Общество с ограниченной ответственностью "Транснефть – Дальний Восток" − одно из самых молодых предприятий в системе ПАО «Транснефть» (до 30.06.2016 – Открытое акционерное общество «Акционерная компания по транспорту нефти «Транснефть»). Являясь инвестором строительства второй очереди нефтепроводной системы «Восточная Сибирь – Тихий Океан» и ее эксплуатирующей организацией, компания, образованная в августе 2009 года, буквально вдохнула новую жизнь в территории Дальнего Востока.
Началом строительства нефтепроводной магистрали «ВСТО-II» считается 13 января 2010 года. Тогда произошло знаменательное событие – сварен первый стык на 3806 км трассы «ВСТО» в районе станции Ин Еврейской автономной области.
На данный момент «ВСТО-II» – это грандиозная система нефтепровода общей протяженностью 2047 км. Пролегая по маршруту: г. Сковородино – г. Хабаровск – пос. Врангель, «ВСТО-II» делает возможным реализацию стратегических планов по развитию топливно-энергетического комплекса Российской Федерации – транспортировку нефти в страны Азиатско-Тихоокеанского региона. Однако не все сырье идет на экспорт. В августе 2015 года был введен в эксплуатацию нефтепровод – отвод на Хабаровский нефтеперерабатывающий завод. По нефтепроводу «ВСТО – Хабаровский НПЗ» ежегодно можно будет прокачать до 6 миллионов тонн нефти в год.
Сегодня под контролем общества с ограниченной ответственностью «Транснефть – Дальний Восток» 2047 км второй очереди «ВСТО», два районных нефтепроводных управления в городах Белогорск и Дальнереченск, восемь нефтеперекачивающих станций, линейно-эксплуатационные участки"Сковородино" и "Биробиджан", три центрально-ремонтных службы, две базы производственного обслуживания. На предприятии уже трудятся около трех тысяч человек.
ООО «Транснефть – Дальний Восток» является гарантом социальной стабильности в местах своего присутствия. Общество проводит целевое обучение местных жителей, обеспечивая впоследствии 100 % трудоустройство тех, кто успешно окончил образовательные курсы. Предприятие обеспечивает занятость многих подрядных организаций, своевременно и в полном объеме выполняет обязательства перед региональными и местными бюджетами.
Забота об экологии – один из приоритетов деятельности ООО «Транснефть – Дальний Восток». Компания с максимальной ответственностью подходит к обеспечению экологической безопасности в местах размещения нефтепровода, применяя только новейшее оборудование и технологии. Общество с ограниченной ответственностью «Транснефть – Дальний Восток» неукоснительно выполняет нормы природоохранного законодательства, проводит обязательное лицензирование, экологическую экспертизу и сертификацию.
Трубопроводная система "Восточная Сибирь – Тихий океан" – нефтепровод, не имеющий аналогов в мире по своей протяженности. Расстояние от начальной точки (ГНПС №1 «Тайшет») до конечной (пункт приема нефти СМНП Козьмино) составляет 4756 км. Таким образом, трубопровод ВСТО побил рекорд книги Гиннесса – североамериканский нефтепровод Эдмонтон – Чикаго – Монреаль протяженностью 3787,2 км.
Трубопроводная система Восточная Сибирь – Тихий океан (ВСТО) построена для транспортировки нефти на российский Дальний Восток и на рынки Азиатско-Тихоокеанского региона. Система технологически соединена с существующими магистральными трубопроводами ПАО «Транснефть» (до 30.06.2016 – Открытое акционерное общество «Акционерная компания по транспорту нефти «Транснефть») и входит в единую сеть, обеспечивающую оперативное распределение потоков нефти по территории России в западном и восточном направлениях.
Реализация ТС ВСТО проходила в два этапа. В рамках первой очереди на участке г. Тайшет (Иркутская область) – г. Сковородино (Амурская область) построен магистральный нефтепровод, общей протяженностью 2694 км, 7 нефтеперекачивающих станций, пункт налива нефти на станции Сковородино, специализированный морской нефтеналивной порт "Козьмино".
До строительства второй очереди нефтепроводной системы нефть из Восточносибирских месторождений на экспорт в страны Азиатско-Тихоокеанского региона только половину пути проделывала по трубопроводу, и дальше перегружалась в железнодорожные цистерны. С целью минимизировать финансовые и временные затраты, в 2010 году началось строительство второй очереди нефтепровода "Восточная Сибирь – Тихий океан".
В рамках проекта ВСТО-II выполнено строительство линейной части нефтепровода на участке НПС «Сковородино» (Амурская область) – Спецморнефтепорт «Козьмино» (Приморский край), построено 8 нефтеперекачивающих станций с суммарным объемом резервуарных парков 220 тыс. куб. м.
Трубопровод, общей протяженностью 2047 км, проходит по территориям Амурской области, Еврейской автономной области, Хабаровского и Приморского краев. Строительство второй очереди шло рекордными темпами: до 9 километров сваренных участков трубопровода в сутки. При этом около 50% трассы пришлось на обводненные территории, прохождение которых было возможно только в зимний период.
В период 2010-2012 гг. были также построены объекты внешнего электроснабжения НПС (общая протяженность линий составляет 471,8 км), системы оптико-волоконной связи (2232,8 км), объекты эксплуатации и жилого фонда, проведено расширение НПС-21 "Сковородино" и СМНП "Козьмино".
Новая трубопроводная система создана с учетом самых передовых достижений в проектировании, строительстве и эксплуатации нефтепроводов и обладает высоким уровнем надежности и минимальным воздействием на окружающую среду.
8 июля 2015 года осуществлено подключение объектов АО «ННК – Хабаровский НПЗ» к магистральному нефтепроводу ВСТО-II на НПС № 34 (с. Галкино). Спустя месяц 28-километровый нефтепровод – отвод «ВСТО-II – ХНПЗ» введен в промышленную эксплуатацию. По планам по ежегодно по отводу может быть прокачано до 6 миллионов тонн нефти. Безопасность нефтепровода обеспечивается технологией микротоннелирования, которая предусматривает прокладку "трубы в трубе" на глубине 10 метров под землей. Остальная часть нефтепровода пройдет по территории Хабаровского района и будет проложена по традиционной технологии.
Http://fareast. transneft. ru/about/activity
Основными Нефтеперерабатывающими заводами Дальнего востока являются Хабаровский нефтеперерабатывающий завод, входящий в НК Alliance Oil и принадлежащий «Роснефти» Комсомольский нефтеперерабатывающий завод.
На сегодняшний день проводится реконструкция производственных мощностей обоих заводов, которая предусматривает оборудование факельными установками закрытого типа, что в свою очередь позволит значительно улучшить экологическое состояние обоих городов Хабаровского края.
После реконструкции проведенной на одном из крупнейших Нефтеперерабатывающих предприятий в России, Хабаровском НПЗ, а ее завершение планируется на вторую половину текущего года, уровень экологической угрозы снизится в несколько раз.
Инвестиционным проектом предусмотрено применение передовых технологий, которые приведут к сокращению валового выброса в окружающую атмосферу на 45%. Ощутимо снизится выброс диоксида серы, оксида углерода, углеводородов, полностью прекратится выброс сажи и мазутной золы. Кроме реконструкции предприятия, планируется строительство отвода на Хабаровский НПЗ от нефтепровода «Восточная Сибирь – Тихий Океан».
Реконструкции подлежит и еще один дальневосточный завод Нефтепереработки Российской федерации – Комсомольский нефтеперерабатывающий завод. Основные виды продукции предприятия – бензин, дизельное топливо, мазут и керосин. После реконструкции и модернизации предприятия планируется довести мощности предприятия до 8 млн. т. нефти в год, против сегодняшних 7 млн. т. в год, и углубить переработку нефти до 95% против сегодняшних 60%.
Продукция Комсомольского НПЗ реализуется на территории Дальнего Востока и экспортируется в Южную Корею, Японию и Вьетнам.
Что касается строительства отвода аналогично Хабаровскому НПЗ, то пока вопрос окончательно не решен, хотя генеральное соглашение с «Роснефтью» уже подписано.
Http://concentre. ru/neftepererabatyvayushhie-predpriyatiya/neftepererabatyvayushhie-zavody-dalnego-vostoka. html
В работе рассмотрена сырьевая база нефти, приведен анализ развития нефтяной отрасли на Дальнем востоке и динамика ее добычи, представлено современное состояние нефтепереработки, нефтегазохимии, выполнен прогноз добычи нефти, определены параметры формирования перерабатывающей, нефтегазохимической и транспортной инфраструктуры.
По статистическим данным в 2007 году в Российской Федерации (РФ) было добыто около 400 млн т нефти. Главные нефтяные районы – Западная Сибирь, Волго-Уральский район, Северный Кавказ и Европейский Север. Особенно перспективными районами являются континентальные шельфы на Европейском Севере и Дальнем Востоке. В настоящее время главным районом добычи нефти является Уральский федеральный округ. В 2007 году здесь было добыто около 250 млн т нефти, то есть месторождения этого региона дают 66 % добываемой в России нефти. Около 2/3 всей добывающей нефти разрабатывается наиболее эффективным фонтанным способом. Перспективными являются ряд регионов страны, особенно на континентальном шельфе Баренцева и Охотского морей и в Восточной Сибири. К настоящему времени разведанность месторождений нефти европейских регионов России и Западной Сибири достигает 65-70 %, в то время как в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке только на 6-8 %, а шельфы морей разведаны лишь на 1 %. Но именно на эти труднодоступные регионы приходится 46 % перспективных и 50 % прогнозных ресурсов нефти. На рисунке отмечены главные нефтяные районы РФ [1, 4].
По статистическим данным 2010 г., Россия занимает седьмое место в мире по доказанным запасам нефти, которые оцениваются более чем в 74 млрд. баррелей (примерно 10 млрд т). Согласно документам, подготовленным к заседанию Совета безопасности РФ, запасы российской нефти выработаны более чем на 50 %, а текущий уровень добычи (около 500 млн т нефти в год) может продержаться в течение 20–30 лет, что подтверждается данными табл. 1, периодически увеличиваясь за счет ввода новых проектов и снижаясь из-за истощения старых месторождений [1, 3].
Как видно из данных, представленных в табл. 1, Дальний Восток является новым и динамично развивающимся нефтегазодобывающим районом России. Анализ статистических источников показал, что НСР (начальные суммарные ресурсы) нефти в регионе составляют около 9 % общероссийских ресурсов, газа – свыше 11 %, в регионе добывается около 2,6 % российской нефти и почти 1,4 % – газа (табл. 2); ведется добыча нефти и газа на сухопутных месторождениях о-ва Сахалин и в рамках проектов Сахалин-1 и Сахалин-2; начаты поисковые работы по проекту Сахалин-3 и на Западно-Камчатском шельфе. Сформированы лицензионные блоки в рамках проектов Сахалин 49. Действуют локальные системы нефтегазообеспечения «Северный Сахалин – Комсомольский промышленный узел», введен в эксплуатацию газопровод «Комсомольск-на-Амуре – Хабаровск». Дальний Восток включает в себя российские восточные территории и акватории дальневосточных морей и арктических морей, а также континентальный шельф Тихого океана. В плане добычи нефти интерес представляют как территории, так и акватории данного региона, а именно Охотоморская НГП, которая включает в себя девять нефтегазоносных областей, располагающихся на о-ве Сахалин, морской и шельфовой зоне Охотоморского сектора Тихого океана. В состав провинции входят Охотско-Западно-Камчатская НГО, Северо-Сахалинская НГО, Южно-Сахалинская НГО, Западно-Сахалинская НГО, Дерюгинская НГО, Тинровская ПНГО, Северо-Охотская ПНГО, Лисянская ПНГО, Центрально-Охотская ПНГО [1, 3].
По прогнозам Института нефтегазовой геологии и геофизики СО РАН от 2013 г. общая добыча нефти и конденсата на Дальнем Востоке и шельфах дальневосточных морей может составить в 2015 г. – около 28 млн т, в 2020 г. – 29,3 млн т с возможной последующей стабилизацией этого показателя (табл. 3) [3].
Достижение проектируемых уровней добычи нефти и их стабилизация за счет уже разрабатываемых и подготовленных к промышленной эксплуатации месторождений Республики Саха (Якутия) (Среднеботуобинского, Талаканского и другие), шельфовых месторождений проектов «Сахалин-1» («Чайво», «Одопту-море», Аркутун-Дагинское), «Сахалин-2» (Лунское, Пильтун-Астохское) возможно только до 2015–2020 гг. После этого месторождения войдут в стадию падающей добычи. В период после 2020 г. добыча нефти на Дальнем Востоке должна поддерживаться за счет месторождений, прогнозируемых к открытию.
Http://eduherald. ru/ru/article/view? id=13175
Oil industry of Far East: modern state and development prospects
A. Kontorovich, RAS Siberian Division’s institute of oil-gas geology and geophysics,
L. Eder, RAS Siberian Division’s institute of oil-gas geology and geophysics,
I. Filimonova, RAS Siberian Division’s institute of oil-gas geology and geophysics, Novosibirsk State university,
V. Nemov, RAS Siberian Division’s institute of oil-gas geology and geophysics,
I. Provornaya, RAS Siberian Division’s institute of oil-gas geology and geophysics, Novosibirsk State university
Рассмотрена сырьевая база нефти Дальнего Востока, приведена динамика добычи нефти с детализацией по компаниям и субъектам Федерации, представлено современное состояние нефтепереработки, нефтегазохимии, выполнен прогноз добычи нефти, определены параметры формирования перерабатывающей, нефтегазохимической и транспортной инфраструктуры.
There is examined raw material base of Far East, there are given dynamics of oil production with details as to Companies and Federation parts, there is presented modern state of oil refinery, oil-gas chemistry, there is done prediction of oil production, there are determined forming parameters of oil refinery, oil-gas chemical and transport infrastructure.
Значительный потенциал энергетических ресурсов России сосредоточен на востоке страны. Эффективное освоение преимущественно российским капиталом энергетического потенциала Дальнего Востока и на этой основе развитие высокотехнологичных отраслей перерабатывающей промышленности – важное условие сохранения национального суверенитета России над обширными восточными территориями, увеличения численности и повышения уровня жизни населения на востоке страны, проведение недискриминационной интеграции в экономическое пространство Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР).
В настоящее время в регионе происходит активное развитие нефтяного комплекса. Территориально Дальний Восток делится на два основных центра нефтедобычи – Якутский и Сахалинский. В ближайшие годы добыча нефти в Республике Саха (Якутия) и на Сахалине выйдет на максимальный уровень. Этому будет способствовать выход на проектную мощность Талаканского месторождения, ввод в разработку Среднеботуобинского, а также начало разработки нефтяной оторочки Чаяндинского месторождений. Однако для поддержания добычи нефти после 2015 – 2020 гг. уже сейчас в регионе необходимы резкое увеличение объема геологоразведочных работ и обеспечение расширенного воспроизводства минерально-сырьевой базы, чтобы обеспечить долгосрочный стабильный уровень производства жидких углеводородов. В соответствии с планом поддержания и расширения нефтедобычи на Дальнем Востоке необходимо синхронизированное по срокам развитие нефтепереработки – увеличение мощности и глубины переработки действующих НПЗ (Комсомольский и Хабаровский), а также строительство новых (Приморский) как для удовлетворения местных нужд, так и для экспорта.
Одним из приоритетных направлений развития современной нефтяной промышленности России является диверсификация направлений и способов поставок на мировые рынки. Дальний Восток – ключевой регион для выхода России на быстро растущие рынки стран (АТР), где уже происходит формирование экспортной транспортной инфраструктуры – строительство нефтепроводных систем ВСТО-1 и ВСТО-2, спецморнефтепорта в Козьмино, а также нефтепроводов «Северный Сахалин – Де-Кастри», «Северный Сахалин – Южный Сахалин».
Формирование новых крупных центров нефтегазового комплекса на Дальнем Востоке, развитие производственной (добывающей, перерабатывающей) и транспортной инфраструктуры становится все более важной задачей не только социально-экономического развития регионов Дальнего Востока и обеспечения энергетической безопасности России, но и служит реализации российских геополитических интересов.
Мощным стимулом к развитию добычи нефти на Дальнем Востоке стало строительство нефтепровода ВСТО и спецморнефтепорта в Козьмино, а также вышеназванных нефтепроводов. Рост добычи нефти на Дальнем Востоке связан с вводом в промышленную эксплуатацию в 2004 – 2005 гг. проекта «Сахалин-1» на шельфе о. Сахалин, в конце 2008 – 2009 гг. – Талаканского месторождения в Республике Саха (Якутия) и в 2009 г. – выходом на круглогодичную добычу нефти по проекту «Сахалин-2».
Добыча жидких углеводородов – нефти с конденсатом на Дальнем Востоке в 2012 г. составила 20,9 млн тонн, в том числе в Республике Саха (Якутия) – 6,8 млн тонн, в Сахалинской области – 14,09 млн тонн (табл. 1).
После некоторого спада добычи нефти в 2009 – 2010 гг. на шельфах дальневосточных морей в 2011 г. возобновился рост добычи по проекту «Сахалин-1», однако по итогам 2012 г. падение добычи составило 10% к предыдущему году – с 7,9 млн тонн в 2011 г. до 7,1 млн тонн в 2012 г. По проекту «Сахалин-2» и на континентальных месторождениях, разрабатываемых «Роснефть–Сахалинморнефтегаз», сохранилась отрицательная тенденция, или стагнация, добычи нефти.
«Сахалин-1». Проект включает разработку месторождений «Чайво», «Одопту» и «Аркутун-Даги», разведанные и предварительно оцененные запасы которых составляют около 240 млн тонн нефти и 460 млрд м 3 газа. Реализация проекта «Сахалин-1» началась в 2004 г. по условиям соглашения о разделе продукции. Оператором проекта является компания Exxon Neftegas Limited (доля в проекте – 30%); кроме того, в проекте участвуют Sodeco (30%), «Роснефть» (20%) и ONGC (20%). В настоящее время разрабатываются месторождения «Чайво» и «Одопту», добыча на которых за все время составила более 50 млн тонн нефти. Разработка месторождения «Аркутун-Даги» предусмотрена в рамках второго этапа проекта, а начало добычи намечено на 2014 г.
«Сахалин-2». Проект включает разработку Пильтун-Астохского (нефтяного) и Лунского (газового) месторождений, разведанные и предварительно оцененные запасы которых составляют около 110 млн тонн нефти и 600 млрд м 3 газа. Также в рамках проекта функционирует завод по сжижению газа, мощностью около 10 млн тонн в год. Добыча с Пильтун-Астохского месторождения началась в 1999 г. по условиям соглашения о разделе продукции. Оператором проекта является компания Sakhalin Energy, ее акционеры – Газпром (50%), Royal Dutch Shell (27,5%), Mitsui (12,5%) и Mitsubishi (10%). На первом этапе добыча проводилась сезонным способом в летний период. На втором этапе с целью круглогодичной добычи нефти и газа были установлены платформы на Пильтун-Астохском и Лунском месторождениях. С 2009 г. происходит транспортировка нефти и газа по трубопроводам до экспортного нефтяного терминала и завода СПГ на юге о. Сахалин в Корсаково.
Переработка нефти. Переработку нефти на Дальнем Востоке осуществляют два крупных НПЗ – Комсомольский НПЗ (контролируется «Роснефтью») и Хабаровский НПЗ (контролируется «Альянсом»), а также мини-НПЗ компании «Петросах» на Сахалине.
Мощность Комсомольского НПЗ составляет 8 млн тонн нефти в год, а его загрузка в 2012 г. составила 94%. Мощность Хабаровского НПЗ составляет 4,35 млн тонн в год, при этом переработка в 2012 г. составила 3,9 млн тонн с загрузкой мощностей 90%. Мощность мини-НПЗ компании «Петросах» на Сахалине составляет порядка 200 тыс. тонн в год, переработка – 65 тыс. тонн.
Общая мощность дальневосточных заводов по сырью в 2012 г. составила 12,3 млн тонн, первичная переработка – 11,4 млн тонн нефти (рис. 2, 3).
На территории республики функционируют две установки компании «ЯТЭК» по переработке газового конденсата на Средневилюйском и Мастахском ГКМ, Талаканская установка по производству битума («Сургутнефтегаз») для собственных нужд в объеме 17,5 тыс. тонн в год, введенная в марте 2011 г., а также первая очередь Таас-Юряхской нефтеперерабатывающей установки.
В настоящее время в Республике Саха (Якутия) существует потенциал роста мощностей по переработке нефти за счет законсервированных (в силу финансовых и административных проблем) заводов:
- Витимского малогабаритного нефтеперерабатывающего комплекса («Саханефтегаз») мощностью 50 тыс. тонн в год (строительство завершено, однако с 2003 г. находится в консервации); Иреляхского нефтеперерабатывающего завода (ЗАО «Иреляхнефть») проектной мощностью 250 тыс. тонн в год (строительство не завершено, законсервирован в 2002 г.).
Основная часть сырья на НПЗ Дальнего Востока поставляется из Западной Сибири, небольшие объемы (1,7 – 1,8 млн тонн в год) на Комсомольский НПЗ – с сухопутных месторождений о-ва Сахалин. Нефть, добываемая на шельфе Сахалина, в рамках соглашений о разделе продукции (СРП), в полном объеме поставляется на экспорт.
В условиях высокого регионального и экспортного спроса на нефтепродукты уровень загрузки дальневосточных заводов превышает 90%, сдерживающим фактором выступает значительная удаленность и недостаточные объемы собственной сырьевой базы.
Транспорт нефти. Одним из наиболее значительных транспортных проектов, реализованных в России в последние два десятилетия, можно назвать строительство нефтепровода «Восточная Сибирь – Тихий океан», который связал нефтяные месторождения Западной и Восточной Сибири с портами на Дальнем Востоке, а также непосредственно с потребителями в КНР.
Проектируемая пропускная способность нефтепровода «Восточная Сибирь – Тихий океан» – 80 млн тонн нефти в год. Протяженность трассы – свыше 4720 км, конечный пункт – специализированный морской нефтяной порт в бухте Козьмино в Приморском крае.
Первая очередь строительства ВСТО (ВСТО-1), реализованная на участке «Тайшет – Сковородино» (2757 км), начата в апреле 2006 г., завершена в декабре 2009 г., мощность трубопровода составила 30 млн тонн в год. Первое время поставки нефти из Сковородино до тихоокеанского побережья осуществлялись железнодорожным транспортом. При этом половина всего объема нефти поставлялась в Китай на нефтеперерабатывающие заводы в районе г. Дацин, другая часть – в российский дальневосточный терминал Козьмино. В ноябре 2009 г. «Транснефть» завершила заполнение технологической нефтью объектов порта в Козьмино, с декабря 2009 г. производится отгрузка нефти в танкеры.
Начиная с декабря 2010 г., организованы поставки нефти по нефтепроводу «Россия – Китай» по маршруту «Сковородино – Дацин». Общая протяженность трубопровода составляет 960 км, проектная мощность 15 млн тонн в год.
В настоящее время завершено строительство второго этапа проекта –нефтепровода «Сковородино – СМНП «Козьмино»» (ВСТО-2), протяженностью 2046 км. Ввод в эксплуатацию ВСТО-2 состоялся 25 декабря 2012 г. На первом этапе мощность трубопровода составила 30 млн тонн в год. В перспективе, к 2015 – 2016 гг., общая мощность ВСТО-2 может быть увеличена до 50 млн тонн нефти в год путем строительства дополнительных нефтеперекачивающих станций.
Состояние и перспективы расширения сырьевой базы нефти на Востоке России, с учетом ожидаемых изменений в маркетинговых и технологических условиях, дают основания для обоснования достаточно высоких прогнозных уровней добычи нефти, превышающих параметры ряда утвержденных Правительством Российской Федерации документов. При освоении новых нефтегазоносных провинций необходимо учитывать вероятность новых перспективных открытий и прироста запасов высокодостоверных категорий как в процессе проведения геологоразведочных работ, так и в процессе освоения уже открытых месторождений.
Прогноз добычи нефти и конденсата. Общая добыча нефти и конденсата на Дальнем Востоке и шельфах дальневосточных морей может составить в 2015 г. – около 28 млн тонн, в 2020 г. – 29,3 млн тонн с возможной последующей стабилизацией этого показателя (табл. 2). Достижение проектируемых уровней добычи нефти и их стабилизация за счет уже разрабатываемых и подготовленных к промышленной эксплуатации месторождений Республики Саха (Якутия) (Среднеботуобинского, Талаканского и др.), шельфовых месторождений проектов «Сахалин-1» («Чайво», «Одопту-море», Аркутун-Дагинское), «Сахалин-2» (Лунское, Пильтун-Астохское) возможно только до 2015 – 2020 гг. После этого месторождения войдут в стадию падающей добычи. В период после 2020 г. добыча нефти на Дальнем Востоке должна поддерживаться за счет месторождений, прогнозируемых к открытию.
В Якутском центре наращивание добычи нефти планируется до 2020 г., когда добыча возрастет до 14 млн тонн. К этому времени будет выведено на проектируемый уровень разработки Талаканское месторождение (7 млн тонн), введено в разработку Среднеботуобинское месторождение (6 млн тонн) и нефтяная оторочка Чаяндинского месторождения (2 млн тонн).
Однако после 2020 г. добыча нефти в республике на существующих месторождениях начнет снижаться и уже в 2030 – 2035 гг. этот показатель составит около 7 – 8 млн тонн. Для стабилизации добычи нефти в регионе необходимы интенсификация геолого-разведочных работ и резкое расширение воспроизводства минерально-сырьевой базы. Для того чтобы не допустить резкого снижения добычи нефти в Республике Саха (Якутия) после 2020 г. необходимо открыть и подготовить запасы в объеме более 120 млн тонн нефти категории АВС1+С2, которые будут обеспечивать добычу нефти на уровне не менее 5 – 7 млн тонн в год.
