Нефтяная промышленность Дальнего Востока: современное состояние и перспективы развития

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.

Современное состояние

Добыча нефти. Добыча нефти на Дальнем Востоке началась с вводом в разработку месторождений континентальной части Сахалинской области – Центральная Оха (1923 г.), Катангли (1929 г.), Эхаби (1937 г.), Восточное Эхаби (1946 г.) старейшей компанией России – «Сахалинморнефтегаз». Сырьевая база этих месторождений истощена, степень выработанности запасов в настоящее время по большинству залежей превышает 80%.

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).
Табл. 1. Добыча нефти на Дальнем Востоке, тыс. тонн
Источники: Итоги производственной деятельности отраслей ТЭК России // ТЭК России. № 1. 2000 – 2012 гг.; Сводные показатели производства энергоресурсов в Российской Федерации // Инфо ТЭК. № 1. 2000 – 2012 гг.; Статистика // Разведка и добыча. № 1. 2005 – 2012 гг.
Основной прирост добычи нефти в 2012 г. в регионе приходится на Республику Саха (Якутия) благодаря значительному росту объемов добычи «Сургутнефтегазом» на Талаканском и Алинском месторождениях с 5,4 млн тонн в 2011 г. до 6,6 млн тонн в 2012 г. (прирост составил 23%). В конце 2011 г. начата разработка Северо-Талаканского месторождения в Якутии. Объем добычи нефти в 2012 г. в Республике Якутия увеличился до 6,8 млн тонн по сравнению с 5,6 млн тонн в 2011 г. (прирост составил 21%).

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.
Рис. 1. Добыча нефти на Дальнем Востоке в 2000 – 2012 гг. по компаниям
Крупнейшие нефтедобывающие проекты на Дальнем Востоке: проект «Сахалин-1» (оператор – «Эксон Нефтегаз Лимитед») – 7,1 млн тонн, «Ленанефтегаз» (контролируется «Сургутнефтегазом») – 6,6 млн тонн, проект «Сахалин-2» (оператор – консорциум «Сахалин Энерджи») – 5,5 млн тонн (рис. 1).

«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 м3 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 м3 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).
Рис. 2. Первичная переработка нефти и уровень загрузки мощностей НПЗ на Дальнем Востоке в 2000 – 2012 гг.
Рис. 3. Нефтеперерабатывающие мощности на Дальнем Востоке в 2000 – 2012 гг. по заводам и компаниям
Несмотря на планы по развитию нефтеперерабатывающих мощностей, в Республике Саха (Якутия) до сих пор потребности в нефтепродуктах удовлетворяются почти полностью за счет привозного сырья, и лишь малая часть – за счет продукции промысловых установок. Так, в настоящее время республика ввозит около 1,2 млн тонн нефтепродуктов, затрачивая значительные средства на транспортировку. Реализация планов по расширению и строительству новых НПЗ позволит обеспечить бесперебойность поставок в условиях плохой транспортной связи с другими регионами, снизить стоимость продуктов.

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.

Прогноз развития

Поскольку большинство месторождений углеводородов, в том числе в составе лицензионных блоков, носят комплексный характер – содержат нефть, газ, конденсат, а в составе свободного газа кроме метана содержатся в значительных концентрациях его гомологи – этан, пропан, бутаны, а также гелий – при формировании новых центров НГК целесообразно синхронизировать параметры развития нефтяной и газовой промышленности, предусмотреть создание мощностей по переработке и подземному хранению углеводородов (УВ), а также попутных и растворенных ценных и потенциально ценных компонентов.

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.
Табл. 2. Прогноз добычи нефти на Дальнем Востоке по месторождениям, млн тонн
Источник: Прогноз ИНГГ СО РАН, 2013.
В региональном плане добыча нефти в Республике Саха (Якутия) и на шельфе о. Сахалин будет осуществляться примерно в равных долях.

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 АВС12, 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.
Развитие нефтепереработки. В настоящее время потребности в нефтепродуктах региона обеспечиваются за счет двух крупных НПЗ – Комсомольского и Хабаровского. Однако, учитывая освоение новых месторождений, рост добычи нефти на востоке страны и растущий спрос на рынке АТР, в ближайшей перспективе для переработки нефти на Дальнем Востоке необходимо строительство дополнительных нефтеперерабатывающих и нефтехимических мощностей.

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.

Выводы

В последние годы наблюдается повышенный интерес со стороны государства и отдельных компаний к регионам Дальнего Востока. Наличие значительного ресурсного потенциала и близость к перспективным и динамично развивающимся рынкам АТР обуславливают инвестиционную привлекательность Дальнего Востока, но в то же время низкие численность населения, качество и уровень жизни требуют усиления государственного регулирования. Важнейшим условием долгосрочного устойчивого социально-экономического развития Дальнего Востока должно стать обеспечение согласования интересов компаний, работающих либо имеющих бизнес-интересы в регионе со стратегическими задачами государства в части социально-экономического развития, технологического развития отраслей экономики, экологической безопасности проектов, реализации внешнеэкономических и геополитических интересов России в мире.

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.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Конторович А.Э.

    Конторович А.Э.

    академик РАН, д.г.-м.н, научный руководитель

    Институт нефтегазовой геологии и геофизики СО РАН,

    Эдер Л.В.

    Эдер Л.В.

    д.э.н., профессор, заведующий лабораторией экономики недропользования и прогноза развития нефтегазового комплекса Институт нефтегазовой геологии и геофизики СО РАН руководитель специализации «Экономика и управление в энергетическом секторе»

    Новосибирский государственный университет

    Филимонова И.В.

    Филимонова И.В.

    Д.э.н., профессор

    Немов В.Ю.

    Немов В.Ю.

    научный сотрудник

    Институт нефтегазовой геологии и геофизики СО РАН

    Проворная И.В.

    Проворная И.В.

    к.э.н., научный сотрудник (Институт нефтегазовой геологии и геофизики СО РАН), старший преподаватель (Новосибирский государственный университет)

    Просмотров статьи: 30107

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru