Прогноз добычи нефти в регионах Восточной Сибири и республике Саха (Якутия)1

Forecast of oil production in the regions of Eastern Siberia and the Republic of Sakha (Yakutia)

FILIMONOVA I.V.1,
EDER L.V.1,
NEMOV V.Yu.1,
PROVORNAYA I.V.1
1 Federal Research Center for Coal and Coal Chemistry SB RAS
Kemerovo, 650000,
Russian Federation

Представлен комплексный анализ нефтегазового комплекса регионов Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия). Выявлены особенности структуры сырьевой базы – низкая степень разведанности и темпов воспроизводства запасов, несбалансированность по категориям запасов. Представлено состояние добычи нефти в регионе с дифференциацией по месторождениям и недропользователям, проанализировано современное состояние и перспективы расширения нефтепровода ВСТО, а также структуры экспорта нефти по способам и направлениям поставок. Выполнен прогноз добычи нефти с учетом возможностей сырьевой базы и планов компаний.

The article presents a comprehensive analysis of the oil and gas complex of the regions of Eastern Siberia and the Republic of Sakha (Yakutia). The features of the resources base structure are revealed - a low degree of exploration and the rate of reproduction of reserves, an imbalance in categories of reserves. The state of oil production in the region with differentiation at the fields and subsoil users is presented, the current state and prospects of expanding the ESPO pipeline, as well as the structure of oil exports by methods and directions of supply are analyzed.
The oil production forecast was made taking into account the potential of the raw material base and the plans of companies.

Нефтегазовый комплекс оказывает мощное влияние на экономику России. На протяжении последних двадцати лет нефтяная и газовая промышленность выступают гарантами экономического роста и выполнения социальных обязательств государства.
Россия располагает крупнейшим в мире потенциалом энергетических ресурсов, значительная часть которых сосредоточена в регионах Восточной Сибири и Дальнего Востока [1, 2]. В последние годы добыча нефти в России устойчиво растет, и главным источником роста является добыча нефти на востоке страны, обеспечивая ежегодно более 10 % [3, 4].

Повышение надежности сырьевой базы возможно только путем увеличения объема геологоразведочных работ (прежде всего, глубокого бурения) и его финансирования не только в зоне активного недропользования вдоль трассы нефтепровода ВСТО, но и на перспективных слаборазведанных территориях.

В настоящее время добыча нефти на востоке страны практически вышла на максимальный уровень, что связано с выработанностью базовых месторождений региона — Ванкорского (Красноярский край), Верхнечонского (Иркутская область) и Талаканского (Республика Саха (Якутия) [5, 6]. В среднесрочной перспективе возможно наращивание объемов добычи нефти до 65 млн т за счет вовлечения в разработку соседних и средних по размерам месторождений, однако, по прогнозу ИНГГ СО РАН, падение может начаться уже после 2023 г.
Вместе с тем, учитывая высокую долю прогнозных и перспективных ресурсов в структуре сырьевой базы Восточной Сибири и Дальнего Востока, существуют предпосылки прироста запасов и открытия новых месторождений, которые станут основой устойчивого роста добычи нефти в регионе на долгосрочную перспективу. Повышение надежности сырьевой базы возможно только путем увеличения объема геологоразведочных работ (прежде всего, глубокого бурения) и его финансирования не только в зоне активного недропользования вдоль трассы нефтепровода ВСТО, но и на перспективных слаборазведанных территориях.
Близость региона к динамично развивающимся рынкам Азиатско-Тихоокеанского региона создает дополнительные благоприятные условия устойчивого спроса и высокой рентабельности поставок углеводородного сырья из восточных регионов России. Активное сотрудничество с новыми крупными импортерами – основа диверсификации экспорта, достижения структурной и территориальной сбалансированности нефтегазового комплекса и фактор обеспечения ее экономических интересов восточных территорий России.

ЗАКОНОМЕРНОСТИ ИСЧЕРПАНИЯ СЫРЬЕВОЙ БАЗЫ НЕФТИ НА ВОСТОКЕ СТРАНЫ
Одним из главных элементов устойчивого развития нефтегазового комплекса является поддержание параметров расширенного воспроизводства сырьевой базы. Одновременно с наращиванием добычи и экспорта нефти на востоке страны необходимо осуществлять активную политику в области регионального, геологического изучения и лицензирования участков недр, а также доразведки уже открытых месторождений.
В плане нефтегазогеологического районирования Восточная Сибирь и Республика Саха (Якутия) включает Лено-Тунгусскую и Хатангско-Вилюйскую нефтегазоносные провинции (НГП), а также северо-восточную часть Западносибирской НГП.
В настоящее время в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) сосредоточено более 14 млрд т начальных суммарных ресурсов (НСР) нефти, или около 15 % НСР нефти России. Разведанные и предварительно оцененные запасы нефти в регионе превышают 3,5 млрд т [7]. Вместе с тем показатель степени разведанности составляет всего 12 %, в то время как в целом по стране – 37 %. Доля неоткрытых ресурсов в структуре сырьевой базы составляет около 75 %. Низкий уровень разведанности (рис. 1)и высокая доля прогнозных и перспективных ресурсов создают мощный потенциал и вероятность открытия новых крупных месторождений [8]. Но и потребует высоких капитальных вложений в геологоразведочные работы, как со стороны компаний, так и государства – проведение активной лицензионной политики и разработки системы стимулирования недропользователей.
Низкая степень геологической изученности территории Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции определяет высокую перспективность проведения геологоразведочных работ (ГРР) и открытия новых месторождений, в том числе крупных и уникальных. По мере выхода базовых месторождений на полку добыча нефти в регионе в ближайшей перспективе станет постепенно снижаться. Необходимо открытие и подготовка к разработке новых крупных месторождений нефти, которые могли бы компенсировать падающую добычу на существующих месторождениях.

В настоящее время в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) сосредоточено более 14 млрд т начальных суммарных ресурсов (НСР) нефти, или около 15 % НСР нефти России. Разведанные и предварительно оцененные запасы нефти в регионе превышают 3,5 млрд т. Вместе с тем показатель степени разведанности составляет всего 12 %, в то время как в целом по стране – 37 %. Доля неоткрытых ресурсов в структуре сырьевой базы составляет около 75 %.

Наибольшими начальными суммарными ресурсами (НСР) нефти среди регионов Восточной Сибири и Дальнего Востока располагает Красноярский край (более 8,5 млрд т). Крупнейшими месторождениями края по суммарным запасам нефти являются Юрубчено-Тохомское, Ванкорское, Куюмбинское и Тагульское нефтегазоконденсатные месторождения. Доля этих месторождений в суммарных извлекаемых запасах нефти края составляет около 80 %, что свидетельствует о высокой концентрации запасов, подготовленных к разработке, низкой степени разведанности остальной территории и высоком потенциале прироста запасов.
Начальные суммарные ресурсы Республики Саха (Якутия) (около 3,0 млрд т) более чем в два раза уступают ресурсам Красноярского края, а НСР Иркутской области (около 2,5 млрд т) оцениваются втрое меньше. Степень разведанности начальных суммарных ресурсов регионов составляет чуть более 13 %.
Крупнейшими месторождениями Иркутской области являются Верхнечонское на севере области на границе с Якутией и месторождение им. Савостьянова, открытое в 2009 г. Однако запасы АВС1 только Верхнечонского месторождения составляют 51 % всех запасов области, что является высокой концентрацией подготовленных к добыче запасов нефти в рамках одного месторождения. Более благоприятная ситуация по степени дифференциации запасов нефти по категории С2: 81 % запасов нефти распределены между месторождениями – Санарское, Северо-Даниловское, Южно-Даниловское, им. В.Б. Мазура, им. Н. Лисовского, им. Савостьянова, Атовское, Западно-Аянское, Вакунайское, Игнялинское, Северо-Вакунайское, Дулисьминское. При необходимом объеме инвестиций в доразведку, обустройство этих месторождений и строительство транспортной инфраструктуры Иркутская область обладает высоким потенциалом к наращиванию добычи нефти. В настоящее время эти запасы нельзя рассматривать как достоверные и основу будущей добычи нефти в регионе, поскольку требуют детального изучения и подтверждения, так как характеризуются сложным геологическим строением.
В Республике Саха (Якутия) наиболее крупными по запасам являются Среднеботуобинское и Талаканское нефтегазоконденсатные месторождения. Однако также значительные запасы нефти содержат Северо-Талаканское, Чаяндинское, Тымпучиканское и Верхневилючанское месторождения, что свидетельствует о довольно равномерном распределении запасов по объектам добычи и сокращает риски, связанные с концентрацией запасов в рамках малого числа объектов разработки.
Наиболее крупные месторождения Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) были открыты в период 1970 – 1980-х гг. К этому периоду относятся открытия таких крупнейших месторождений региона, как Среднеботуобинскоe (1970 г.), Ярактинское (1971 г.), Сузунское (1972 г.), Куюмбинское (1974 г.), Верхнечонское (1978 г.), Юрубчено-Тохомское (1982 г.), Талаканское (1984г.), Тагульское (1988 г.), и др. Суммарный объем современных запасов месторождений, открытых в этот период, составляет более 9,8 млрд т нефти (рис. 2).
Сокращение объемов геологоразведочных работ с 1990-х гг. привело к тому, что в течение последующих 30 лет величина запасов, поставленных на учет, оказалась в 2 раза ниже, чем в течение предыдущих двадцати лет. При этом прирост запасов происходил, как правило, за счет доразведки открытых ранее месторождений.

Иркутская область обладает высоким потенциалом к наращиванию добычи нефти. В настоящее время эти запасы нельзя рассматривать как достоверные и основу будущей добычи нефти в регионе, поскольку требуют детального изучения и подтверждения, так как характеризуются сложным геологическим строением.

На протяжении последних 15 лет объем прироста запасов нефти категории С1 имел неустойчивую динамику. Основной прирост запасов нефти пришелся на период активной подготовки сырьевой базы для загрузки нефтепровода ВСТО (2006 — 2008 гг.). Однако с началом освоения крупнейших месторождений региона в Иркутской области и Красноярском крае происходит так называемое проедание запасов нефти. Суммарный прирост запасов нефти в этих двух субъектах в период с 2008 г. составил минус 174 млн т (т.е. происходило уменьшение запасов вследствие добычи или списания), в то время как накопленная добыча за тот же период составила 303 млн т. В Республике Саха (Якутия) сохраняется положительный прирост запасов. Так, в период с 2008 г. прирост запасов категории С1 составил 112 млнт, а накопленная добыча – 77,4 млн т. В целом по территории Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) «проедание» запасов за последние 10 лет составило 62 млн т, а накопленная добыча – более 380 млн т. Это вызывает определенные опасения в надежности поддержания уровня добычи нефти на прогнозном уровне, так как именно эта категория запасов является основой надежной будущей добычи.
Обратная ситуация наблюдается в приросте запасов категории С2, прежде всего в Иркутской области, где на своих месторождениях компания «Роснефть» поставила на баланс большой объем запасов С2 на новых месторождениях. Тем не менее, для подтверждения и перевода этих запасов в более достоверные категории требуются существенные финансовые вложения в геологоразведочные работы.
Перспективными направлениями геологического изучения недр на нефть и газ в восточных регионах России являются карбонатный комплекс венда-кембрия Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области; перспективные комплексы Северо-Тунгусской нефтегазоносной области; перспективные комплексы Южно-Тунгусской нефтегазоносной области; рифей Сибирской платформы; вилюйская кембрийская перспективная зона газонакопления [9, 10].
В основном эти направления развития сырьевой базы связаны с трудноизвлекаемыми ресурсами и запасами нефти, в связи с особенностями коллекторов и низкой толщиной продуктивных горизонтов. В этих условиях повышается роль государства по экономическому, налоговому, финансовому стимулированию компаний к развитию отечественного машиностроения и нефтесервиса для возможности вовлечения в освоение этих перспективных нефтегазоносных территорий [11, 12].

РЕГИОНАЛЬНЫЕ И ОРГАНИЗАЦИОННЫЕ ОСОБЕННОСТИ ДОБЫЧИ НЕФТИ В ВОСТОЧНОЙ СИБИРИ И РЕСПУБЛИКЕ САХА (ЯКУТИЯ)
Добыча нефти с дифференциацией по регионам и месторождениям.
Несмотря на изменение условий работы нефтегазового комплекса России, связанных с ухудшением ценовой конъюнктуры и введением санкций, в последние годы добыча нефти в России устойчиво растет. В 2018 г. добыча нефти в России составила 555,8 млн т, что на 1,7% выше показателя 2017 г. (прирост более 9 млн т). В течение 2009 — 2018 гг. основной прирост добычи нефти в России поддерживается за счет освоения месторождений Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) (рис. 3). Поэтому устойчивое развитие нефтегазового комплекса России в перспективе до 2030 г. будет в первую очередь зависеть от добычи нефти в регионах Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия).
Рост добычи нефти в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) начался с 2008 г., когда были введены в эксплуатацию магистральный нефтепровод «Восточная Сибирь – Тихий океан», спецморнефтепорт в Козьмино, подводящие и соединительные нефтепроводы. Это позволило нарастить добычу нефти в регионе с 1,4 млн т в 2008г. до 55 млн т в 2018 г. (9,9 % от добычи нефти в России). В том числе, объем добычи нефти в Иркутской области в 2018 г. составил 18,3 млн т, в Красноярском крае — 24,4 млн т, в Республике Саха (Якутия) — 12,3 млн т (рис. 4).

Перспективными направлениями геологического изучения недр на нефть и газ в восточных регионах России являются карбонатный комплекс венда-кембрия Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области; перспективные комплексы Северо-Тунгусской нефтегазоносной области; перспективные комплексы Южно-Тунгусской нефтегазоносной области; рифей Сибирской платформы; вилюйская кембрийская перспективная зона газонакопления.

Развитие ресурсной базы и транспортной инфраструктуры расширяет список базовых месторождений Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия). Так, если в 2010 г. более 81 % добычи обеспечивалось за счет двух месторождений (Ванкорского и Талаканского), то в 2018 г. основу добычи нефти в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) составляют уже 7 месторождений: Ярактинское и Даниловское (11,9 %), Верхнечонское (15,2%), Ванкорское (30,1 %), Сузунское (7,9 %), Талаканское (17,4 %), Среднеботуобинскоe (5,2 %).
В Красноярском крае добыча нефти в 2018 г. составила 24,4 млн т, что на 4,8 % больше уровня добычи нефти в 2017 г. Стагнация добычи нефти в крае в 2014 — 2016 гг. связана с сокращением производства нефти на Ванкорском месторождении. Так, в настоящее время объем добычи нефти на месторождении на 5,8млнт ниже, чем на пике в 2014 г. Проектный уровень добычи на Ванкорском месторождении первоначально был оценен в 25 млн т нефти в год, но позднее оценка была снижена до уровня 21,5 млн т/год и достигнута в 2013г. Совет директоров НК «Роснефть» 8 ноября 2013г. утвердил ЗАО «Ванкорнефть» в качестве Оператора по трем бизнес-проектам: развитие Лодочного, Сузунского и Тагульского месторождений, находящихся на севере Красноярского края, в непосредственной близости от Ванкорского месторождения, их проектный уровень добычи 25 млн т в год.
Возобновление роста объема добычи нефти в Красноярском крае в течение 2017 — 2018 гг. связано с началом промышленной эксплуатации Сузунского и Тагульского месторождений в Ванкорском блоке, а также с освоением нового района нефтедобычи на востоке Красноярского края — Юрубчено-Тохомского нефтегазоконденсатного месторождения.
С 2007 г. на Сузунском месторождении реализуется программа опытно-промышленной разработки. Сузунское месторождение содержит высококачественную легкую нефть. Промышленная добыча на месторождении началась в августе 2016 г. В 2018 г. добыто 4,2 млн т нефти, что на 0,1 млн т больше, чем в предыдущем году. Добыча нефти на Тагульском месторождении в 2018 г. составила 1,3 млн т, что на 0,9 млн т больше, чем в предыдущем году.
Наибольший прирост добычи нефти в Красноярском крае в 2018 г. наблюдался на Юрубчено-Тохомском месторождении. Промышленная эксплуатация месторождения началась в 2017 г., было добыто 0,7 млн т нефти. По итогам 2018 г. добыча выросла на 1,5 млн т и составила 2,2 млн т нефти (рис. 5). Выход на долгосрочную полку по добыче нефти в 5 млн т в год запланирован на 2019 г.
В 2018 г. в Иркутской области произошла стабилизация объема добычи нефти на уровне 18,3 млн т. Добыча нефти на крупнейшем в Иркутской области Верхнечонском месторождении достигла проектного уровня в 8,6 млн т в 2015 г. С 2017 г. началось планомерное снижение темпов извлечения нефти. Так, в 2018г. объем добычи нефти сократился на 1 % и составил 8,2млн т. Поддержание уровня добычи нефти в области происходит за счет роста добычи на месторождениях Иркутской нефтяной компании и ее дочерних обществ, в основном имеющих статус совместных предприятий с иностранными компаниями Японии (JOGMEC, ITOCHU и INPEX). Так, добыча нефти компанией «ИНК-Запад», ведущей деятельность на Большетирском и Западно-Ярактинском участках Иркутской области (Ичединское, Ярактинское, Большетирское месторождения), выросла на 31 % (0,5 млн т).
Главный прирост добычи нефти в восточносибирском регионе в 2018 г. пришелся на Республику Саха (Якутия). В 2018г. добыча нефти в Республике составила 12,3млн т, что на 1,9 млн т больше, чем в предыдущем году. Существенный прирост добычи нефти в регионе связан с продолжением промышленной эксплуатации одного из крупнейших активов «Роснефти» в Восточносибирском кластере – Среднеботуобинского месторождения. По итогам года добыча нефти на месторождении выросла более, чем в два раза и составила 2,8млн т. На месторождении продолжается строительство объектов инфраструктуры, запущены центральный пункт сбора, приемо-сдаточный пункт. Выход на полку добычи в 5 млн т нефти в год планируется к 2021 г. Добыча нефти на лицензионных участках «Сургутнефтегаза» в Якутии (в т.ч. Талаканское и Южно-Талаканское месторождения) выросла на 0,2млнт и составила 9,1 млн т.

Главный прирост добычи нефти в восточносибирском регионе в 2018 г. пришелся на Республику Саха (Якутия). В 2018 г. добыча нефти в Республике составила 12,3 млн т, что на 1,9 млн т больше, чем в предыдущем году.

