||||
| Месторождение Кашаган | Казахстан | 2000 | 30 [32] | ||||
| Курмангазы Месторождение | Казахстан | 6-7 | |||||
| Поле Дархана | Казахстан | 9.5 | |||||
| Жанажолское месторождение | Казахстан | 1960 | 1987 | 3 | |||
| Узеньское месторождение | Казахстан | 7 | |||||
| Месторождение Каламкас | Казахстан | 3.2 | |||||
| Жетыбайское месторождение | Казахстан | 2,1 | |||||
| Нурсултан Филд | Казахстан | 4,5 | |||||
| Нефтяное месторождение Экофиск | Норвегия | 1969 | 1971 | 2006 г. | 3.3 | 0,127 | |
| Жилет тролля | Норвегия | 1979 г. | 1990 | 2003 | 1,4 | ||
| Статфьорд | Норвегия | 1974 | 1979 г. | 1987 | 5 [33] | ||
| Gullfaks | Норвегия | 1978 | 1986 | 1994 | 2.1 | ||
| Осеберг | Норвегия | 1979 г. | 1988 г. | 2,2 | 0,882 | ||
| Снорре | Норвегия | 1979 г. | 1992 г. | 2003 | 1,5 | ||
| Нефтяное месторождение Йохан Свердруп | Норвегия | 2010 г. | 2019 | 2.8 | |||
| Мамонтовское месторождение | Россия | 8 | |||||
| Русское месторождение | Россия | 2,5 | |||||
| Каменное Поле | Россия | 1,9 | |||||
| Ванкорское месторождение | Россия | 1983 г. | 2009 г. | 3.8 [34] | |||
| Ватьеганское месторождение | Россия | 1,4 | |||||
| Тевлинско-Русскинское месторождение | Россия | 1,3 | |||||
| Суторминское месторождение | Россия | 1.3 | |||||
| Уренгойская группа | Россия | 1 | |||||
| Усть-Балыкское месторождение | Россия | > 1 | |||||
| Туймазинское месторождение | Россия | 3 | |||||
| Арланское месторождение | Россия | > 2 | |||||
| Южно-Хильчуйское месторождение | Россия | 3.1 | |||||
| Северо-Долгинское месторождение | Россия | 2,2 | |||||
| Нижне-Чутинское месторождение | Россия | 1,7 | |||||
| Южно-Долгинское месторождение | Россия | 1.6 | |||||
| Приразломное месторождение | Россия | 1989 г. | 2011 г. | 1,4 | |||
| Западно-Матвеевское месторождение | Россия | 1,1 | |||||
| о-ва Сахалин | Россия | 14 | |||||
| Одопту | Россия | 1 | |||||
| Арукутун-Даги | Россия | 1 | |||||
| Пильтун-Астохское месторождение | Россия | 1986 | 1999 | 1 | |||
| Месторождение Аяш Восточно-Одоптуское месторождение | Россия | 4.5 | |||||
| Верхне-Чонское месторождение | Россия | 1,3 | |||||
| Талаканское месторождение | Россия | 1,3 | |||||
| Северо-Кавказский бассейн | Россия | 1.7 | |||||
| Нефтяное месторождение Клэр | Соединенное Королевство | 1977 | 1,75 возмещаемое | ||||
| Месторождение Фортиес | Соединенное Королевство | 1970 | 1975 | 1979 г. | 5 | 0,042 | |
| Поле Юпитера | Бразилия | 2008 г. | 7 | ||||
| Купиагуа / Кузиана | Колумбия | 1 | |||||
| Поле Боскан, Венесуэла | Венесуэла | 1946 | 1947 | 1.6 | |||
| Пембина | Канада | 1953 | 1953 | 1,81 (восстанавливаемый) [35] | |||
| Лебединые холмы | Канада | ||||||
| Рэйнбоу Лейк | Канада | ||||||
| Гиберния | Канада | 1979 г. | 1997 | 3 | |||
| Терра Нова Филд | Канада | 1984 | 2002 | 1.0 | |||
| Келли-Снайдер / SACROC | США, Техас | 1,5 | |||||
| Нефтяное месторождение Баккен | США, Северная Дакота | 1951 | 7,3 [36] | ||||
| Нефтяное месторождение Йейтс | США, Техас | 1926 | 1926 | 1929 | 3.0 (2,0 миллиарда восстановлено; 1,0 оставшийся резерв) [37] [38] | ||
| Нефтяное месторождение Купарук | США, Аляска | 1969 | 6 | ||||
| Альпайн, Аляска | США, Аляска | 1994 | 2000 | 2005 | 0,4-1 | 0,044 | |
| Нефтяное месторождение Восточного Техаса | США, Техас | 1930 | 6 | ||||
| Спрейберри Тренд | США, Техас | 1943 | 10 [39] | ||||
| Нефтяное месторождение Уилмингтон | США, Калифорния | 1932 | 3 | ||||
| Нефтяное месторождение Южный Белридж | США, Калифорния | 1911 | 2 [40] | ||||
| Нефтяное месторождение Коалинга | США, Калифорния | 1887 | 1 | ||||
| Elk Hills | США, Калифорния | 1911 | 1.5 [40] | ||||
| Река Керн | США, Калифорния | 1899 | 2,5 [40] | ||||
| Мидуэй-Сансет Филд | США, Калифорния | 1894 | 3,4 [40] | ||||
| Нефтяное месторождение Thunder Horse | США, Мексиканский залив | 1999 | 1 | 0.25 | |||
| Kingfish | Австралия | 1,2 | |||||
| Палтус | Австралия | 1967 | 1 | ||||
| Дацин Филд | Китай | 1959 | 1960 | 16 | истощение: 90% | ||