На Сахалинском центре планомерное снижение добычи нефти может начаться уже в период 2015 – 2020 гг.
В рамках реализации проекта «Сахалин-1» с 2014 г. предполагается приступить к освоению запасов газа и конденсата месторождения «Чайво» и запасов нефти месторождения «Аркутун-Даги». Разведанная сырьевая база и ожидаемый прирост запасов нефти на новых участках обеспечит добычу нефти по проекту «Сахалин-1» в 2020 г. на уровне 7 млн тонн с последующим планомерным сокращением в 2025 г. – до 5 млн тонн, в 2030 г. – до 4 млн тонн.
По проекту «Сахалин-2» предусмотрено поэтапное освоение Пильтун-Астохского и Лунского месторождений, расположенных в 13 – 16 км от северо-восточного побережья о-ва Сахалин. В 2012 г. добыча нефти составила 6,1 млн тонн, разведанная сырьевая база позволит выйти к 2015 г. на «полку» в 6,5 млн тонн с последующим планомерным сокращением к 2020 г. до 5 млн тонн, к 2025 г. до 4 млн тонн, к 2030 г. до 3,5 млн тонн.
Перспективными в плане прироста запасов и увеличения добычи нефти являются проекты «Сахалин-3» – «Сахалин-9». Существующие геологические предпосылки дают возможность прогнозировать возможность подготовки сырьевой базы, позволяющей обеспечить после 2020 г. добычу нефти на уровне 7 – 8 млн тонн.
В настоящее время существуют определенные перспективы увеличения ресурсной базы Дальнего Востока за счет перспективных площадей Камчатского шельфа. Из четырех площадей (Западно-Камчатской и Шелиховской на Охотоморском шельфе, Олюторской и Хатырской на Беринговоморском шельфе) в распределенном фонде недр находится только одна – Западно-Камчатская, включающая Крутогоровский и Сухановский нефтегазоносные участки. Лицензия на эти лицензионные участки распоряжением Правительства РФ передана Газпрому.
К 2015 г. завершится модернизация Комсомольского НПЗ, что позволит повысить глубину переработки с 62,7% до 95% и уровень загрузки мощностей. В рамках инвестиционной программы планируется строительство нефтепродуктопровода от НПЗ до порта Де-Кастри мощностью 5,7 млн тонн в год для организации поставок нефтепродуктов в страны АТР.
В 2012 – 2015 гг. целесообразно строительство вблизи терминала в Козьмино, в районе мыса Елизарова, современного Приморского НПЗ мощностью по сырью не менее 20 млн тонн в год с блоком нефтехимии. Вместе с тем пока не принято окончательного решения о технических характеристиках и сроках строительства завода, в том числе в результате жесткой китайской позиции, заключающейся в желании покупать сырье и перерабатывать его на своей территории.
Зарубежные партнеры указывают на отсутствие спроса и жесткую конкуренцию на рынке нефтепродуктов конечного назначения АТР. При этом следует отметить и учесть в российской переговорной позиции, что Россия уже поставляет в Китай с внутриконтинентальных НПЗ почти 10 млн тонн нефтепродуктов ежегодно, а китайский нефтяной рынок растет в среднем на 20 млн тонн в год. Именно благодаря поставкам нефти из России осуществляется загрузка ряда НПЗ Северо-Востока КНР, где в условиях падающей добычи в Дацинском бассейне мог сформироваться очередной «ржавый пояс» 1 . Поддерживая энергетическую безопасность и стимулируя экономическое развитие китайских провинций, российские компании в первую очередь должны обеспечивать экономические и геополитические интересы своей страны. Приоритетом при принятии крупных хозяйственных решений должно выступать технологическое, инфраструктурное и социально-экономическое развитие регионов Востока России.
Развитие нефтехимии на базе нефтепереработки. В сентябре 2012 г. компанией «Роснефть» в районе Находки (п. Первостроителей) состоялась закладка первого камня на площадке строительства Восточной нефтехимической компании (ВНХК), получены базовые проекты всех технологических установок. Строительство нефтеперерабатывающего и нефтехимического комплекса ориентировано, прежде всего, на выпуск нефтехимической продукции с возможностью экспорта на рынок стран АТР.
Строительство комплекса предполагается в три этапа. На первом этапе (2011 – 2017 гг.) – проектирование и строительство нефтехимического комплекса (НХК) с ежегодной переработкой 3,44 млн тонн смеси нафты и сжиженного углеводородного газа (СУГ) с Комсомольского НПЗ и смесевой нафты с Ангарского НПЗ и Ангарской НХК. Завод ориентирован на выпуск полиэтилена, полипропилена, моноэтиленгликоля, бутадиена, бензина пиролиза и др.
На втором этапе (третий квартал 2018 г.) планируется организация поставок нефти в объеме 5,0 млн тонн из нефтепровода ВСТО, а на третьем этапе (четвертый квартал 2018 г.) – 1,5 млн тонн газового конденсата с проекта «Сахалин-3». Ввод в эксплуатацию мощностей второго этапа позволит выпускать полиэтилен, бензины, дизельное топливо, керосины, мазут и др.
Суммарные мощности по сырью ВНХК составят около 10 млн тонн, общие инвестиции в строительство – 11 млрд долл.
Таким образом, в долгосрочной перспективе на территории Дальнего Востока прирост мощностей будет происходить как за счет расширения существующих производств (Комсомольский и Хабаровский НПЗ), так и за счет строительства нового нефтехимического и нефтеперерабатывающего комплекса в районе Находки (п. Первостроителей) в Приморском крае.
Развитие транспорта. Дальнейшее развитие транспортной инфраструктуры на Дальнем Востоке будет осуществляться за счет строительства отводов от ВСТО к действующим НПЗ.
В начале сентября 2012 г. «Роснефть» и «Транснефть» подписали соглашение о совместном строительстве нефтепровода-отвода, мощностью 8 млн тонн в год от ВСТО до Комсомольского НПЗ, который в настоящее время получает сырье посредством железнодорожного транспорта. Завершить строительство отвода планируется в течение четырех лет.
Строительство ответвления от ВСТО к Хабаровскому НПЗ, протяженностью 26 км, планируется завершить в конце 2013 г. – начале 2014 г. В настоящее время увеличение объемов переработки Хабаровского НПЗ невозможно из-за транспортно-логистических ограничений: поставка сырья для завода и отгрузка нефтепродуктов осуществляется преимущественно железнодорожным транспортом, мощности которого используются на пределе. Строительство нефтепровода-ответвления ВСТО позволит нарастить объемы переработки на Хабаровском НПЗ и в перспективе увеличить мощность завода до 6 млн тонн в год.
Стимулом инвестиционной деятельности в сфере освоения природного потенциала Дальнего Востока стали подготовка и ввод в эксплуатацию ряда крупных месторождений углеводородов (Талаканское месторождение, проекты «Сахалин-1», «Сахалин-2») на основе созданной государством транспортной инфраструктуры (нефтепроводная система ВСТО, а также нефтепроводы «Северный Сахалин – Де-Кастри», «Северный Сахалин – Южный Сахалин»).
Наращивание добычи нефти на Дальнем Востоке будет обеспечено вводом в разработку уже разведанной и подготовленной к промышленной эксплуатации сырьевой базой нефти после строительства подводящих нефтепроводов, в том числе от средних и мелких месторождений Республике Саха (Якутия) к ВСТО, реализацией шельфовых проектов в Охотском море («Сахалин-3-9»). В то же время необходимо проведение широкомасштабных геологоразведочных работ с целью своевременного прироста запасов достоверных категорий и увеличение степени разведанности перспективной нефтегазоносной территории Дальнего Востока, открытие новых месторождений – для обеспечения стабильного уровня добычи нефти в долгосрочной перспективе.
В дальнейшем развитие территорий должно быть обеспечено за счет создания новых высокотехнологических добывающих и перерабатывающих производств, расширения мощностей существующих НПЗ (Комсомольского и Хабаровского), строительства к ним подводящих нефтепроводов от ВСТО, а также развития новых нефтегазохимических производств, организации производства и экспорта преимущественно продукции с высокой добавленной стоимостью.
Http://burneft. ru/archive/issues/2013-07-08/1
Компания с ограниченной ответственностью «Китайско-российская Восточная нефтехимическая компания (г. Тяньцзинь)» (PetroChina-Rosneft Orient Petrochemical (Tianjin) Company Ltd) является совместным предприятием НК «Роснефть» (доля — 49%) и Китайской Национальной Нефтегазовой Корпорации (доля — 51%). Проект предусматривает создание нефтеперерабатывающего и нефтехимического комплекса в промышленной зоне Наньгань в г. Тяньцзинь в КНР.
22 марта 2013 г. в ходе первого зарубежного визита Председателя КНР Си Цзиньпина в Москву было подписано «Соглашение между Правительством РФ и Правительством КНР о сотрудничестве в строительстве и эксплуатации Тяньцзиньского нефтеперерабатывающего и нефтехимического завода и проектах в сфере разведки и добычи нефти», закрепившее предоставление совместному предприятию трех исключительных прав:
- на самостоятельный импорт сырой нефти; на беспрепятственный экспорт нефтепродуктов и продукции нефтехимии; на продажу внутри страны нефтепродуктов и продукции нефтехимии совместного предприятия.
Реализация этих прав позволит существенно увеличить финансово-экономическую эффективность проекта.
Мощность Тяньцзиньского НПЗ по первичной переработке нефти составит 16 млн т./г., а глубина переработки — более 95%. В рамках проекта предполагается строительство крупных нефтехимических установок, в том числе установок пиролиза и производства ароматических углеводородов. Проект предусматривает также создание розничной сети из 300 АЗС.
В ходе государственного визита в КНР 16 мая 2014 г. НК «Роснефть» и «КННК» подписали «График запуска НПЗ в Тяньцзине и поставок нефти для переработки на указанном заводе», который предусматривает запуск предприятия в конце 2019 года. В 2014 г. НК «Роснефть» и «КННК» намериваются получить все необходимые корпоративные одобрения в отношении ТЭО и начать этап подготовки разрешительной документации.
Проект ВНХК предусматривает создание крупнейшего нефтеперерабатывающего и нефтехимического комплекса в Дальневосточном федеральном округе.
Реализация проекта позволит решить проблему локального дефицита и высоких цен на моторные топлива в ДФО и заложить основу для создания нефтехимического кластера в регионе. Комплекс ВНХК также позволит максимально эффективно использовать конъюнктуру рынка Азиатско-Тихоокеанского региона и экспортировать конечную продукцию с высоким уровнем добавленной стоимости.
В настоящее время осуществляется комплекс мероприятий по подготовке к строительству I и II очереди проекта:
- I-я очередь — нефтепереработка мощностью 12 млн тонн в год по нефти с получением моторных топлив (автобензинов 1 млн 570 тыс. тонн/год, дизельного топлива 6 млн тонн/год, керосина 790 тыс. тонн/год, судового маловязкого топлива 140 тыс. тонн/год); II-я очередь — нефтехимия мощностью 3,4 млн тонн в год по сырью с производством следующих основных товарной продукции: Полиэтилены — 850 тыс. тонн/год – для производства широкого спектра полимерных пленок и труб; Полипропилены — 800 тыс. тонн/год – для производства различной кабельной и медицинской продукции; Бутадиен — 200 тыс. тонн/год – для производства синтетических каучуков (PBR, SSBR, EPDM и т. д.); Бензол — 230 тыс. тонн/год – исходное сырьё для производства лекарств, различных пластмасс, синтетической резины, красителей; МЭГ — 700 тыс. тонн/год – для производства широкого ассортимента бытовой продукции (синтетических волокон, растворителей, низкозамерзающих и гидравлических жидкостей).
На данном этапе выполняются работы по подготовке проектной документации для I и II очереди проекта, проводятся инженерные изыскания на площадке строительства нефтехимического комплекса и объектах инфраструктуры (ж/д пути, внеплощадочная автомобильная дорога, объекты водоснабжения, нефтепровод-отвод, объекты электросетевого хозяйства и т. д.). Срок завершения этих работ – 2016 год.
Общий объем капитальных вложений в строительство I и II очереди составит около 660 млрд руб., ожидаемый мультипликативный эффект проекта — до 600 млрд руб.
Строительство ВНХК обладает рядом преимуществ по сравнению со многими российскими и зарубежными аналогами:
- Полная обеспеченность собственным сырьем; Расположение в непосредственной близости от ВСТО и выхода в море; Близость к крупнейшим рынкам сбыта продукции — АТР; Более низкие удельные затраты в производстве нефтехимической продукции.
Проект поддержан Президентом Российской Федерации В. В. Путиным (№ Пр-2970 от 19.12.2013г.), Председателем Правительства Российской Федерации Д. А. Медведевым (№ ДМ-П9-705р от 31.01.2014г.), а также региональными властями.
Http://www. rosneft. ru/business/Downstream/refining/Construction/
К 2017 году на Дальнем Востоке сформируется новая – нефтегазоперерабатывающая – отрасль, ориентированная на рынки Азиатско – Тихоокеанского региона. Сегодня можно утверждать, что старт ей дан.