Добыча нефти с дифференциацией по компаниям
Крупнейшие производители нефти на Востоке России — компании, контролируемые «Роснефтью» — «Ванкорнефть» и «Верхнечонскнефтегаз». Кроме того, значительный объем нефти добывается компаниями «Сургутнефтегаз» и Иркутской нефтяной компанией («ИНК»). Хорошей сырьевой базой обладают компании «Газпром нефть» и Газпром, однако промышленная добыча нефти не ведется.
Компании «Роснефть» принадлежат месторождения, составляющие основу добычи нефти в Восточной Сибири. По итогам 2018 г. на долю компании приходилось 61,1 % добычи нефти в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) (рис. 6). Добыча нефти ведется четырьмя дочерними компаниями: «Ванкорнефть» (Красноярский край), «Востсибнефтегаз» (Красноярский край), «Верхнечонскнефтегаз» (Иркутская область) и «Таас-Юрях Нефтегазодобыча» (Республика Саха (Якутия).
После введения технологических и финансовых санкций в конце 2014 г., компания «Роснефть» начала активно привлекать иностранный капитал из стран Азиатско-Тихоокеанского региона для освоения месторождений уже введенных в разработку, а также подготовленных к промышленной эксплуатации:
• «Ванкорнефть» (26 % – ONGC, 23,8 % – консорциум Oil India, Indian Oil и Bharat Petroresources);
• «Таас-Юрях нефтегазодобыча» (29,9 % – консорциум Oil India, Indian Oil и Bharat Petroresources);
• «Верхнечонскнефтегаз» (20 % – Beijing Gas);
• «Восточно-Сибирская нефтегазовая компания», оператор разработки Юрубчено-Тохомского месторождения (соглашение о покупки до 49 % Sinopec).
Продаже долей в добывающих активах на востоке страны предшествовала консолидация российских активов. Так, в 2012 – 2013 гг. произошло значительное увеличение доли «Роснефти» в текущей добыче нефти в Восточной Сибири. Компания консолидировала 100% «Таас-Юрях Нефтегазодобыча», владеющей лицензией на разработку Среднеботуобинского месторождения в Республике Саха (Якутия). В 2014 г. «Роснефть» приобрела активы «Иреляхнефть» и «АЛРОСА-Газ» в Республике Саха (Якутия), осуществляющих добычу нефти на Иреляхском и Среднеботуобинском месторождениях, соответственно.
После завершения процедуры слияния активов «Роснефти» и «ТНК-ВР» в 2013 г. компании перешли доли в освоении Верхнечонского месторождения в Иркутской области и Ванкорской группы месторождений на севере Красноярского края – Сузунского, Тагульского, а после приобретения «Итеры» – Братского газоконденсатного месторождения в Иркутской области [13].
Основой роста добычи нефти компании «Роснефть» в 2016 – 2018 гг. стало освоение Сузунского месторождения Ванкорского кластера, начало промышленной эксплуатации Юрубчено-Тохомского месторождения в Эвенкийском районе Красноярского края, а также разработка Среднеботуобинского месторождения, расположенного на территории Республики Саха (Якутия). Суммарный прирост добычи на этих месторождениях за период 2016 – 2018 гг. составил более 8,2 млн т нефти, за 2018 г. добыча выросла на 3,1 млн т.
Весной 2018 г. «Роснефть» продала ONGC 15 % в «Ванкорнефти» за 1,27 млрд долл., а Oil India, Indian Oil и Bharat досталась доля в 23,9 %. Этим же компаниям должно достаться 29,9 % в «Таас-Юряхе», разрабатывающем Среднеботуобинское месторождение. Еще пару лет назад казалось, что ключевыми партнерами «Роснефти» в добыче в Восточной Сибири станут китайские компании, однако привлечь их к освоению Юрубчено-Тохомского и Русского месторождений до сих пор не удалось.
Основные месторождения Ванкорского проекта «Роснефть» планирует запустить к 2020 г. С учетом преждевременного снижения добычи на Ванкорском месторождении «Роснефть» сможет сохранить уровень экспортных поставок с Ванкорского кластера. Предполагается, что освоение и планомерный выход на полку Сузунского, Тагульского и Лодочного месторождений в течение 2019 — 2026 гг. позволит поддерживать добычу нефти на Ванкорском кластере на уровне 22 — 24 млн т.

Еще пару лет назад казалось, что ключевыми партнерами «Роснефти» в добыче в Восточной Сибири станут китайские компании, однако привлечь их к освоению Юрубчено-Тохомского и Русского месторождений до сих пор не удалось.

Добыча нефти Иркутской нефтяной компании в 2018 г., включая дочерние «ИНК-Запад» и «ИНК-НефтеГазГеология», составила 8,8 млн т, что на 0,3 млн т больше, чем в предыдущем году. На долю компании приходится 16 % добычи нефти в Восточной Сибири и Дальнем Востоке. В настоящий момент компания «ИНК» реализует несколько масштабных проектов в Иркутской области. В 2016 – 2017 гг. компанией выполнен значительный объем эксплуатационного бурения, в том числе с применением современных технологий. Был введен в промышленную эксплуатацию ряд новых месторождений (Аянское, Западно-Аянское, Ичединское и др.), пробурено более 1,8тыс. скважин. Основными добывающими активами ИНК являются Ярактинское, Даниловское, Западно-Аянское и Ичединское месторождения.
Добыча компании «Сургутнефтегаз» в регионе в 2018г. составила 9,4 млн т, что на 0,4 млн т больше, чем в предыдущем году. Доля компании в структуре добычи нефти в регионе составляет 17 %. Основной добывающий актив компании – Талаканское нефтегазоконденсатное месторождение с суммарными запасами нефти более 100млнт. В целом на основных производственных объектах компания вышла на полку добычи на месторождениях Республики Саха (Якутия).

В 2015 – 2017 гг. поставкам нефти в Китай в полном объеме препятствовали задержки по строительству инфраструктуры со стороны Китая и подготовки китайского НПЗ к приему российской нефти. Рост поставок нефти по системе ВСТО в 2018 г. стал возможен благодаря завершению работ по расширению китайского участка нефтепровода Сковородино-Дацин до проектной мощности 30 млн т в год.

ЭКСПОРТНЫЙ ПОТЕНЦИАЛ ВОСТОЧНЫХ РЕГИОНОВ РОССИИ

Трубопроводная система «Восточная Сибирь — Тихий океан» стала мощным стимулом интенсификации освоения ресурсного потенциала Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия).

В 2018 г. произошел существенный рост объема поставок нефти по системе ВСТО благодаря росту трубопроводных поставок нефти в Китай. По итогам года объем экспортных поставок нефти по ВСТО составил 59,6 млн т, что на 23,6 % больше, чем в предыдущем году (табл. 1). Учитывая, что общая добыча нефти в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) составляет около 55 млн т, включая добычу в пределах Ванкоро-Сузунского узла, можно отметить, что загрузка экспортных мощностей ВСТО происходила за счет добычи нефти восточносибирских регионов.
В 2015 – 2017 гг. поставкам нефти в Китай в полном объеме препятствовали задержки по строительству инфраструктуры со стороны Китая и подготовки китайского НПЗ к приему российской нефти. Рост поставок нефти по системе ВСТО в 2018 г. стал возможен благодаря завершению работ по расширению китайского участка нефтепровода «Сковородино-Дацин» до проектной мощности 30 млн т в год. В результате объем экспортных поставок по данному направлению вырос с 16,5 млн т в 2017 г. до 28,3 млн т в 2018 г. В 2019 г. ожидается увеличить объем экспорта по нефтепроводу до 30 млн т.
Через порт Козьмино – крайнюю точку нефтепроводной системы ВСТО II — объем экспорта в 2018 г. составил 31,3 млн т, что на 0,4 млн т меньше, чем в предыдущем году. В настоящее время мощности порта по перевалке нефти полностью загружены.
Основным направлением поставок нефти с месторождений Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) являются страны Азиатско-Тихоокеанского региона. В региональной структуре экспорта нефти из Козьмино наибольшая доля приходится на Китай. По предварительным оценкам доля отгрузки нефти в китайском направлении в 2018 г. выросла до 81,5 %. Также значительные объемы нефти из порта Козьмино экспортируются в Японию (10,5 %) и Южную Корею (2,4 %). Кроме того, отдельные поставки нефти осуществляются в Малайзию, Сингапур, США, Таиланд, Филиппины, Новую Зеландию.
Концентрация поставок нефти марки ESPO Blend позволит Китаю оказывать значительное влияние на рынок сбыта российского сорта нефти, в то время интерес со стороны потребителей из других стран может ослабеть. Монополизация также может помешать планам России по формированию ESPO Blend в качестве эталонного, маркерного сорта в Азиатско-Тихоокеанском регионе. С другой стороны, растущий спрос со стороны китайских партнеров на нефть ВСТО позволяет достаточно твердо удерживать позиции, в том числе ценовые, на российский маркерный сорт.

СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ТРУБОПРОВОДНОЙ ИНФРАСТРУКТУРЫ НА ВОСТОКЕ СТРАНЫ
Трубопроводная система «Восточная Сибирь – Тихий океан» стала мощным стимулом интенсификации освоения ресурсного потенциала Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия). Нефтепровод «Восточная Сибирь — Тихий океан» связал нефтяные месторождения Западной и Восточной Сибири с портами на Дальнем Востоке, а также непосредственно с потребителями в Азиатско-Тихоокеанском регионе (АТР).
Нефтепровод включает в себя участок ВСТО I «Тайшет–Сковородино» и отвод на Китай «Сковородино — Мохэ», далее — магистральный нефтепровод продолжается по направлению ВСТО II «Сковородино — Козьмино». Общая протяженность нефтепровода составляет 4740 км.
Первая очередь строительства ВСТО (ВСТО I), реализованная на участке «Тайшет – Сковородино» мощностью 30 млн т в год, введена в эксплуатацию в декабре 2009 г. Протяженность трассы составляет 2694 км. Уже в 2010 г. начались работы по расширению мощности нефтепровода до 50 млн т в год нефти, а в 2012 г. — работы по доведению мощности прокачки нефти до 58 млн т, работы были закончены в 2014 г.
С 2016 г. ведется строительство дополнительных нефтеперекачивающих станций, которые позволили довести прокачку нефти по трубопроводу в 2018 г. до 66млнт в год, к 2020 г. пропускную способность нефтепровода планируется увеличить до 80 млн т в год.
Начиная с декабря 2010 г., организованы поставки нефти по нефтепроводу-отводу ВСТО по маршруту «Сковородино — Мохэ» в объеме 15 млн т в год. Протяженность нефтепровода до границы с КНР составляет 67 км, дальше маршрут следует по китайской территории до Дацина — 960 км. С 2013 г. проходило поэтапное увеличение мощности этого участка нефтепровода до 30 млн т для реализации соглашения между правительствами России и КНР о расширении сотрудничества в сфере торговли сырой нефтью в рамках контракта между «Роснефтью» с китайской CNPC. Первый этап расширения был реализован в 2014 г., включающий строительство на НПС № 21 «Сковородино» установки дополнительного магистрального насосного агрегата. В рамках второго этапа на приемо-сдаточном пункте «Джалинда» на берегу реки Амур установлена четвертая линия системы измерений количества и качества нефти. Третий этап программы предусматривал ввод в эксплуатацию резервуаров для хранения нефти объемом 50 тыс. м3 на НПС № 21 «Сковородино». С мая 2016 г. стартовала реализация заключительного этапа, включающего строительство двух резервуаров для хранения нефти объемом по 50 тыс. м3 на головной нефтеперекачивающей станции (ГПНС) № 1 «Тайшет».
В результате уже в 2015 г. компанией «Транснефть» реализованы все технические мероприятия для увеличения поставок нефти в Китай до 20 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 порт СМНП «Козьмино» (конечная точка ВСТО II).
В 2018 г. пропускная способность нефтепровода «Сковородино – Мохэ» доведена до 30 млн т нефти в год. Проект расширения пропускной способности нефтепровода реализован в соответствии с расширением первой очереди системы ВСТО.
В конце 2012 г. осуществлен ввод в эксплуатацию нефтепровода «Сковородино — Козьмино» (ВСТО II), мощностью 30 млн т в год. Протяженность трассы составляет 2046 км. В 2017 г. завершено строительство трех нефтеперекачивающих станций, позволивших увеличить пропускную способность нефтепровода в 2018 г. с 36млнт до 38 млн т нефти в год. В конце 2019 г. планируется завершить строительство еще трех станций, которые позволят увеличить давление внутри нефтепровода, необходимое для перекачки большего объема нефти (НПС № 23 и НПС № 26 в Амурской области, НПС № 32 в Еврейской автономной области). Завершение этого проекта вместе с реконструкцией трех действующих станций (№ 27, № 34 и № 41) позволит увеличить пропускную способность ВСТО II до проектного уровня — 50 млн т нефти в год.
В декабре 2013 г. компания «Транснефть» начала строительство магистрального нефтепровода «Куюмба — Тайшет» для обеспечения сырьем расширяющихся мощностей ВСТО, протяженностью 719 км. К концу 2016г. нефтепровод был полностью подготовлен к вводу в эксплуатацию, прокачка нефти начата в 2017 г. на уровне 873 тыс. т, в 2018 г. ожидается на уровне 2,5 млн т, 2019г. – 6,5 млн т. На первом этапе строительства предусмотрено последовательное доведение мощности трубопровода до 8,6 млн т нефти в год. Вторым этапом предусмотрено строительство еще двух нефтеперекачивающих станций (НПС-3 и НПС-4) на территории Красноярского края и Иркутской области. Пропускная способность нефтепровода достигнет 15 млн т нефти в год.
Для поставок нефти в ВСТО с Ванкорско-Сузунской зоны и месторождений ЯНАО и Северо-Востока ХМАО в конце 2011 г. был введен в эксплуатацию нефтепровод «Пурпе — Самотлор». Протяженность нефтепровода составляет 429 км, а пропускная способность участка – 25млн т нефти в год. В 2016 г. введен в эксплуатацию нефтепровод «Заполярье — Пурпе». Общая пропускная способность нефтепровода «Заполярье — Пурпе» составляет 45 млн т нефти в год. Это позволило организовать поставку сырья с месторождений компаний «Роснефть» (Лодочное, Сузунское, Тагульское на севере Красноярского края и Русское, расположенное в Тазовском районе ЯНАО), «ЛУКОЙЛ» (Пякяхинское в ЯНАО), «Газпром нефть» (Новопортовское, Восточно-Мессояхское в ЯНАО), российско-итальянским совместным предприятием «Северэнергия» (Самбургского, Ево-Яхинского, Яро-Яхинского и Северо-Часельского в ЯНАО). Объем сдачи нефти в нефтепровод «Заполярье — Пурпе» в 2019 г. ожидается на уровне 16,6 млн т, однако это ниже запланированных ранее «Транснефтью» объемов прокачки из-за отставания темпов подготовки сырьевой базы и добычи нефти компаниями. Пока нефть по нефтепроводу «Заполярное — Пурпе» прокачивается в западном направлении, так как не соответствует по плотности параметрам сдачи в нефтепровод ВСТО. По итогам 2018г. прокачка нефти по нефтепроводу составила 6,1 млн т.
Компанией «Транснефть» согласован ряд принципиальных решений относительно подключения нефтеперерабатывающих заводов Дальнего Востока (Хабаровского НПЗ и Комсомольского НПЗ) к нефтепроводной системе «Восточная Сибирь — Тихий океан». Это позволит заместить железнодорожные поставки сырья на заводы, обеспечить поставки нефти в расширенном объеме и загрузку новых мощностей заводов, увеличившихся вследствие реализации программы модернизации, сократить транспортные издержки в структуре себестоимости выпуска нефтепродуктов. Так, в настоящее время завершено строительство нефтепровода-отвода от ВСТО до Хабаровского НПЗ, протяженностью 48 км, мощностью 6 млн т в год, и в 2015 г. выполнено подключение. «Транснефть» завершила строительство нефтепровода-отвода от ВСТО до Комсомольского НПЗ, протяженностью 294 км и мощностью 8 млн т в год. Однако по состоянию на 1 квартал 2019 г. поставки сырья на Комсомольский НПЗ осуществляются исключительно железнодорожным транспортом. Подключение завода к трубопроводу отложено до устранения разногласий между компаниями «Транснефть» и «Роснефть» в вопросе компенсации затрат в связи с изменением сроков подключения и снижения объемов поставки сырья до 4млн т нефти в год.
Развитие нефтепроводной системы ВСТО является одной из приоритетных задач в формировании трубопроводной инфраструктуры в России и ключевым элементом развития нефтедобычи на востоке страны. Кроме того, восточное направление остается премиальным по сравнению с западным направлением, в этих условиях нефтяные компании заинтересованы в сохранении и расширении присутствия в соответствии со своими добывающими возможностями. Однако темпы подготовки сырьевой базы компаниями-недропользователями на территории Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) существенно отстают от темпов строительства трубопроводной инфраструктуры, что создает риски простоя свободных мощностей, нарушения соглашений о поставке сырья на внутреннем и международном рынках.