| Джидун Филд | Китай | 2. Ли Гоюй (2011), Мировой атлас нефтегазовых бассейнов (Оксфорд: Wiley-Blackwell), стр. «Энергия для развития: вызовы реформ и либерализации в развивающихся странах в XXI веке» Р. Ведавалли Эта страница последний раз была отредактирована 18 апреля 2021 в 12:51Может ли сланец возродить ключевое нефтяное месторождение Китая?«Я верю и докажу, что в нашей стране нет дефицита нефти. Если я смогу использовать свои 20 лет жизни в обмен на большое нефтяное месторождение, я это сделаю. Эти комментарии приписываются Вану Цзиньси, нефтянику, который стал героем коммунистического Китая в 1960-х и 1970-х годах. Буровая бригада Вана сделала больше, чем кто-либо другой, для разработки нефтяного месторождения Дацин среди замерзших болот на северо-востоке Китая. «Его энергия работать днем и ночью и способность выполнять даже самые сложные задачи снискали ему репутацию Железного человека», — сообщает Китайская национальная нефтяная корпорация (CNPC). Ван, изначально бедный крестьянин из провинции Ганьсу, в 1969 году был избран в Центральный комитет коммунистической партии. Трудно отделить мифы от реальности, но нет никаких сомнений в том, какое огромное достижение представляли нефтяные месторождения Дацина. Это были первые месторождения, разработанные с привлечением китайского опыта, а не с помощью Советского Союза. Битва за Дацин, как ее тогда называли, освободила Китай от его «давней рабской зависимости» от иностранной нефти, по словам премьер-министра Чжоу Эньлая («Нефть в Китае: от самообеспечения к интернационализации», 2010 г.) . Дацин занимает центральное место в истории современного Китая. Первая успешная скважина в Дацине была пробурена в 1959 году, когда в Китае практически не было внутренней добычи нефти и он полагался на импорт. К 1973 году производство в Дацине настолько выросло, что Китай стал нетто-экспортером нефти, и этот статус он сохранит в течение следующих 20 лет. Дацин стал символом энергетической независимости. «Благодаря открытию и строительству нефтяного месторождения Дацин, экономическое строительство нашей страны, потребности в нефти для оборонных и гражданских нужд… теперь в основном самостоятельны», — сказал премьер Чжоу в 1963 году. Дацин также стал метафорой модернизации. Чжоу, Дэн Сяопин и Цзян Цин, жена председателя Мао Цзэдуна, посетили Дацин и использовали его в качестве модели экономического развития. В 1963 году Мао заявил, что остальная промышленность Китая должна «учиться у Дацина», и тем самым запустил индустриальную и политическую философию, которая стала известна как «дацин-изм», смесь технократии, героизма и идеологии. Но Дацин был больше, чем просто символ. Эта область была самым важным источником взносов в государственный бюджет с 1960-х до начала 1980-х годов и жизненно важным источником валютных поступлений, когда Китай начал долгую и медленную модернизацию своей экономики. В Дацине все на высшем уровне. Это одно из крупнейших нефтяных месторождений в мире. В 1976 году добыча достигла 1 миллиона баррелей в день и поддерживалась на этом уровне еще 27 лет, прежде чем в 2004 году снизилась на 20 процентов. В 2009 году CNPC объявила, что совокупная добыча достигла 2 миллиардов тонн. Таким образом, Дацин входит в крошечную элитную группу «супергигантских» месторождений наряду с Гаваром Саудовской Аравии, Кантареллом в Мексике, Самотлором России и Восточным Техасом в США. Но Дацин стареет. Полевое давление, естественная энергия коллектора, упало, что затруднило добычу нефти. Таким образом, CNPC прибегает к различным методам для поддержания производительности и пытается вычистить больше нефти из коллектора. По необходимости, CNPC стала мировым лидером в области увеличения нефтеотдачи месторождения Дацин. Но сланцевая революция открыла еще одну интригующую возможность. Возможно, Китай мог бы добывать нефть прямо из толстых сланцев, которые являются источником большей части нефти, обнаруженной на традиционных нефтегазовых месторождениях Дацина, и тем самым продлить срок эксплуатации месторождения. |