Как ни крутись, а Дальнему Востоку пока никуда не деться от сырьевой направленности экономики. Богатство минеральных ресурсов неизбежно порождает зависимость региона от их освоения. На правительственном уровне принято решение обернуть «сырьевое проклятие» в экономическое благо – через строительство целого ряда перерабатывающих мощностей, ориентированных преимущественно на экспорт. Прогноз экономического эффекта от такой стратегии развития Дальнего Востока весьма оптимистичен. Он позволяет надеяться, что нефтегазовая отрасль в том виде, в каком она представляется экспертам после 2020 года, станет локомотивом развития этого обширного и малоосвоенного мегарегиона.
По оценкам экспертов, нефтегазовые извлекаемые ресурсы Восточной Сибири хотя и существенно уступают западносибирским, но тоже весьма значительны, объем разведанных составляет всего 6,3%. Нефть отличается высоким качеством и пригодна для переработки на действующих нефтеперерабатывающих заводах, а природные газы – бессернистые, преимущественно этаносодержащие (этан – 3,4-6,1%, пропан – 1,1-1,7%, бутан – 0,4-1,1%).
В регионе открыто 80 месторождений нефти и газа, в том числе 71 – в пределах Северо-Сахалинской нефтегазовой области, из них 8 – на присахалинском шельфе. 6 крупных месторождений шельфа Северного Сахалина содержат 65% начальных запасов нефти и 85% запасов свободного газа всего Дальневосточного региона. Нефть сахалинских месторождений характеризуется разнообразием физикохимических свойств и углеводородного состава. Преобладают запасы легкой (64,7%), маловязкой (82%), малосернистой (98,7%) и малопарафинистой (70%) нефти. Отличаются они высокими выходами светлых нефтепродуктов, значительным удельным весом высокооктановых бензинов и ценных масел, низкими потерями в процессе переработки. В целом, по своему качеству сахалинская нефть превосходит традиционную российскую экспортную смесь Urals.
Оценивая ситуацию в экономике Дальнего Востока за первое полугодие 2013 года и ситуацию в экономике АТР, глава Минвостокразвития и полпред президента РФ в ДФО Виктор ИШАЕВ сказал:
– У нас большие возможности, вовлекая природные ресурсы Сибири и Дальнего Востока, осваивать рынки Азиатско-Тихоокеанского региона. В прошлом году 53% всего российского экспорта было направлено в Европу и только 17% – в страны АТР. Мы понимаем, что нам необходимо выпускать дополнительную, нацеленную на рынок АТР продукцию. Такие проекты есть, по нашим подсчетам, только у «Газпрома» их на 3,3 трлн рублей.
Согласно прогнозу, подготовленному Министерством по развитию Дальнего Востока, основанному на ресурсном потенциале и заявленных инвестиционных проектах, добыча нефти на Дальнем Востоке в ближайшие годы останется примерно на том же уровне. Но уровень ее переработки должен возрасти на 20%. В рамках развития нефтегазового комплекса до 2017 года здесь будет создано до 17 тыс. высококвалифицированных рабочих мест, и еще более 30 тысяч – на сопряженных с ними предприятиях. Начиная с 2020 года ВРП вырастет на 187 млрд руб. в год, а поступления в бюджеты всех уровней в течение периода окупаемости проектов увеличатся на 16 млрд руб. в год. Кроме того, инвестиционные проекты нефтегазохимического комплекса станут основными точками экономического роста и создадут мультипликативный эффект.
Досье ДК: По данным на конец 2012 года число занятых в нефтегазовом комплексе ДФО составляло более 30 тыс. чел., средняя зарплата – 79 тыс. руб. Произведено товарной продукции на сумму 654 млрд руб., что составило 23% от общего объема (2802 млрд руб.) произведенной в округе продукции. Поступления в консолидированный бюджет РФ составило 67 млрд руб., что составило 17% от общего объема налоговых поступлений.
Текущий год можно считать годом конкретизации решений по целому ряду основных позиций в отношении будущего нефтегазового комплекса. Речь идет о ведущих инвестиционных проектах. Споры о первоочередности того или иного, в целом, завершились, хотя остаются вопросы синхронизации. «Газпром», еще недавно заявлявший о том, что не станет участвовать в перерабатывающих проектах, а сосредоточится только на добыче и транспортировке газа, все же будет инвестировать газоперерабатывающий, гелиевый и газохимический комплекс в Белогорске Амурской области. И делать это будет совместно с «СИБУР-Холдингом». Ранее предполагалось, что «СИБУР» самостоятельно займется проектированием и строительством этого комплекса, а также завода по производству минеральных удобрений на базе сахалинского газа в городе Находке на юге Приморского края. Окончательный расклад по этим проектам таков: «Газпром» и «СИБУР-Холдинг» станут инвесторами Белогорского завода, а Находкинский завод минеральных удобрений будет строить ЗАО «Национальная химическая группа».
Развитие дальневосточного нефтегазохимического кластера планируется на основе сырьевой базы южной Якутии, Восточной Сибири, Сахалинской области. Основной ресурсной базой станут Лено-Тунгусская и Лено-Вилюйская нефтегазовые провинции в Республике Саха (Якутия), а также континентальный шельф Охотского моря, включая шельф острова Сахалин. По данным Роснедра, только два газовых гиганта Лено-Тунгусской провинции – Чаяндинское и Ковыктинское месторождения – содержат 200 млн т этана, 73 млн т пропана, 44 млн т бутанов и 12,5 млрд куб. м гелия. По прогнозам, к 2030 г. потребности в гелии в мире возрастут в 3-4 раза, что в первую очередь актуализирует разработку Чаяндинского месторождения в Республике Саха (Якутия).
На формирование ядра будущего дальневосточного нефте-, газохимического кластера планируется привлечь из внебюджетных источников более 2 трлн рублей. Эта оценка дана из прогноза инвестиционных планов строительства нескольких заводов. В первую очередь – нефтехимического комплекса в Партизанском муниципальном округе Приморского края (проект «Роснефти», осуществлять будет дочерняя «Восточная нефтехимическая компания»), объем инвестиций в него составит 400 млрд рублей. Затем – газоперерабатывающего, гелиевого и газохимического заводов в Белогорске Амурской области с объемом инвестиций более 620 млрд рублей, Находкинского завода минеральных удобрений, первая очередь которого потребует 174 млрд рублей, Ванинского НПЗ в Хабаровском крае, на который потребуется 332,2 млрд рублей, и завода СПГ в районе Владивостока, размер финансирования которого составит 620 млрд рублей. Кроме того, потребуется строительство газопроводной системы «Якутск – Хабаровск – Владивосток», что по оценке «Газпрома» обойдется в 770 млрд рублей.
Ряд крупнейших проектов стартуют практически одновременно, целевым ориентиром для них служит 2017 год. Сроки жесткие, поэтому вопрос согласованности выходит на первый план. Он – главный принцип успешности.
Это пилотное название будущего газоперерабатывающего завода в Амурской области. Из якутского и иркутского сырья здесь будут производиться товарный газ, пропан – бутановая смесь, полипропилен, гликоли, полиэтилен, товарный гелий. Площадка под будущий завод выбрана на территории Серышевского района – в семи километрах от села Верного и в 23 километрах от города Белогорска. Выбор определили расположенная рядом удобная транспортная инфраструктура – автотрасса, железная дорога, аэродромы авиабазы «Украинка» и космодрома «Восточный». В общей сложности комплекс разместится на территории в 886 гектаров. Пока разработаны техзадание и технические требования проекта.
– Основным источником сырья для Белогорского комплекса станет Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение в Якутии, – рассказал первый заместитель гендиректора ООО «Газпром переработка» Игорь АФАНАСЬЕВ, представляя в начале этого года проект в администрации Амурской области. – Ожидаемый срок ввода его в эксплуатацию – 2017 год. Второй сырьевой источник для будущего газоперерабатывающего комплекса – Ковыктинское месторождение в Иркутской области, которое планируется ввести в эксплуатацию в 2024 году. Строительство завода будет вестись в две очереди: первая включает газоперерабатывающий и гелиевый комплекс, вторая – газохимический. Проектом также запланирован магистральный газопровод, который соединит Чаяндинское месторождение с заводом.
Производительность будущего Белогорского комплекса при полной мощности составит 55 млрд кубометров перерабатываемого газа в год. Ежегодно завод будет выпускать около 47 млрд кубометров товарного газа и до 800 млн литров товарного гелия. Часть очищенного от гелия товарного газа планируется направить в магистральный газопровод «Сила Сибири», который соединит Якутию и Приморский край, а возможно и далее, на экспорт, а часть будет использована в производстве полиэтилена и полипропилена после завершения второй очереди проекта. Проектные работы продлятся до 2015 года. Непосредственно строительство рассчитано на период с 2015 по 2018 годы. Первая очередь комбината начнется с переработки 10 млрд кубометров газа в год, ежегодный прирост – пять миллиардов кубов. К 2029 году по плану он должен выйти на полную проектную мощность. Сроки реализации второй очереди комплекса намечены на 2021- 2029 годы. Предприятию понадобятся энергетические мощности в объеме 340 мегаватт. В области они есть.
В этом году оперативно проработан вопрос изменения мощности нефтеперабатывающего завода «Восточной нефтехимической компании» (ВНХК) – дочернего предприятия НК «Роснефть». Перед «Роснефтью» поставлена цель – снизить дефицит нефтепродуктов на Дальнем Востоке, – регион только на 30% обеспечен собственными нефтепродуктами. Мощность будущего завода увеличена втрое – с 10 до 30 млн т переработки сырья в год.
Досье ДК: Переработку нефти на территории Восточной Сибири и Дальнего Востока осуществляют четыре крупных НПЗ общей мощностью по сырью около 30 млн тонн, а также мини-НПЗ компании «Петросах» на Сахалине. Ачинский, Ангарский и Комсомольский НПЗ контролируются «Роснефтью», Хабаровский – «Альянсом». Основная часть (94%) сырья на НПЗ Восточной Сибири и Дальнего Востока поставляется из Западной Сибири, небольшие объемы (1,7–1,8 млн тонн в год) на Комсомольский НПЗ – с сухопутных месторождений о-ва Сахалин.
Кроме того, принято решение вернуть завод на прежнее место, выбранное для него еще несколько лет назад, – на мыс Елизарова в Партизанском районе Приморского края. Напомним, что несколько лет назад, при выборе площадки под строительство этого комплекса, именно эта площадка рассматривалась как наиболее удобная. Однако впоследствии по просьбе экологов завод перенесли в Находкинский городской округ, недалеко от порта Восточного. Уточненная экспертиза проекта доказала высокие риски этой площадки.
Завод ВНХК займет 1 020 га. В связи с изменением его мощности и дополнительным производственным циклом «Роснефть» отказалась от прежнего проекта и объявила, что для оптимизации затрат на его строительстве будет применен принцип тиражирования проекта Туапсинского НПЗ, который в настоящее время строится «Роснефтью» практически заново, на нем отрабатывается технологический режим. Использование Туапсинского проекта позволит сократить сроки реализации приморского проекта ВНХК. «Роснефть» обещает построить в Приморье конкурентоспособный комплекс, который обеспечит спрос на моторное топливо в Дальневосточном регионе России и странах АТР, а также развитие в регионе новой нефтехимической отрасли. Попутно со строительством ВНХК будет модернизирован Комсомольский НПЗ, принадлежащий «Роснефти». Важно, что «Транснефть» дала добро на строительство ветки от магистрального нефтепровода до Комсомольского завода, что обеспечит его более дешевым сырьем. И обещает построить трубопровод к 2016 году. Мощность перекачки по нему составит 7 млн тонн нефти в год, а протяженность – 330 км.
Одновременно ЗАО «Национальная химическая группа» определилось с выбором площадки под завод минеральных удобрений, выполнило ТЭО проекта и заключило контракт на подготовку строительной площадки. «Находкинский завод минеральных удобрений» расположится в Находке Приморского края, недалеко от порта Восточного. Инвестор проекта выразил пожелание, чтобы рядом был незамерзающий порт, глубоководное море и промышленная площадка размером не менее 400 га. Еще год назад предполагалось, что будущее химическое производство будет рассчитано на выработку одного миллиона тонн товарного аммиака, двух миллионов тонн карбомида, одного миллиона тонн метанола. Фактически сегодня речь идет об удвоении мощности этого завода. Кроме того, здесь будут производиться аммиачная селитра и олефины в объеме не менее 2 млн т в год. Ожидается, что первая очередь завода будет запущена в 2017 году, вторая – в 2020-ом.
– Мы надеемся, что в кратчайшие сроки завершим с «Газпромом» переговоры по поставкам газа на будущий завод и подпишем контракт, – говорил в мае на коллегии Минвостокразвития технический директор ЗАО «Национальная химическая группа» Тарас ГАНАГА.
Предварительная договоренность о поставках сырья между компаниями согласована еще в 2012 году, о чем записано в соответствующем меморандуме. Проблемы для будущего проекта руководство ЗАО «НХГ» видит в создании некоторых объектов инфраструктуры, и в первую очередь в обеспечении завода питьевой водой, энергомощностями и железнодорожными путями.
– Хотя у нас будут и небольшие объемы перевозок, нам нужен выход на железную дорогу, – подчеркнул на коллегии Минвостокразвития в мае этого года Тарас Ганага.
Соинвесторами проекта «Находкинского завода минеральных удобрений» могут выступить компании «Когаз Восток» (Южная Корея) и Sumitomo (Япония). «Иностранные компании нужны нам как носители современных технологий и партнеры при строительстве завода, мы хотели бы поделиться рисками», – пояснил Ганага.
Досье ДК: Находкинский завод минеральных удобрений (ЗАО). Инвестор проекта – ЗАО "Национальная химическая группа", стоимость 1-й очереди – 174 млрд руб. ($5,8 млрд). Срок ввода – 2017 год, 2-й – 2020 год. Соинвесторы – ООО "Когаз Восток", Sumitomo. Основные рынки сбыта – страны Юго-Восточной Азии, Америки. Сырье – природный газ.
«Газпром» в этом году окончательно определился с местоположением завода «Владивосток-СПГ», который все-таки будет построен на территории Хасанского района Приморского края, а также с возможным иностранным инвестором проекта. Им может стать японская JGC Corporation («Никки») – одна из ведущих японских инжиниринговых компаний, специализирующаяся на строительстве предприятий по переработке нефти и природного газа, а также заводов по производству СПГ. В июне этого года в рамках Петербургского международного экономического форума состоялась встреча председателя правления ОАО «Газпром» Алексея МИЛЛЕРА и председателя группы компаний JGC Ёсихиро СИГЭХИСА, на которой обсуждались перспективы будущего сотрудничества. «Газпром» готов передать иностранным участникам 49%-ую долю в будущем заводе, оставив себе 51% акций. «Владивосток – СПГ», по словам заместителя председателя правления ОАО «Газпром» Виталия МАРКЕЛОВА, станет самым технологически современным среди подобных себе предприятий в мире.
Завод по сжижению природного газа в Приморском крае будет включать три технологические линии общей мощностью не менее 15 млн тонн СПГ в год. Первую технологическую линию на 5 млн тонн Газпром планирует ввести в эксплуатацию в 2018 году, вторую – в 2020-м. За горизонтом этих сроков будет приниматься решение о третьей очереди. Определен генеральный проектировщик объекта, им станет ООО «ВНИПИгаздобыча», которое ведет подготовку технического задания на проектирование. Ресурсной базой проекта станут месторождения Сахалина – Киринское и Южно-Киринское проекта «Сахалин-3», «Газпром» резко нарастил инвестиции в подготовку их к эксплуатации. Кроме того, как уже упоминалось, на СПГ в Приморье будет отправляться товарный газ с будущего Белогорского газоперерабатывающего завода.
Компания «Трансбункер» выступит инвестором проекта модернизации нефтеперабатывающего завода в Ванино. Крупнейший российский бункеровщик планирует фактически утроить мощность действующего НПЗ, сегодня он перерабатывает до 600 тыс. тонн нефти в год. В номенклатуру производимой на НПЗ в Ванино продукции, по словам председателя правления ГК «Трансбункер» Альберта ТРАЛЛА, войдут нафта (прямогонный бензин), авиационный керосин, дизтопливо класса Евро-5, судовое и котельное топливо, а также кокс. Нафту «Трансбункер» планирует поставлять на экспорт, в основном на рынки Китая, Японии и Кореи, авиакеросин – исключительно на внутренний рынок, дизтопливо – и на внутренний, и на внешний рынки. Размер инвестиций в модернизацию Ванинского НПЗ оценивается в $332,2 млн. Срок ввода в эксплуатацию модернизированного завода планируется на 2017 год. Сырьевая база этого проекта находится в Западной Сибири, откуда сырье будет поставляться в Ванино по железной дороге.
Подготовка к разработке Чаяндинского месторождения в Якутии является частью стратегической задачи – развития дальневосточного нефтегазохимического кластера. По предварительной оценке, предполагаемые инвестиции в обустройство месторождения составят 430 млрд рублей, что обусловлено его непростым характером. «Газпрому» удалось договориться с федеральным правительством о предоставлении нулевой ставки по налогу на добычу полезных ископаемых (НДПИ) для Чаяндинского месторождения сроком на 25 лет. Благодаря этому ввод в опытно-промышленную разработку нефтяной оторочки планируется уже в 2014 году, а газовой залежи – в 2017-ом. При полном развитии на месторождении будет добываться до 25 млрд куб. м газа и не менее 1,5 млн т нефти в год. В 2013-2014 годах на Чаяндинском месторождении планируется построить 18 разведочных скважин, выполнить более 2 500 кв. км сейсморазведочных работ 3D. Геологоразведочные работы и финальный подсчет запасов будут завершены на месторождении в 2015 году.
Досье ДК: Запасы газа Чаяндинского месторождения в Якутии составляют 1,2 трлн кубических метров. Извлекаемые запасы нефти и конденсата месторождения – 79,1 млн тонн. Газ месторождения имеет сложный компонентный состав. Продолжается подготовка проектов доразведки других месторождений «Газпрома» в Якутии: Соболох-Неджелинского, Верхневилючанского, Тас-Юряхского и Среднетюнгского, на которых в текущем году запланировано проведение сейсморазведки.
В конце 2012 года была введена в эксплуатацию вторая очередь магистрального трудопровода «Восточная Сибирь – Тихий океан» – ВСТО-2. Мощность нефтепровода составила 50,9 млн тонн нефти в год.
А к 2017 году «Транснефть» обещает увеличить его мощность до 67 млн тонн в год, что станет возможным после запуска в эксплуатацию еще семи нефтеперекачивающих станций (НПС). В настоящее время на ВСТО эксплуатируется 12 НПС. Строительство каждой будущей НПС оценивается «Транснефтью» в 6,5 млрд руб. Нефтепроводная система «Восточная Сибирь – Тихий океан», по оценкам экспертов, может выйти на окупаемость в 2019-2020 годах. В настоящее время ведется активная работа по подключению нефтяных месторождений Восточной Сибири к нефтепроводу «Восточная Сибирь – Тихий океан». Так, ЗАО ХК «Сибтрубопроводстрой» построен и уже активно эксплуатируется нефтепровод «Верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение (лицензия принадлежит «Роснефти») – трубопроводная система ВСТО». Построен нефтепровод «Среднеботуобинское месторождение (лицензия принадлежит «Таас-Юряхнефтегаздобыча») – ВСТО».
Львиная доля инвестиций в систему доставки сырья с месторождений до перерабатывающих заводов придется на трубопроводный проект «Сила Сибири». Этот магистральный газопровод протянется от Чаяндинского месторождения в Якутии до Владивостока, его стоимость оценивается в 770 млрд рублей и полностью ляжет на ОАО «Газпром». Завершение строительства газопровода до конечной пока точки маршрута – завода СПГ в Приморском крае – намечено на 2017 год. Возможно, к этому времени будет согласован и экспортный маршрут. Напряженность двусторонних отношений между Северной и Южной Кореями переносит решение этого вопроса в политическое русло. «Газпром», по словам одного из его топ-менеджеров, продолжает рассматривать это экспортное направление как перспективное.
Досье ДК: Одним из крупнейших проектов Группы «Газпром» являются поставки природного газа в Китай. «Газпром» ведет работу по организации трубопроводного экспорта газа по двум экспортным коридорам — западному и восточному — с общим объемом до 68 млрд куб. м в год.
Считается целесообразным в будущем соединить Якутский центр газодобычи с Иркутским, для чего построить магистральный газопровод от Ковыктинского месторождения до Чаяндинского. Предполагаемые сроки реализации этого проекта – 2016-2018 годы.
Решено, что маршрут трассы ГТС «Сила Сибири» пройдет вдоль трассы ВСТО, что позволит оптимизировать затраты на инфраструктуру и энергоснабжение. Протяженность газопровода составит около 4 000 км (Якутия – Хабаровск – Владивосток – около 3 200 км, Иркутская область – Якутия – около 800 км), а его годовая производительность составит 61 млрд куб. м газа.
Сахалинская область, похоже, добилась размещения перерабатывающих мощностей на своей территории. 2013 год в этом смысле можно считать для области прорывным. Губернатор Александр ХОРОШАВИН неоднократно призывал и «Газпром», и «Роснефть», как крупнейших инвесторов нефтегазовых проектов на Дальнем Востоке, рассмотреть Сахалинскую область как площадку для строительства на ее территории нефте – и газоперерабатывающих мощностей. Речь идет как о третьей очереди завода «Пригородное-СПГ», построенного в рамках проекта «Сахалин-2», так и о других проектах, в том числе тех, о которых шла речь выше. В июле, во время совещания, посвященного социально-экономическому развитию Сахалинской области, президент РФ Владимир ПУТИН фактически поддержал губернатора области. На совещании в Южно-Сахалинске он подчеркнул, что рост добычи углеводородов на Сахалине должен сопровождаться вводом в строй новых перерабатывающих мощностей, созданием современных предприятий нефтегазовой и газохимической индустрии.
Вполне вероятно, что Сахалинская область получит подарок от «Роснефти», которая оценивает возможность строительства на Сахалине завода сжиженного газа. Весной этого года глава «Роснефти» Игорь СЕЧИН заявил об этом публично, сказав, что первый отпуск СПГ с завода на Сахалине должен осуществиться не позднее 2018 года. Партнером проекта «Роснефти» может стать ExxonMobil. Инвестиции в строительство дальневосточного завода по сжижению газа, по предварительным оценкам, составят $15 млрд.
– Наши ресурсы на Сахалине мы сейчас оцениваем в размере 600 млрд кубометров газа, – цитирует главу нефтекомпании «Интерфакс». – Эти ресурсы уже позволяют реализовать проект такого завода. Мы считаем, что мощность первой линии может быть порядка 5 млн тонн СПГ в год.
Уже достигнута договоренность с администрацией Сахалинской области о предоставлении ей земельных участков под будущий завод и необходимую газотрубопроводную инфраструктуру. Завод может разместиться в районе сел Ильинское и Таранай. Он будет получать сырье второй фазы проекта «Сахалин-1», а также с других месторождений «Роснефти» на шельфе Дальнего Востока.
Власти Сахалина включили также в программу развития западного побережья острова проект создания газохимического производства метанола с одновременным выпуском аммиака, мощностью 1,35 млн т в год. Наиболее предметный интерес к данной идее проявил холдинг «Росгеология».
Досье ДК: В 2013 году компания «Роснефть» вложит порядка 52 млрд рублей в программы развития по основным видам своей деятельности в регионах Дальнего Востока. В том числе 27 млрд – в разведку и добычу, 23 млрд – в переработку, модернизацию Комсомольского НПЗ, около 2 млрд – в нефтепродуктообеспечение.
Другой региональный проект – комплекс по сжижению природного газа мощностью 8,314 млн м3 в год в районе газораспределительной станции в Николаевске-на-Амуре Хабаровского края. Его строительство должно завершиться в декабре текущего года. Ведется оно в рамках программы развития газоснабжения и газификации Хабаровского края. Инвесторами проекта выступают «Газпром» и правительство Хабаровского края. На реализацию проекта понадобится 91,2 млн рублей. В поселке Многовершинном (Николаевский район) будут построены два комплекса приема, хранения и регазификации сжиженного природного газа.
В числе первых потребителей этого газа будет горно-обогатительный комбинат месторождения Белая Гора ООО «Руссдрагмет», принадлежащего британской Highland Gold Mining. Правительством Хабаровского края объявлено, что ГОК будет переведен на сжиженный газ, как только заработает комплекс.
В рамках проекта по организации газоснабжения Камчатского края «Газпром» завершил основной этап работ по обустройству Кшукского и Нижне-Квакчикского газоконденсатных месторождений, что позволяет вывести их в перспективе на проектную мощность – суммарно до 750 млн куб. м газа в год.
В правительстве Республики Саха (Якутия) поддерживается реализация нескольких проектов по производству моторного топлива. Один из них – проект нефтеперерабатывающего завода ОАО «Туймаада-нефть» в городе Томмоте. Еще один – проект Якутской топливно-энергетической компании производства моторных топлив по технологии GTL. Группа «Сумма Капитал», в состав нефтегазового блока которой входит Якутская топливно-энергетическая компания, и датская «ХАЛЬДОР ТОПСЕ» (Haldor Topsoe A/S) заключили соглашение о проведении расчета и предварительной сметы капитальных и эксплуатационных затрат на этот завод.
Итак, сделано главное – в целом согласована очередность проектов, сырьевая база, сроки начала ее освоения, а также маршруты и сроки строительства трубопроводной системы. Несмотря на это, эксперты не исключают возможные корректировки, связанные с изменением рыночных условий. Так, на майской коллегии Минвостокразвития представитель «Газпрома» был осторожен в окончательных оценках, отметив, что такой масштабной программы у компании не было 20 лет. «Сюрпризы может преподнести рынок. С одной стороны – на рынке АТР существует дефицит газа, который теоретически продлится еще 10-20 лет, с другой – помимо российских газовых проектов существуют и другие. Свои проекты готовят Австралия, арабские страны, вполне возможно, что их издержки окажутся ниже, что в будущем угрожает конкурентоспособности российского газа», – отметил представитель «Газпрома». Он также напомнил, что переговорный процесс с азиатскими партнерами идет тяжело. Южная Корея и Китай активно снижают цены на газ, что невыгодно российской стороне.
Некоторые эксперты предрекают падение цен на газ на мировых рынках в связи с началом добычи сланцевого газа. Впрочем, этот негативный прогноз спорит с позитивным. С 2012 года в Америке действует правительственная программа по значительному расширению использования национальных источников природного газа, и, по словам президента Американской газовой ассоциации Дейва МАК КЕРДИ, цитируемым rbc. ru, это поспособствует росту спроса на газ.
– Надо все считать, так как не все так просто, – говорит полпред президента в ДФО, глава Минвостокразвития Виктор Ишаев. – Будем серьезно заниматься. Если создавать такой кластер, как задумали, это даст серьезный вклад в развитие Дальнего Востока. Мы такие проекты рассматриваем как мультипликаторы, к ним подтянется сфера услуг, логистика и так далее.
Действительно, программа реализации в Дальневосточном регионе нефтегазового комплекса все еще сопряжена с рядом проблем, и весьма серьезных: проекты есть, но нет их детальной проработки, детальной увязки с другими проектами, не отработаны схемы грузопотоков, развития сети транспортной, энергетической и инженерной инфраструктуры. Все еще вызывает опасение спрос на российскую продукцию НГК на рынке АТР. Мнения экспертов на этот счет неоднозначны. Одновременно нет оценки внутреннего потребления продукции нефтегазохимии. Опасения сопровождаются и меняющейся оценкой минерально-сырьевой базы НГК, возрастанием доли трудно извлекаемых ресурсов. При этом продолжают снижаться инвестиции в геологоразведку месторождений углеводородов.
Поддержка ожидается со стороны правительства. Как уже отмечено, налоговые преференции получили разработчики Чаяндинского месторождения – в виде снижения налога на добычу. В середине августа Министерство экономического развития (МЭР) РФ дало положительную оценку на проект поправок в постановление правительства РФ, предусматривающих использование в рамках Инвестиционного фонда РФ механизма Tax Increment Financing (TIF). Как отмечается в документе, обнародованном МЭР, эта схема предполагает создание инфраструктуры за счет средств инвестора с последующей компенсацией его затрат из налоговых поступлений в бюджет после окончания строительства и ввода объектов инфраструктуры в эксплуатацию.
Не последнюю роль должны сыграть и иностранные партнеры и инвесторы проектов. Совсем недавно подписано соглашение о сотрудничестве между Минвостокразвития России и Государственным банком развития Китая (ГБРК) – крупнейшим финансовым институтом развития Китая, – которое предусматривает его участие в финансировании инвестиционных проектов на территории Дальнего Востока, в том числе входящих в Государственную программу социально-экономического развития Дальнего Востока и Байкальского региона до 2025 года. Так что движение вперед есть. И есть надежда, что оно будет ускоряться.
Http://dvkapital. ru/specialfeatures/dfo_29.09.2013_5575_
1 НЕФТЯНОЙ КОМПЛЕКС ДАЛЬНЕГО ВОСТОКА А. В. Волгин, А. А. Шильнов Московский государственный областной университет, Москва, Россия Oil Complex of the Far East A. V. Volgin, A. A. Shilnov Moscow State Region University, Moscow, Russia Статья посвящена анализу, формирующегося нефтегазового комплекса Дальнего Востока, в условиях стремления России планировать свои внешнеэкономические связи по поставкам углеводородов, не только на европейский, но и на азиатские рынки. Ключевые слова: нефтегазовый комплекс, инфраструктура, углеводороды, шельф, лицензии This article analyzes, emerging oil gas complex of the Far East, in the conditions of the desire of Russia is planning its foreign economic relations for the supply of energy, not only in Europe but also in the Asian markets. Key words: oil and gas, infrastructure, hydrocarbons, offshore licenses Дальний Восток самый большой экономический район и федеральный округ Российской Федерации: его площадь 6169,3 тыс. км 2, или около 36% территории РФ. Население Дальневосточного федерального округа на 1 января 2016 года оценивалась в 6,2 млн. человек. Регион имеет уникальное географическое положение: занимает северо-восточную часть Евразийского материка, имеет выход к двум океанам Тихому и Северному Ледовитому, соседствует с Японией, КНДР, Китаем и США. Дальний Восток обладает разнообразными природными ландшафтами и климатическими условиями, занимает территорию от арктических пустынь до Уссурийской тайги, где присутствует субтропическая растительность. Большая часть территории района это горный рельеф, но встречаются плодородные равнины, например Зейско-Буреинская и Приханкайская. Плоскогорья и низменности преобладают в Центральной и Западной Якутии. Дальневосточный экономический район выделяется в РФ уникальными, имеющими мировое значение, минерально-сырьевыми, топливно-энергетическими, лесными и другими ресурсами. На основе топливных ресурсов Дальнего Востока активно развивается топливно-энергетический комплекс района. Нефтегазовый комплекс Дальнего Востока самый динамично развивающийся сектор топливной промышленности России. Основной прирост добычи углеводородного сырья в России осуществляется за счёт восточных регионов, которые являются стратегически приоритетными регионами на долгосрочную перспективу. Развитие добычи нефти и газа на востоке страны позволило организовать новый крупный промышленный нефтегазовый район, обеспечить выход топлива на энергетические рынки Азиатско-Тихоокеанского региона. На Дальнем Востоке сосредоточено более 1,8 млрд т начальных суммарных ресурсов нефти на суше и более 8,2 млрд т на шельфе. Большинство нефтяных месторождений Дальнего Востока носят комплексный характер, так как они содержат нефть, газ, конденсат, что позволяет развивать нефтехимию. Основные углеводородные ресурсы Дальнего Востока (83%) сосредоточены в акватории. По всем показателям резко выделяется шельф Северо-Сахалинской нефтегазовой области. В перспективе именно эта область будет определять развитие нефтегазового комплекса Дальнего Востока. Достигнутая разведанность ресурсов углеводородов около 35%, она способна обеспечить добычу нефти в млн т/год. [4]. На Дальнем Востоке можно выделить три района нефтегазадобычи: Северо-Сахалинский, Магаданско – Западно-Камчатский и Западно-Якутский. Северо-Сахалинский район нефтегазодобычи содержит около 35% дальневосточных начальных суммарных ресурсов углеводородов и 97% начальных запасов нефти и газа; из 87 месторождений Дальнего Востока 72 (83%) открыто в этом регионе. Основой сырьевой базы района являются ресурсы шельфа, где уже открыто 11 месторождений из них 5 крупных по нефти и газу. Полномасштабная добыча нефти на Дальнем Востоке ведёт – ВЕСТНИК МЕЖДУНАРОДНОЙ АКАДЕМИИ НАУК (РУССКАЯ СЕКЦИЯ)
2 Рис. 1. Районы нефтегазодобычи на Востоке России [3]. ся из месторождений Чайво («Сахалин-1») и Пильтун – Астохского («Сахалин-2»). Магаданско-Западно-Камчатский района нефтегазодобычи может быть сформирован на базе ресурсов Западно-Камчатской и Северо-Охотской нефтегазовых областей, составляющих 30% от суммарных ресурсов Охотской нефтегазовой провинции. Значительная часть (78%) западно-камчатской акватории отлицензирована и здесь ведутся нефтегазопоисковые и сейсморазведочные работы, которые начались в 2005 году. Лицензия на освоение Западно-Камчатской провинции принадлежала «Роснефти», которая работала вместе с корейской компанией. Несмотря на западные санкции, «Газпром» намерен продолжить осваивать на магаданском шельфе пять месторождений уже самостоятельно, без сторонних иностранных компаний. «Газпром» и «Роснефть» сталкиваются с одной и той же проблемой низкой изученностью акватории. Это стало причиной провала по освоению чукотского шельфа. Эта же причина мешает найти инвесторов для проектов «Анадырь 1,2,3». Поэтому, в условиях санкций и дефицита инвестиционных вло – 50 ВЕСТНИК МЕЖДУНАРОДНОЙ АКАДЕМИИ НАУК (РУССКАЯ СЕКЦИЯ)
3 жений, Магаданско-Западно-Камчатский район нефтегазодобычи, в отличие от Северо-Сахалинского района нефтегазодобычи, остаётся таким же перспективным, но не освоенным [4]. Западно-Якутский район нефтегазодобычи содержит 38% всей нефтедобычи на Дальнем Востоке. Только на Талаканском месторождение в 2015 году было добыто около 8 млн. тонн нефти. Разрабатываются, и готовиться к эксплуатации нефтяные скважины таких месторождений как: Среднебоутобинское, Таас-Юряхское, Северо-Талаканское, Алинское и Восточно-Алинское. Всё это позволило Западной Якутии нарастить добычу нефти в районе с 5,5 млн. тонн в 2011 году, до 10 млн. тонн в 2015 году (табл. 1, рис 3). На рисунке 1, выделены три района нефтегазодобычи Дальнего Востока: Северо-Сахалинский, Магаданско-Западно-Камчатский и Западно-Якутский. Таким образом, существующая структура минерально-сырьевой базы позволяет на Дальнем Востоке сформировать 3 района нефтегазодобычи. Чтобы поддержать достигнутый объем добычи на Д. Востоке (22 млн т/год) необходимо до 2020 г. прирастить 505 млн т. Для стабильного развития нефтегазового направления необходимо проведение региональных работ и их финансовое обеспечение на федеральном уровне. Значительная часть планируемого объёма добычи нефти и газа должна быть обеспечена за счёт прироста запасов на вновь открываемых месторождениях. Для планируемого прироста запасов нефти необходимо открытие не менее 15 достаточно крупных месторождений. Даже при высоком коэффициенте удачи поиск и разведка таких месторождений потребует значительного объёма бурения не менее 120 скважин (не менее 300 тыс. м проходки). В последние годы увеличилась добыча углеводородного сырья на Дальнем Востоке. Мощным стимулом к освоению ресурсной базы и развитию добычи нефти на Дальнем Востоке стало строительство транспортной инфраструктуры: нефтепровода ВСТО и спецморнефтепорта в Козьмино, а также нефтепроводов «Северный Сахалин Де Кастри», «Северный Сахалин Южный Сахалин». Это позволило нарастить добычу нефти в регионе с 4,7 млн т в 2005 г. до 25 млн т в 2015 г.: Республика Саха (Якутия) 9,4 млн т, сахалин 15,5млн т [7]. На Талаканском месторождении в Республике Саха (Якутия) в 2014 г. было добыто 7,7 млн т, или 88% добычи республики. В 2015 г. совокупный объем нефти, добытой компанией «Сургутнефтегаз» в Республике Саха (Якутия), превысил 8 млн т за счёт разработки принадлежащих ей Талаканского, Алинского, Северо – Талаканского и Восточно-Алинского месторождений. Рост нефтедобычи в Республике Саха (Якутия) был обусловлен также последовательным подключением ряда месторождений независимых нефтяных компаний к нефтепроводной системе ВСТО. Рост добычи нефти на Дальнем Востоке связан с вводом в промышленную эксплуатацию в гг. проекта «Сахалин-1» на шельфе Охотского моря и в 2009 г. выходом на круглогодичную добычу нефти по проекту «Сахалин-2». После некоторого спада в гг. на шельфах дальневосточных морей в 2011 г. возобновился рост добычи на проекте «Сахалин-1», однако в 2012 г. падение составило 10% к предыдущему году (с 7,9 млн т до 7,1 млн т), а в 2013 г. добыча снизилась до 7,0 млн т. В начале 2015 г. на проекте «Сахалин-1» была начата добыча нефти с месторождения Аркутун-Даги, поэтому в 2015 г. она выросла на 1 млн т до 8 млн т. По проекту «Сахалин-2» и на континентальных месторождениях, разрабатываемых «Роснефть Сахалинморнефтегазом», сохраняется отрицательная динамика добычи в 2010 г. она составила 6 млн т, сократившись к 2015 г. до 5,2 млн т. [9] Крупнейшие производители нефти на востоке России: контролируемые «Роснефтью» «Ванкорнефть» и «Верхнечонскнефтегаз», а также «Сургутнефтегаз». В гг. произошло значительное увеличение доли «Роснефти» в текущей добыче нефти в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. Компания консолидировала 100% «Таас-Юрях Нефтегазодобыча», владеющей лицензией на разработку Среднеботуобинского месторождения в Республике Саха (Якутия). С октября 2013 г. Среднеботуобинское месторождение введено в промышленную разработку и начаты поставки нефти по собственному нефтепроводу протяжённостью 169 км в трубопроводную систему ВСТО. Планируется достигнуть проектный уровень добычи нефти к 2018 г. 5 млн т в год. Динамика добычи нефти на Дальнем Востоке, сведена в таблице 1. Сегодня на долю «Роснефти» на Дальнем Востоке приходится 20% добываемой нефти. Поэтому основной прирост добычи нефти на востоке будет осуществляться, прежде всего, за счёт государственного монополиста. В условиях значительного увеличения добычи нефти на востоке России возникает необходимость восстановления и расширения мощностей действующих заводов, строительства новых нефтеперерабатывающих заводов для региональных нужд и преимущественно экспортного назначения на Дальнем Востоке. С ростом объёмов добычи нефти и газа на новых месторождениях все более остро встаёт вопрос утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ). При неразвитой газотранспортной инфраструктуре специализирующиеся на добыче нефти компании ПНГ закачивают обратно в пласт или сжигают в факелах. Такая ситуация складывается на протяжении последних семи лет с начала массовой добычи нефти в регионе и организации поставок в нефтепроводную систему ВСТО. Переработку нефти на территории Дальнего Востока осуществляют два крупных нефтеперерабатывающих завода (НПЗ) Комсомольский НПЗ (контролируемый «Роснефтью») и Хабаровский НПЗ (с 2014 г. контролируемый ОАО «Независимая нефтяная ВЕСТНИК МЕЖДУНАРОДНОЙ АКАДЕМИИ НАУК (РУССКАЯ СЕКЦИЯ)
4 Таблица 1. Добыча нефти на Дальнем Востоке тыс. т [5]. КОМПАНИИ доля, % 2015/2014 гг., % Республика Саха (Якутия) «Сургутнефтегаз» (Якутия) «Таас-Юрях Нефтегазодобыча» «Иреляхнефть» «Якутская ТЭК» «Алроса-Газ» 4 4,4 4,2 4 2, «Сахалинтранснефтегаз» 0,2 0,3 0,3 0,3 0,2 59 «Газпромнефть-Ангара» 0,1 4,4 2,5 56 Сахалин «Сахалин-1» «Сахалин-2» «Роснефть-Сахалинспецнефтегаз» «Петросах» Республика Саха (Якутия) и Сахалин Добыча в России Доля добычи Сахалина 4,1 4,0 4,1 4,4 4,5 103 и Республики Саха (Якутия) в России Рис. 2. Нефтеперерабатывающие мощности нефтеперерабатывающих заводов на Дальнем Востоке в гг. [5]. компания» (ННК)), а также мини-нпз компании «Петросах» на Сахалине. Общая мощность нефтеперерабатывающих заводов Дальнего Востока по сырью в 2015 г. составила 13,0 млн т. [6]. Основная часть сырья на НПЗ Дальнего Востока поставляется из Западной Сибири. Кроме того, около 1,4 млн т нефти в год по нефтепроводу «Оха Комсомольск-на-Амуре» на Комсомольский НПЗ с месторождения о-ва Сахалин. Нефть, добываемая на шельфе Сахалина, в рамках соглашений о разделе продукции (СРП) в полном объёме поставляется на экспорт. В 2013 г. уровень загрузки мощностей Хабаровского и Комсомольского заводов был менее 90%, что связано с большой удалённостью и недостаточным объёмом собственной сырьевой базы, прежде всего для Хабаровского НПЗ. В 2014 г. Уровень загрузки Хабаровского НПЗ сократился на 3%, в то время как на Комсомольском заводе этот уровень близок к предельному уровню 97% (рис. 2). Для повышения надёжности обеспечения сырьём заводов на Дальнем Востоке и сокращения транспортных издержек в августе 2015 г. завершено строительство нефтепровода-отвода от ВСТО до Хабаровского НПЗ протяжённостью 28 км. В связи с подключением к нефтепроводу мощности Хабаровского НПЗ планируется увеличить переработку нефти до 6 млн т к 2019 г. [9] В конце 2017 г. планируется завершить согласование технического проекта и строительство нефтепровода от ВСТО до Комсомольского НПЗ протяжённостью 293 км, поскольку доставка нефти на завод осуществляется при помощи железнодорожного транспорта. Предполагается, что по данному отводу будет транспортироваться до 8 млн т нефти в год. В условиях значительного увеличения добычи нефти на востоке России возникает необходимость восстановления и расширения мощностей действующих 52 ВЕСТНИК МЕЖДУНАРОДНОЙ АКАДЕМИИ НАУК (РУССКАЯ СЕКЦИЯ)
5 Рис. 3. Нефтепровод Восточная Сибирь Тихий Океан [1]. заводов, строительства новых НПЗ для региональных нужд и преимущественно экспортного назначения на Дальнем Востоке. Стимулом к интенсивному освоению ресурсного потенциала Дальнего Востока стало строительство нефтепровода «Восточная Сибирь Тихий Океан» (ВСТО) и спецморнефтепорта «Козьмино», подводящих и соединительных нефтепроводов «Северный Сахалин Южный Сахалин», «Северный Сахалин Де Кастри». Нефтепровод «Восточная Сибирь Тихий океан» связал нефтяные месторождения Западной и Восточной Сибири с портами на Дальнем Востоке, а также непосредственно потребителями в Азиатско-Тихоокеанском регионе [9]. На рисунке 3 показана картосхема нефтепровода «Восточная Сибирь Тихий Океан» Первая очередь строительства ВСТО (ВСТО-1), реализованная на участке «Тайшет Сковородино» мощностью 30 млн т в год, введена в эксплуатацию в декабре 2009 г. Начиная с декабря 2010 г., организованы поставки нефти по нефтепроводу «Россия Китай» по маршруту «Сковородино Дацин» в объёме 15 млн т в год. В 2013 г. принято решение о расширении мощности этого участка нефтепровода до 30 млн т к 2018 г. для реализации соглашения между правительствами России и КНР о расширении сотрудничества в сфере торговли сырой нефтью и заключении нового контракта «Роснефть» с китайской CNPC. В 2015 г. компанией «Транснефть» реализованы все технические мероприятия для увеличения поставок нефти в Китай до 30 млн т нефти. Однако в связи с невозможностью со стороны Китая завершить в срок работы по расширению отвода на своей территории из-за ряда законодательных ограничений, стороны подписали техническое соглашение о временном изменении пункта поставки возможность поставлять нефть не только через ВСТО-1, но и через спецморнефтепорт «Козьмино» (конечная точка ВСТО-2) [3]. В конце 2012 г. осуществлён ввод в эксплуатацию нефтепровода «Сковородино спецморнефтепорт «Козьмино»» (ВСТО-2), мощностью 30 млн т в год. В 2014 г. начато строительство нефтеперекачивающей станции в Амурской области, ввод которой в 2017 г. позволит увеличить пропускную способность ВСТО-2 до 39 млн т в год. В перспективе к 2018 г. мощность ВСТО-2 может быть увеличена до 50 млн т нефти в год путём строительства дополнительных нефтеперекачивающих станциях [7]. Для организации крупных поставок нефти и газа российским потребителям и на экспорт в страны АТР на Дальнем Востоке необходимо формирование системы сверхдальнего трубопроводного транспорта, строительство заводов по переработке и сжижению природного газа, создание инфраструктуры для отгрузки нефти, нефтепродуктов, СПГ и конденсата. Экспорт нефти осуществляется по трубопроводной системе «Восточная Сибирь Тихий океан» и далее в двух основных направлениях по нефтепроводуотводу «Сковородино Дацин» и до порта Козьмино. Развитие нефтепроводной системы ВСТО, строительство подводящих трубопроводов и экспортной портовой инфраструктуры позволило в 2014 г. нарастить объем отгруженной нефти из порта Козьмино до уровня 24,9 млн т, или на 17% относительно предыдущего года (табл. 2). С января 2014 г. возобновился транзит российской нефти в Китай через территорию Казахстана. В результате получения права на техническое замещение сырья, российские экспортёры получают казахстанскую нефть на границе Казахстана с Китаем в объёме, аналогичном объёму российской нефти, поставляемой ВЕСТНИК МЕЖДУНАРОДНОЙ АКАДЕМИИ НАУК (РУССКАЯ СЕКЦИЯ)
6 Таблица 2. Экспорт нефти из Дальнего Востока [10]. Источник поставки/направление экспорта 2012 млн т 2013 млн т 2014 млн т % Источники поставок «Сахалин-1» (порт Де-Кастри) 7,1 7,0 7,3 12,1 «Сахалин-2» (порт Пригородное) 5,5 5,4 5,5 9,1 Порт Козьмино (ВСТО) 16,3 21,3 24,9 41,3 Нефтепровод-отвод «Сковородино-Дацин» (ВСТО) 15,1 15,8 16,1 26,8 Нефтепровод «Атасу Алашанькоу» (Казахстан) 6,5 10,7 Способ поставок / Направление экспорта Морской транспорт через порты Де-Кастри и Пригородное (проекты СРП) Китай 2,1 2,0 2,1 3,5 Япония 3,5 3,4 3,6 6,0 Южная Корея 6,6 6,4 6,6 10,9 Прочие 0,4 0,5 0,5 0,8 Всего 12,6 12,4 12,8 21,2 Морской транспорт через порт «Козьмино» (ВСТО, «Транснефть») Китай 4,1 4,9 7,4 12,3 Япония 4,9 7,6 8,5 14,1 Южная Корея 1,0 2,1 3,0 5,0 Прочие 6,4 6,7 6,0 10,0 Всего 16,3 21,3 24,9 41,3 Трубопроводный транспорт (ВСТО «Сковородино-Дацин», «Атасу Алашанькоу» Всего (Китай) 15,1 15,8 22,6 37,5 Всего экспорт Китай Япония Южная Корея Прочие Итого на Павлодарский НХЗ. В результате экспорт российской нефти в Китай по нефтепроводу «Атасу Алашанькоу» в 2014 г. составил 6,5 млн т. Основные маршруты морских поставок нефти из Республики Саха (Якутия) Япония (8,5 млн т), Китай (7,4 млн т) и Южная Корея (3 млн т). Кроме того, поставки нефти осуществляются в Филиппины, Малайзию, Сингапур, США, Таиланд, Тайвань, Индонезию, Новую Зеландию и Австралию [2]. Основным направлением поставок нефти с месторождений Дальнего Востока являются страны Азиатско-Тихоокеанского региона. В 2014 г. из Дальнего Востока поставлено на экспорт около 60 млн т нефти, что на 22% выше уровня предыдущего года. В результате строительства нефтепровода «Сковородино Дацин» и возобновления экспорта российской нефти по трубопроводу «Атасу Алашанькоу» Китай стал крупнейшим импортёром российской нефти в Азиатско-Тихоокеанском регионе. Доля Китая в структуре экспорта нефти из России на Тихоокеанском направлении с учётом морских поставок составляет 53%. Отгрузка нефти на экспорт с шельфовых месторождений острова Сахалин осуществляется из порта Де-Кастри, находящегося в Хабаровском крае, а также из порта Пригородное, располагающегося на юге острова Сахалин. В нефтеналивной терминал в порту Де-Кастри нефть поступает посредством системы подводных нефтепроводов с месторождений проекта «Сахалин-1». В порт Пригородное нефть поступает с шельфовых месторождений проекта «Сахалин-2» на севере острова через Транссахалинский нефтепровод [2]. В 2014 г. с проектов СРП на экспорт в Южную Корею поступило 12,8 млн т нефти, что на 3% выше уровня предыдущего года. Основными покупателями нефти шельфовых месторождений острова Сахалин являются Южная Корея (6,6 млн т), Япония (3,6 млн т) и Китай (2,1 млн т). В настоящее время, в связи с геополитическими событиями на Украине, в Сирии, с низкими ценами на нефть, из-за переизбытка её добычи странами ОПЕК и искусственным занижением, и введением санкций против России, экономика нашей страны несёт большие финансовые убытки. Экономика страны молодая и не совсем гибкая, каждый кризис приводит к резкому спаду всех экономических показателей. Поэтому задача России минимизировать зависимость своей экономики от реализации необработанного сырья и нефтедоллара. Развивать бизнес не только с европейскими партнёрами, но и с азиатскими (Китаем, Японией, Южной Кореей) на базе развития нефтегазового комплекса Дальнего Востока, а также активно принимать участие и взаимодействовать в торгово-экономических ассоциациях: Евразийское Экономическое Сообщество (ЕвраАзЭС), БРИКС и др. Ещё одним стимулом развития Дальнего Востока является геополитический фактор. Территория этого региона огромна около 7 млн. км, а численность и плотность населения небольшая, соответственно 6,2 млн. чел и 1 чел на 1 км. В связи с этим регион слабо освоен, его темпы развития не соответствуют темпам развития стран АТР, куда стремиться Россия с учётом геополитических и экономических предпочтений. 54 ВЕСТНИК МЕЖДУНАРОДНОЙ АКАДЕМИИ НАУК (РУССКАЯ СЕКЦИЯ)
Http://docplayer. ru/50142407-Neftyanoy-kompleks-dalnego-vostoka. html
Для нефтепереработки на Дальнем Востоке в основном, как и раньше, используют сырье из Сибири. Оно поступает на Хабаровский и Комсомольский-на-Амуре нефтеперерабатывающие заводы. Сегодня мощность первого – до пяти миллионов тонн нефти в год, второго – восемь миллионов. Новым этапом в развитии обоих заводов стал проект подведения к ним нефтепроводов-отводов от системы "Восточная Сибирь – Тихий океан". В августе 2015 года завершено строительство 28-километровой нитки до Хабаровского НПЗ. А в начале 2016-го стартовала прокладка линии протяженностью 293 километра до Комсомольского. В следующем году на этом заводе должны запустить новые комплексы гидроочистки и гидрокрекинга с суммарной мощностью 3,6 миллиона тонн в год. К этому времени здесь начнут перерабатывать сырье практически на 100 процентов, выдавая продукцию с высокой добавленной стоимостью.
В последние годы государство предоставило новые льготные условия для компаний, инвестирующих в Дальний Восток. Ими могут воспользоваться и участники нефтегазового рынка, которые способны стать якорными резидентами создающихся сегодня территорий опережающего развития (ТОР).
Один из наиболее крупных проектов ТОР "Приамурская" – нефтеперерабатывающий завод мощностью шесть миллионов тонн в год. Стоимость проекта 123 миллиарда рублей. На заводе, который строит Амурская энергетическая компания, будут выпускать бензин и дизельное топливо.
– Компания уже инвестировала в проект 2,7 миллиарда. Сейчас идет разработка проектно-сметной документации, обустройство строительной площадки, возведение объектов вспомогательной и социальной инфраструктуры, – рассказал глава Амурской области Александр Козлов.
Планируется, что к 2023 году на НПЗ будет создано 1200 рабочих мест, поступление налогов составит 18 миллиардов рублей.
– 90 процентов инвестиций в проект китайские, – сообщил "РГ" генеральный директор Амурской энергетической компании Александр Гордеев. – 85 процентов продукции (нафта) пойдет по трубопроводу в Китай, остальное (дизтопливо, авиационный керосин и нефтекокс) останется в России.
Первый и пока единственный в России завод по сжижению природного газа построен в феврале 2009 года в Пригородном (проект "Сахалин-2"). Две линии завода в прошлом году произвели 10,8 миллиона тонн СПГ на экспорт в страны АТР. Основная доля поставок (70 процентов) приходится на Японию.
В прошлом году акционеры подписали соглашение о строительстве третьей очереди завода. Как рассказал замглавы "Газпрома" Виталий Маркелов, проектные работы планируется завершить в первом квартале 2017 года, а ввод объекта намечен на 2021-й.
Предполагается и строительство еще одного предприятия по сжижению природного газа – Дальневосточного СПГ. Это проект "Роснефти", которая намерена реализовать его в партнерстве с ExxonMobil за счет газа с "Сахалина-1". Ожидается, что мощность первой очереди завода составит пять миллионов тонн продукции в год с последующим расширением. В марте вице-президент ExxonMobil Russia Алекс Волков заявил, что участники проекта "Дальневосточный СПГ" продолжают изучать две площадки для размещения объекта – близ поселка Ильинский на Сахалине и порта Де-Кастри в Хабаровском крае.
– Затраты по обеим площадкам сопоставимы, у каждой свои достоинства и недостатки, – подчеркнул он. – Решение будем принимать после предварительного проектирования.
Но на представленной в конце июля 2016 года президенту страны презентации министра энергетики Александра Новака "Итоги работы топливно-энергетического комплекса РФ в первом полугодии 2016 года" планируемый завод был размещен на карте в Хабаровском крае. А в мае с. г. глава минвостокразвития Александр Галушка отметил, что ведомство готово предоставить преференции проекту, например, включить его в режим территорий опережающего развития (ТОР).
В первом квартале 2017 года Минвостокразвития России представит в российское правительство предложения по организации ТОР "Нефтехимический" с якорным инвестпроектом – строительством Восточного нефтехимического комплекса (ВНХК) в Находке. Мощность переработки заявлена до 30 миллионов тонн сырья в год.
Идея создания такого завода в Приморье высказывалась с 2007 года. Для этой цели была создана Восточная нефтехимическая компания, которая входит в компанию "Роснефть". Предполагалось соорудить высокотехнологичный нефтезавод с глубиной переработки сырья более 93 процентов. Позже проект обрел и химическую составляющую – производство полимеров (полиэтилена и полипропилена) и других продуктов нефтехимии. Ввод в эксплуатацию первой очереди ВНХК намечен на 2020 год, второй на 2022-й. В целом инвестиции в проект составят 1,3 триллиона рублей.
В июне 2016 года главный исполнительный директор компании "Роснефть" Игорь Сечин и председатель ChemChina Рен Цзяньсинь подписали соглашение, по которому китайская корпорация входит на 40 процентов в капитал ВНХК с пропорциональным участием в финансировании. По словам замминистра энергетики Кирилла Молодцова, рассматривается возможность финансирования инфраструктуры проекта ВНХК за счет бюджетов естественных монополий ("Газпрома", ЕЭС, РЖД и "Транснефти").
А в Амурской области делают ставку на еще одну территорию опережающего развития – "Свободненскую". Заявка на нее направлена в Минвостокразвития России.
– Потенциально в ТОР входят два проекта – газоперерабатывающий завод в Свободненском районе и завод по производству метанола в Сковородинском. Объем инвестиций более 700 миллиардов рублей, – рассказала министр экономического развития региона Светлана Балова.
Инвестор проекта строительства Амурского газоперерабатывающего завода – "Газпром переработка Благовещенск". Новое предприятие станет крупнейшим в России и одним из самых крупных в мире, его проектная мощность до 49 миллиардов кубометров в год. Ввод первой очереди планируется в 2019 году. Сырье на Амурский ГПЗ будет поступать по трубопроводной системе "Сила Сибири" с Чаяндинского и Ковыктинского месторождений в Якутии и Иркутской области. Их освоение предусмотрено Восточной программой компании "Газпром". В 2014 году "Газпром" и китайская CNPC подписали договор об экспорте в КНР до 38 миллиардов кубометров газа ежегодно на протяжении 30 лет.
– Любая переработка на Дальнем Востоке сталкивается с извечной проблемой – высокой затратностью. Поэтому хорошие перспективы открываются в первую очередь для рентных отраслей, в которых есть сверхприбыли, компенсирующие издержки. Нефтегазовый комплекс отвечает этим критериям как нельзя лучше. Наличие ренты привлечет инвесторов, которым важно получить отдачу от вложенных средств. Конъюнктура в любом случае благоприятная, потребность сопредельных стран в углеводородах не снижается. В этой связи просто необходимо развивать на Востоке России такие производства.
Http://rg. ru/2016/09/01/reg-dfo/neftegazovaia-otrasl-dalnego-vostoka-budet-orientirovana-na-rynki-atr. html
ИА SakhaNews. “Транснефть” планирует увеличить в 2016 году поставки на нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) Дальнего востока – Комсомольский, Хабаровский и Ванинский – до 12,1 млн тонн, что на 15,2% больше 2015 года, сообщает ТАСС.
Поставки нефти на комсомольский НПЗ могут вырасти с 5,8 до 6,5 млн тонн, на Хабаровский НПЗ – с 4,1 до 5 млн тонн. Поставки на Ванинский НПЗ останутся прежними – 0,6 млн тонн.
При этом поставки на Хабаровский НПЗ будут осуществляться в 2016 году только по магистральному нефтепроводу, хотя год назад 2,6 млн тонн нефти доставлялось железнодорожным транспортом.
Комсомольский НПЗ является крупнейшим нефтеперерабатывающим предприятием в Дальневосточном федеральном округе. Произведенные нефтепродукты поставляются в Приморский и Камчатский края, Амурскую, Сахалинскую, Еврейскую автономную и Магаданскую области, а также экспортируются в страны Юго-Восточной Азии. Мощность НПЗ составляет 8 млн т (58,5 млн баррелей) нефти в год.
Хабаровский НПЗ принадлежит “Независимой нефтегазовой компании” (ННК). По итогам 2015 года предприятие переработало 4239 тыс. тонн нефти, произвело 515 тыс. тонн автомобильных бензинов различных марок, более 800 тыс. тонн дизельного топлива. Глубина переработки нефти на заводе превысила 75%, выход светлых нефтепродуктов – свыше 60%.
Призывы к войне, свержению существующего строя, терроризму (в т. ч. хакерским атакам), экстремизму. Публичные призывы к сепаратизму, к осуществлению действий, направленных на нарушение территориальной целостности Российской Федерации. Пропаганду фашизма, геноцида, нацизма. Посягательства на историческую память в отношении событий, имевших место в период Второй мировой войны, отрицание фактов, установленных приговором Международного военного трибунала для суда и наказания главных военных преступников европейских стран оси, одобрение преступлений, установленных указанным приговором, а также распространение заведомо ложных сведений о деятельности СССР в годыВторой мировой войны. Разжигание межнациональной, межрелигиозной, социальной розни, грубые высказывания в адрес представителей любых национальностей, рас и вероисповеданий. Пропаганду курения, наркомании. Угрозы физической расправы, убийства, сексуального насилия. Описание средств и способов суицида, любое подстрекательство к его совершению. Переход на личности, оскорбления в адрес официальных и публичных лиц (в т. ч. умерших), грубые выражения, оскорбления и принижения других участников комментирования, их родных или близких. Заведомо ложную, непроверенную, клеветническую информацию. Нарушают права несовершеннолетних лиц. Оскорбления журналистов и других сотрудников SN, авторов, модераторов, администрации сайта, руководства издания, читателей «SN», грубые высказывания о самом портале. Присвоение чужих имен и фамилий, комментирование от чужого имени. Распространение персональных данных, нарушение тайны переписки и связи. Брань (в т. ч. измененное написание мата). Дублирование комментариев (флуд). Бессмысленные комментарии (флейм). Комментарии, не относящиеся к темам статей (офф-топ). Реклама других сайтов (в т. ч. ссылки на другие сайты). Реклама товаров и услуг. Сообщения, оставленные не на русском языке. Сообщения, содержащие более 3000 символов и пробелов. Прочие нарушения законодательства РФ.
Комментарии, нарушающие правила поведения на портае, удаляются без предупреждения. При вторичном размещении уже удалённого сообщения, модератор вправе заблокировать («забанить») пользователя.
- Администрация портала оставляет за собой право по собственному усмотрению или решению автора закрыть материал для комментирования. Возможно, вы попали в черный список.
Http://www.1sn. ru/167196.html
Что мы знаем о Дальнем Востоке? ну леса там ого-го какие, тайга, между прочим. Ну холода там, особенно зимой на севере – мама, не горюй какие, плюс ветер постоянный. Снег заметает дома по крыши, не уступит, а может перегонит и Сибирь матушку.
Природа – аж дух захватывает. Очень корюшку там уважают. Икру лопатами гребут. Знакомому моему в общагу мама постоянно присылает банками, как варенье. Ей богу, лучше б нефть посылала, ее там у них немало, я вам скажу.
К 1995 году на Дальнем Востоке открыто 60 нефтяных месторождений, но 45 из них находятся на острове Сахалин, 12 – в Республике Саха (Якутия). Остальные районы исследованы в отношении нефтеносности очень мало. Ребята, мы здесь не просто собрались, в наших силах все исправить)
Стоит отметить, Остров Сахалин является единственным нефтедобывающим районом Дальнего Востока. А по длительности функционирования одним из старейших в России. Он базируется на сложных запасах нефти, заключенных в многочисленных, но небольших по объему месторождениях и залежах. Начальные извлекаемые запасы нефти открытых островных месторождений составляют 154 млн. тонн, из которых 99 млн. тонн уже добыты. В разработку вовлечено 24 месторождения. На протяжении более чем 70 лет разработки, ежегодная добыча не превышала 2,5-2,8 млн. тонн.
В двух крупнейших месторождениях (Аркутун-Дагинском и Пильтун-Астохском) сосредоточено 73,5% извлекаемых запасов нефти о-ва Сахалин. Имеется значительный резервный фонд морских перспективных площадей в различных участках шельфа, где можно рассчитывать на открытие 11-12 крупных месторождений нефти и газа. В Якутии открыто 12 нефтяных и нефтегазовых месторождений, в том числе крупные Среднеботуобинское и Талаканское. Это почти как остров Талакан, ну в мультике Лови волну, про пингвинчиков-серферов
Ну это так, вернемся к Республике Саха, которая располагает крупнейшими неразведанными ресурсам нефти. Но как показывает практика геолого-разведочных работ, природные геологические условия для поиска месторождений очень сложные и многие новые районы недостаточно подготовлены методически.
В целом, весь северо-восток России изучен слабо, хотя по общегеологическим оценкам перспективы на поиски нефти благоприятные. Очень высоко оценивается нефтеносный потенциал примыкающих к Камчатке и Чукотке акваторий. Ребята, запоминаем, где там потенциал, чтобы знать где вышки ставить, отвечаю, пригодится.
Идея моего доклада заключается, в том, что не стоит пахать вспаханное поле, нужно идти вперед к неосвоенному, неизведанному! Никто не говорит, что будет легко! Но лучше прокладывать свой путь, приносить в мир что-то новое, чем воду в ступе толочь и бороздить колею
P. s. Пост составил студент нефтегазового факультета Горного Университета, прошу строго не судить)
Http://pikabu. ru/story/dalnevostochnyie_neftyanyie_mestorozhdeniya_3871979