ПРОГНОЗ ДОБЫЧИ НЕФТИ В ВОСТОЧНОСИБИРСКОМ РЕГИОНЕ
Состояние и перспективы расширения сырьевой базы углеводородов на востоке России с учетом планов компаний, технологических условий разработки месторождений, ожидаемых изменений в маркетинговых условиях дают основания для составления прогноза уровня добычи нефти в регионе. При освоении новых нефтегазоносных провинций необходимо учитывать высокую вероятность новых перспективных открытий и прироста запасов высокодостоверных категорий как в процессе проведения геологоразведочных работ, так и в процессе освоения уже открытых месторождений. Сдержанность в прогнозные оценки вносит высокая доля трудноизвлекаемых запасов относительно низкодостоверных категорий (С2), поэтому важная задача в области недропользования в Восточной Сибири на ближайшие годы – обеспечить подготовку запасов высокодостоверных категорий нефти (С1) для обеспечения внутреннего спроса и загрузку мощностей двух очередей нефтепровода «ВСТО».
Одна из главных опасностей при прогнозировании прироста запасов и добычи – низкие объемы разведочных работ. Учитывая капиталоемкость проектов разработки месторождений Восточной Сибири, связанную, в первую очередь, со слабо развитой инфраструктурой, в освоении нефтегазовых объектов на востоке страны на первом этапе предпочтение должно отдаваться крупным компаниям. В этой связи наблюдаемое в настоящее время укрупнение структуры собственности и создание стратегических альянсов со стороны «Роснефти» и «ИНК», в том числе с участием иностранного капитала, увеличивает возможности строительства инфраструктуры в новых районах нефте-газодобычи. По мере развития общехозяйственной и специализированной производственной и транспортной инфраструктуры возможно вовлечение более мелких и отдаленных объектов. Примеры такой стратегии можно наблюдать и в настоящее время.
В основе прогноза добычи нефти в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) лежит сырьевая база (рис. 7):
1) крупных месторождений, открытых в 1980егг., за счет которых в настоящее время и среднесрочной перспективе будет поддерживаться добыча в Красноярском крае (Ванкорское, Юрубчено-Тохомское, Куюмбинское, Тагульское, Лодочное и Сузунское), Республике Саха (Якутия) (Талаканское, Северо-Талаканское, Среднеботуобинское), Иркутской области (Верхнечонское, Ярактинское). Разработка этих месторождений вышла на проектную мощность, в ближайшие годы добыча нефти на них будет находится на стабильном уровне и постепенно сокращаться;
2) трудноизвлекаемых запасов, а также средних и мелких месторождений нефти в структуре запасов которых в настоящее время преобладают запасы категории низкодостоверных категорий (более 80 %), нуждающиеся в доразведке и подключении к производственно-транспортной инфраструктуре крупных месторождений. В Иркутской области к ним относятся месторождения, в основном компании «Роснефть» им. Савостьянова, им. Лисовского, Санарское, им. Мазура, Северо-Даниловское, а также им. Б. Синявского, Игнялинское, Вакунайское, Северо-Вакунайское. В Красноярском крае – Байкаловское, Северо-Пайяхское, Пайяхское. В Республике Саха (Якутия) — Северо-Талаканское, Тымпучиканское, Верхневилючанское;

Восточное направление остается премиальным по сравнению с западным направлением, в этих условиях нефтяные компании заинтересованы в сохранении и расширении присутствия в соответствии со своими добывающими возможностями. Однако темпы подготовки сырьевой базы компаниями-недропользователями на территории Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) существенно отстают от темпов строительства трубопроводной инфраструктуры, что создает риски простоя свободных мощностей, нарушения соглашений о поставке сырья на внутреннем и международном рынках.


3) месторождений, прогнозируемых к открытию. Низкая степень разведанности территории и значительные объемы прогнозных и перспективных ресурсов позволяют ожидать ряд новых, в том числе крупных, открытий, при условии проведения масштабных геологоразведочных работ.
Согласно прогнозу, максимальный уровень добычи нефти в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) на уже открытых месторождениях с относительно хорошими качественными характеристиками запасов составит 63 – 64 млн т в год и будет достигнут к 2023 г. Дальнейшее удержание добычи нефти в регионе на достигнутом уровне до 2026 г. будет возможно за счет активного введения трудноизвлекаемых запасов. После 2026 г. добыча нефти на уже открытых запасах крупных и введенных в разработку месторождениях будет планомерно снижаться. Суммарный объем добычи нефти на открытых месторождениях за период 2019 – 2040 гг. прогнозируется на уровне 1,2 млрд т.
Удержать извлечение нефти из недр будет возможным только благодаря активному проведению геологоразведочных работ и приросту запасов как в районе уже разрабатываемых месторождений, так и на месторождениях, прогнозируемых к открытию на новых перспективных территориях. При увеличении объемов геолого-разведочных работ ежегодный объем добычи нефти на месторождениях, прогнозируемых к открытию к 2040 г., может достигнуть 13 млн т и в более благоприятном варианте – 18 млн т. С учетом этого возможно поддержание ежегодного объема добычи нефти в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) на уровне 65 – 70млнт до 2040 г. Суммарный объем добычи нефти на открытых и прогнозируемых к открытию месторождениях за период 2019 — 2040 гг. может превысить 1,38 млрд т.

ВЫВОДЫ
Закономерности развития нефтегазового комплекса Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия). Комплексный анализ современного состояния нефтегазового комплекса Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) позволил выделить устойчивые тенденции развития нефтедобычи на востоке страны:
1. Концентрация добычи нефти крупными недропользователями. Нефтяной потенциал восточносибирского региона осваивают, в основном, две нефтяные компании России — «Роснефть» и «Сургутнефтегаз», нефтяными месторождениями, готовящими к разработке, располагает «Газпром нефть». В последние годы компания «Роснефть» проводит активную политику концентрации производства и капитала, консолидации активов на востоке страны, взяв под свой контроль ряд компаний, осуществляющих добычу нефти и газа в регионе («Таас-Юрях Нефтегазодобыча», «Иреляхнефть», «АЛРОСА-Газ», «ТНК-ВР», «Итеры»).
2. Диверсификация организационной структуры добычи нефти. За годы разработки и обустройства базовых месторождений в регионе, активной государственной политики в области лицензирования и стимулирования добычи (прежде всего налогового и таможенного) все больший интерес к нефтяным участкам стали проявлять остальные вертикально-интегрированные, а также независимые компании – «ИНК», «Газпром нефть», «Восточносибирская управляющая компания», «Дулисьма» и др.
3. Увеличение роли иностранного капитала. Важной организационной тенденцией в добыче нефти в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) стало активное привлечение иностранного капитала для освоения месторождений как уже введенных в разработку, так и подготовленных к промышленной эксплуатации, прежде всего компаниями «Роснефть» и «ИНК».
4. Начало второго этапа развития транспортной инфраструктуры. По мере стабилизации и сокращения добычи нефти на Ванкорском, Верхнечонском и Талаканском месторождениях, необходимо подключение соседних месторождений, поэтому в настоящее время активно развивается транспортная инфраструктура освоения второй очереди месторождений Восточной Сибири.
5. Усложнение условий добычи нефти в регионе. В настоящее время нефтедобыча в Республике Саха (Якутия) и на севере Иркутской области сконцентрирована, прежде всего, в терригенном комплексе, благоприятном для существующих методов разработки. Однако в пределах Небско-Ботуобинской нефтегазоносной области в последние годы растет объем прироста трудноизвлекаемых запасов в карбонатном комплексе, разработка которого связана с применением инновационных технологий. В результате уже в ближайшее время в Восточной Сибири должен измениться характер нефтедобычи со значительным акцентом на разработку ТРИЗов.
6. Достижение предела мощностей по переработке нефти. Растет объем переработки нефти в регионе в условиях модернизации нефтеперерабатывающих заводов. Уровень загрузки производственных мощностей Ачинского НПЗ и Ангарского НХК, расположенных в соседних промышленноразвитых и густонаселенных регионах (Красноярском крае и Иркутской области), находится на предельном уровне. Поэтому для удовлетворения растущего регионального и экспортного спроса необходимо либо расширение существующих мощностей, либо строительство новых.
7. Продолжает ухудшаться структура разведанных запасов нефти. Происходит опережающая разработка наиболее рентабельных частей месторождений и залежей. Вновь подготавливаемые запасы сосредоточены, в основном, в средних и мелких месторождениях и являются в значительной части трудноизвлекаемыми. В целом объем трудноизвлекаемых запасов составляет более половины разведанных запасов. Современное состояние минерально-сырьевой базы углеводородного сырья характеризуется относительно невысокими темпами воспроизводства жидких углеводородов.
8. В связи с изменением режима разработки крупных месторождений, таких как Ванкорское, был пересмотрен прогноз добычи нефти в регионе. Так, максимальный уровень добычи, который может быть достигнут к 2023г., снижен с 70 млн т до 63 – 64 млн т нефти. Тем не менее, при увеличении объемов геологоразведочных работ в регионе, и с учетом прироста запасов на перспективных площадях, представляется возможным поддержание ежегодного объема добычи нефти в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) на уровне 65 – 70 млн т до 2040 г.

Литература

1. Филимонова И.В., Эдер Л.В. Особенности государственного регулирования эффективности работы нефтегазовой промышленности России // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. 2014. № 9. С. 15–21.
2. Чухарева Н.В., Шарф И.В., Тихонова Т.В. Социально-экономические факторы развития газотранспортной системы Республики Саха (Якутия) // Нефтегазовое дело. 2013. № 6.
С. 416–431.
3. Коржубаев А.Г., Филимонова И.В., Эдер Л.В., Соколова И.А. Стратегия развития нефтегазового комплекса Сибири // Нефтяное хозяйство. 2009. № 3. С. 14–17.
4. Филимонова И.В., Эдер Л.В., Дякун А.Я., Мамахатов Т.М. Комплексный анализ современного состояния нефтегазового комплекса Восточной Сибири и Дальнего Востока // Вестник Тюменского государственного университета. Экология и природопользование. 2016. Т. 2. № 1. С. 43–60.
5. Филимонова И.В. Нефтегазовый комплекс в социально-экономическом развитии регионов Восточной Сибири // Экономика Сибири в условиях глобальных вызовов XXI века: сб. материалов в 6-ти томах / Под ред. В.И. Суслова, Н.В. Горбачевой. Новосибирск: Институт экономики и организации промышленного производства СО РАН. 2018. С. 259–267.
6. Sharf I.V., Borzenkova D.N., Grinkevich L.S. Tax incentives as the tool for stimulating hard to recover oil reserves development // IOP Conference Series: Earth and Environmental Science 19. Сер. «XIX International Scientific Symposium in honor of Academician M.A. Usov «Problems of Geology and Subsurface Development», PGON 2014»: сб. материалов. 2015. С. 12–079.
7. Филимонова И.В. Государственное стимулирование экономического развития нефтегазовых регионов // Экономика Сибири в условиях глобальных вызовов XXI века: сб. материалов в 6-ти томах / Под ред. В.И. Клисторина, О.В. Тарасовой. Новосибирск: Институт экономики и организации промышленного производства СО РАН. 2018. С. 355–363.
8. Cherepovitsyn A.E., Tsvetkov P.S. Methodical approach to evaluation of the Russian peat deposits exploitation attractiveness based on geology-technological criteria // International Journal of Applied Engineering Research. 2016. Vol. 11. No. 7. С. 5072–5078.
9. Конторович А.Э., Коржубаев А.Г., Пак В.А., Удут В.Н., Довгань А.В., Филимонова И.В., Эдер Л.В. Гелий: состояние и перспективы // Нефтегазовая вертикаль. 2005. № 7. С. 52–59.
10. Sharf I., Filjushin V., Shenderova I., Kochetkova O. Production operation of small petroleum enterprises in Tomsk region // IOP Conference Series: Earth and Environmental Science 19. Сер. «XIX International Scientific Symposium in honor of Academician M.A. Usov «Problems of Geology and Subsurface Development», PGON 2014»: сб. материалов. 2015. С. 12–080.
11. Березина А.А., Череповицын А.Е. Экономическая концепция нефтегазового «интеллектуального» месторождения // Нефтяное хозяйство. 2014. № 4. С. 14–15.
12. Проворная И.В., Эдер Л.В., Филимонова И.В., Немов В.Ю. Устойчивые тенденции развития нефтепереработки в России: региональная и организационная структура отрасли // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. 2019.
№ 1 (169). С. 20–30.
13. Мкртчян Г.М., Эдер Л.В., Филимонова И.В. Эффективность управления компаниями нефтегазовой отрасли России в условиях кризиса // Менеджмент в России и за рубежом. 2016.
№ 2. С. 48–57.

References

1. Filimonova I.V., Eder L.V. Osobennosti gosudarstvennogo regulirovaniya effektivnosti raboty neftegazovoy promyshlennosti Rossii [Special Aspects of State Efficiency-Related Regulation of Oil and Gas Industry in Russia]. Problemy ekonomiki i upravleniya neftegazovym kompleksom [Economy and Management Issues of Oil and Gas Sector], 2014, no. 9, pp. 15–21. (In Russian).
2. Chukhareva N.V., Sharf I.V., Tikhonova T.V. Sotsial'no-ekonomicheskiye faktory razvitiya gazotransportnoy sistemy Respubliki Sakha (Yakutiya) [Socio-Economic Development Factors of the Gas Pipeline System in the Republic of Sakha (Yakutia)]. Neftegazovoye delo [Oil and Gas Business], 2013, no. 6, pp. 416–431. (In Russian).
3. Korzhubayev A.G., Filimonova I.V., Eder L.V., Sokolova I.A. Strategiya razvitiya neftegazovogo kompleksa Sibiri [Development Strategy for Siberian Oil and Gas Sector]. Neftyanoye khozyaystvo [Oil Industry], 2009, no 3, pp. 14–17. (In Russian).
4. Filimonova I.V., Eder L.V., Dyakun A.YA., Mamakhatov T.M. Kompleksnyy analiz sovremennogo sostoyaniya neftegazovogo kompleksa Vostochnoy Sibiri i Dal'nego Vostoka [Comprehensive Analysis of the Current State of the East Siberian and Far Eastern Oil and Gas Sectors]. Vestnik Tyumenskogo gosudarstvennogo universiteta. Ekologiya i prirodopol'zovaniye [Bulletin of Tyumen State University. Ecology and Natural Resource Management], 2016,
vol. 2, no. 1, pp. 43–60. (In Russian).
5. Filimonova I.V. [The Oil and Gas Sector in Socio-Economic Development of East Siberian Regions. Economy of Siberia under Global Challenges of the XXI Century]. Sbornik materialov v 6-ti tomakh pod red. V.I. Suslova, N.V. Gorbachevoy [Source Book – Set of 6 Volumes Edited by V.I. Suslov, N.V. Gorbacheva]. Novosibirsk, Institute of Economics and Industrial Engineering, Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences, 2018, pp. 259–267. (In Russian).
6. Sharf I.V., Borzenkova D.N., Grinkevich L.S. [Tax incentives as the tool for stimulating hard to recover oil reserves development]. IOP Conference Series. Earth and Environmental Science 19.
«XIX International Scientific Symposium in honor of Academician M.A. Usov «Problems of Geology and Subsurface Development» Series, PGON 2014». Source Book, 2015, pp. 012–079.
7. Filimonova I.V. [State Stimulation of Economic Development of Oil and Gas Regions. Economy of Siberia under Global Challenges of the XXI Century]. Sbornik materialov v 6-ti tomakh pod red.
V.I. Klistorina, O.V. Tarasovoy [Source Book – Set of 6 Volumes edited by V.I. Klistorin, O.V. Tarasova]. Novosibirsk, Institute of Economics and Industrial Engineering, Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences, 2018, pp. 355–363. (In Russian).
8. Cherepovitsyn A.E., Tsvetkov P.S. Methodical approach to evaluation of the Russian peat deposits exploitation attractiveness based on geology-technological criteria. International Journal of Applied Engineering Research, 2016, vol. 11, no 7, pp. 5072–5078.
9. Kontorovich A.E., Korzhubayev A.G., Pak V.A., Udut V.N., Dovgan' A.V., Filimonova I.V., Eder L.V. Geliy: sostoyaniye i perspektivy [Helium: Current Situation and Prospects]. Neftegazovaya vertikal' [Oil and gas vertical], 2005, no. 7, pp. 52–59. (In Russian).
10. Sharf I., Filjushin V., Shenderova I., Kochetkova O. [Production operation of small petroleum enterprises in Tomsk region]. IOP Conference Series: Earth and Environmental Science 19. Ser. «XIX International Scientific Symposium in honor of Academician M.A. Usov «Problems of Geology and Subsurface Development», PGON 2014». Sbornik materialov [Source Book], 2015, pp. 012–080.
11. Berezina A.A., Cherepovitsyn A.Ye. Ekonomicheskaya kontseptsiya neftegazovogo «intellektual'nogo» mestorozhdeniya [Economic Concept of a «Smart» Oil and Gas Field]. Neftyanoye khozyaystvo [Oil Industry], 2014, no. 4, pp. 14–15. (In Russian).
12. Provornaya I.V., Eder L.V., Filimonova I.V., Nemov V.YU. Ustoychivyye tendentsii razvitiya neftepererabotki v Rossii: regional'naya i organizatsionnaya struktura otrasli [Sustainable Development Trends of the Oil Refining Industry in Russia: Regional and Organizational Industry Structure]. Problemy ekonomiki i upravleniya neftegazovym kompleksom [Economy and Management Issues of Oil and Gas Sector], 2019, no. 1 (169), pp. 20–30. (In Russian).
13. Mkrtchyan G.M., Eder L.V., Filimonova I.V. Effektivnost' upravleniya kompaniyami neftegazovoy otrasli Rossii v usloviyakh krizisa [Management Efficiency of Russian Oil and Gas Companies amid the Economic Crisis]. Menedzhment v Rossii i za rubezhom [Russian and Foreign Management Journal], 2016, no. 2, pp. 48–57.
(In Russian).

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Филимонова И.В.

    Филимонова И.В.

    Д.э.н., профессор

    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

    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: 2153

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru