CC BY
266
УДК 622.2
Н. Ю. Башкирцева
СОСТОЯНИЕ СЫРЬЕВОЙ БАЗЫ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Ключевые слова: нефтяные ресурсы, энергетическая стратегия, нефтяные компании.
В статье показано распределение ресурсов нефти на территории Российской Федерации по территориальным округам и нефтегазоносным бассейнам. Приведена динамика и прогноз добычи нефти в России, в том числе по крупнейшим нефтяным компаниям. Проанализировано современное состояние Западно—Сибирского, Волго-Уральского, Тимано—Печорского нефтегазовых бассейнов.
Keywords: oil resources, energy strategy, oil companies.
The article shows the distribution of oil resources in the Russian Federation from territorial districts and gas basins . The dynamics and forecast of oil production in Russia, including the major oil companies. The current state of the West Siberian, Volga-Urals, Timan- Pechora oil and gas basins.
Около 90 % ресурсов страны сосредоточено в Западно-Сибирском, Восточно-Сибирском, Дальне-Восточном нефтегазовых бассейнах и прилегающих к ним шельфовых акваториях (НГБ) (рис. 1 а). Суммарные прогнозные ресурсы российского шельфа оцениваются в 15,5 млрд. тонн [1].
1° 3%- 69% а)
8 13% 7% 4% 1% 15% б) 52%
□ Западно-Сибирский НГБ □ НГБ Восточной Сибири ШНГБ арктическихморей
□ НГБ Дальнего Востока □ Волга -Уральский НГБ □ Тимано-Печорский НГБ
□ Северно-кавказский НГБ
Рис. 1 - Распределение по нефтегазоносным бассейнам России: а) разведанных запасов нефти; б) прогнозных ресурсов нефти и газоконденсата
Россия находится в числе лидеров не только по величине нефтяных ресурсов, но и по величине извлекаемых запасов разведанных месторождений. Разведанные запасы распределены весьма неравномерно. Более 90 % запасов приходятся на три нефтегазоносных бассейна (рис. 1 б): Западно-Сибирский НГБ (69 %), Волго-Уральский НГБ (17 %), Тимано-Печорский НГБ (8 %).
В государственном балансе запасов учтено более 2350 нефтяных, нефтегазовых и нефтегазо-конденсатных месторождений, 1837 месторождений (78,9 %) являются чисто нефтяными, а остальные 491 (21,1 %) - нефтегазовыми, газонефтяными и
нефтегазоконденсатными. Нефтяные месторождения открыты в недрах сорока субъектов Российской Федерации всех федеральных округов кроме Центрального. Они различаются величиной и структурой запасов нефти, состоянием их разработки [2].
Важной особенностью структуры запасов нефти в России является их значительная концентрация в единичных месторождениях. Из 2350 нефтяных месторождений 10 имеют начальные запасы нефти свыше 300 млн. тонн и классифицируются как уникальные, 139 - с запасами от 30 до 300 млн. тонн - крупные. При относительно небольшом числе эти месторождения содержат преобладающую часть разведанных запасов и обеспечивают основную долю добычи нефти в стране. На 57 крупнейших месторождениях страны с начальными запасами нефти более 100 млн. тонн сосредоточено более 50% разведанных извлекаемых запасов.
Средние запасы нефтяных месторождений, открытых в 1986-1990 гг., составляли примерно 11 млн. тонн, а в 1991-1999 гг. - около 4 млн. тонн. Подавляющее большинство нефтяных месторождений (80 %), стоящих в настоящее время на государственном балансе, - это мелкие месторождения с извлекаемыми запасами до 10 млн. тонн с долей трудноизвлекаемых запасов до 75%.
Важной особенностью сырьевой базы нефтедобычи является то, что подавляющим большинством нефтяных месторождений России (более 70%), содержащих около 80% разведанных извлекаемых запасов нефти, владеют вертикально-интегрированные нефтяные компании (ВИНК). На долю малых компаний приходится всего около 10% от общих запасов [3].
Весьма значительна дифференциация открытых месторождений нефти по степени промышленного освоения. К 2001 г. в разработку введено 54 % открытых месторождений нефти, в которых сосредоточено 77 % текущих разведанных запасов. Резерв отрасли составляет 196 подготовленных к разработке и 659 разведываемых месторождений. В многолетней консервации по экономическим или иным причинам находятся 253 месторождения. В основных нефтедобывающих регионах (Западная Сибирь, Урало-Поволжье, Северный Кавказ) в разработку вовлечено свыше 80 % запасов, в то время
как запасы Красноярского края, Иркутской области, Республики Саха имеют «очаговое» и, в целом, низкое освоение.
На территории России разрабатывается 1300 месторождений и почти 80 % разведанных запасов нефти приходится на районы суши с развитой нефтедобывающей инфраструктурой. В эксплуатируемых месторождениях сосредоточено 77 % всех запасов нефти [4].
На основании статистических данных BP Statistical Review с 1985 по 1991 г. Россия занимала первое место в мире по добыче нефти. Пик российской добычи нефти пришелся на 1987 г. и составил 569,5 млн. т (рис. 2) [5]. В период политического и экономического кризиса добыча нефти упала и к 1995 г. она составляла примерно 300 млн. тонн; держалась на этом уровне до 1999 г. До 2002 года Россия занимала третье после Саудовской Аравии и США, при том, что доля России в мировой добыче нефти выросла от 8,4 % в 1998 г. до 11,6 % в 2004 г. С 1999 г. Россия занимает второе место по добыче нефти. В 2013 г. нефтедобывающими предприятиями извлечено 531 млн. т нефти. При этом достигнутый уровень добычи превысил расчетный на этот год показатель оптимистического варианта Энергетической стратегии России на период до 2020 г. [6].
Рис. 2 - Динамика добычи нефти в России
Основную долю добычи нефти в стране обеспечивают вертикально-интегрированные нефтяные компании. На их долю приходится 85-90 % всей добычи и 75-80 % переработки нефти России. Основной объем добычи нефти приходится на ВИНК, прежде всего на ОАО «НК «Роснефть», ОАО «ЛУКОЙЛ», ОАО «Газпром» [6]. Наряду с ВИНК добычу нефти в стране осуществляют более 110 малых и средних нефтяных компаний (рис. 3) [7].
поддерживающие рост добыни
Ц™ Роснефть * +1.1% ■ 17.2
ШШШ ' "U.0 /о
^■(1.4 Сургутнефтегаз * +0,2% ■ш |1У Славнефть »Ш
■ ё Газпром нефть а +1.9% It.) 11.9 РусоНефть»-1.1%
26.3 Татнефть * +0.4%
■ 14.5 цаз Газпром а +12.4% 2013 г. н
■ 15.5 110 Башнефть * +3.2% 2012 г. н
В Энергетической стратегии определены следующие количественные ориентиры увеличения добычи нефти до 445-490 млн. т в 2010 г. и до 450520 млн. т в 2020 г (рис. 2). Ряд количественных ориентиров, намеченных в Энергетической стратегии на средне- и долгосрочную перспективу, был превышен уже в первые 2-3 года. В частности, в результате чрезвычайно благоприятной конъюнктуры мировых цен в 2000-2005 гг. прирост годовой добычи нефти за этот период составил более 170 млн. т, или более 55 % [8, 9].
Наращивание добычи нефти в России до начала 1980-х гг. происходило в основном за счет расширения масштабов разработки высокопродуктивных месторождений, потенциал добычи нефти из активных запасов оставался высоким, превышающим до 2000 г. 500-550 млн. тонн в год (рис. 4). Доля добычи нефти из трудноизвлекаемых запасов до начала 1980-х гг. была незначительна, она не превышала 7 %. Тем не менее, в период 1981-1991 гг. доля добычи нефти из трудноизвлекаемых запасов наращивалась и увеличилась примерно в 4 раза. В период 1992-2002 гг. уровень добычи нефти из трудноизвлекаемых запасов практически не менялся и находился в пределах 75-90 млн. т, а рост добычи обеспечивался за счет интенсификации отбора из активной части извлекаемых запасов нефти. До 2002 г. доля добычи нефти из трудноизвлекаемых запасов не превышала 30 % [10].
По данным анализа состояния ТЭК России наиболее перспективными с точки зрения добычи являются Тимано-Печорская провинция, шельф Каспийского и северных морей, Восточная Сибирь и Дальний Восток (табл. 1).
600 1
500
400
к
#300 и
f 200 Л
ю ¿1100
0
Рис. 3 - Добыча нефти российскими компаниями в 2012-2013 гг.
1961 1966 1971 1976 1981 1986 1991 1996 2001 2002
-О—Годовая добыча, всего -•—Годовая добыча, из активных запасов -О-Годовая добыча, из трудноизвлекаемых запасов Рис. 4 - Динамика структуры добычи нефти на месторождениях РФ
По оценкам, к 2020 г. добыча нефти в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) может быть доведена до 80 млн.т. Всего на Восток России к 2020 г. будет приходиться 15-20 % нефтедобычи в стране [11].
Таким образом, в России, как и в мире в целом, рост добычи нефти в долгосрочной перспективе будет связан с введением в разработку новых ме-
сторождений в шельфовой зоне, в районах со сложными климатическими условиями и неразвитой инфраструктурой. В ближайшем будущем увеличение объемов добычи может быть обеспечено увеличением темпов отбора из разрабатываемых месторождений, введением в эксплуатацию малодебитных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, увеличением нефтеотдачи на старых месторождениях, вступивших в позднюю стадию эксплуатации. Роль таких запасов в общей структуре будет ежегодно возрастать.
Таблица 1 - Прогноз добычи нефти и газового конденсата по регионам России [30]
Регион России Прогноз добычи нефти и газового конденсата, млн. т по годам
2010 2015 2020 2025 2030
Западная Сибирь 344,5 345,0 350,0 351,0 355,0
Европейская часть 120,0 115,0 110,0 106,4 100,0
Восточная Сибирь и Республика Саха 12,5 42,0 60,0 70,0 110,0
Дальний Восток (Сахалин) 23,0 25,0 30,0 32,6 35,0
Всего 500,0 527,0 550,0 560,0 600,0
К настоящему времени в России в разработку вовлечено более половины открытых месторождений. Разрабатываемые месторождения страны характеризуются интенсивной тенденцией «старения», т.е. перехода их на зрелые и поздние стадии выработки.
В Западной Сибири, где сосредоточено 52% запасов нефти России, в том числе 9 крупнейших и 77 крупных месторождений. Важнейшая особенность сырьевой базы нефти Западной Сибири заключается в исключительно благоприятной структуре разведанных запасов, а именно в высокой концентрации запасов в крупных и круп-нейших месторождениях (Самотлорском, Федоровском и др.). Добыча нефти в Западной Сибири здесь ведется с 1964 г, причем пик добычи нефти (408,6 млн. т) достигнут в 1988 г.
Основной нефтяной регион Западной Сибири и России в целом - Ханты-Мансийский автономный округ (ХМАО) - Югра, где добывается почти 2/3 российской нефти.
В его пределах открыто 273 месторождения нефти, из которых 120 введено в разработку, в которых заключено 90% разведанных запасов нефти. В результате многолетней интенсивной обработки многие из этих месторождений, в том числе крупнейшее в стране Самотлорское , в значительной степени выработаны и обводнены на 80-90 %.
Нефти, добываемые в Ямало-Ненецком автономном округе, по сравнению с Ханты-Мансийским автономным округом сложнее, так как преобладающую роль имеет нефть высокой плотно-
сти и вязкости (Русское, Северо-Комсомольское, Тазовское, Западно-Мессояховское месторождения).
В Томской области в разработку вовлечено 18 из 84 нефтяных месторождений, в том числе крупные (Советское, Первомайское, Лугинецкое, Игольско-Талое). Средняя выработанность начальных запасов открытых месторождений составляет 30%, а перечисленных крупных месторождений 17-58%. Неразведанные ресурсы нефти в Томской области превышают уже разведанные запасы в 1.8 раза, что создает возможность многолетней сырьевой обеспеченности нефтедобывающих предприятий.
Остальные административно-террито-
риальные субъекты Западной Сибири (юг Тюменской, а также Новосибирская и Омская области) играют незначительную роль в региональном балансе запасов и добычи нефти Западной Сибири. В трех областях открыто 16 небольших месторождений, из которых только три — Кальчинское в Тюменской области, Прирахтовское в Омской и Малоичское в Новосибирской областях — находятся в промышленной или опытной разработке. Геологические перспективы развития сырьевой базы в целом незначительны.
Для Урало-Поволжья характерно наличие большой группы крупнейших нефтяных месторождений, включая Ромашкинское, Арланское, Туйма-зинское, Мухановское, Шкаповское, Кулешовское, Батырбайское и др. В течение длительного времени, начиная с 40-50-х гг., они интенсивно вырабатываются с высокой эффективностью. Республики Татарстан и Башкортостан являются центрами нефтяной промышленности Урала-Поволжья, на долю которых приходится 65 % добычи нефти.
По объемам добычи нефти Республика Татарстан устойчиво занимает второе место среди субъектов Российской Федерации и первое место в Приволжском федеральном округе [12]. По данным территориального агентства по недропользованию в республике Татарстан учтено 152 нефтяных месторождения с извлекаемыми запасами нефти в объеме 882 млн. тонн, запасы, предварительно оцененные по категории С2, составляют 124 млн. тонн, прогнозные (Сз) - 134,5 млн. тонн. Неразведанная часть начальных суммарных ресурсов нефти остается еще весьма значительной - 41 %. 20 % перспективных структур размещается в нераспределенном фонде недр западных районов республики [12]. В Татарстане в разработку вовлечено 87 % разведанных запасов при средней выработанности открытых месторождений на 67 %, в том числе по крупнейшим: Ромашкинскому, Ново-Елховскому и Бавлинскому -на 73-85 %. Несмотря на ухудшение структуры запасов в 2005 году уровень добычи углеводородного сырья в республике составил 30,7 млн. тонн (5,6 млн. тонн на счету малых компаний, остальное -«Татнефти»). В ближайшие годы намечается довести добычу нефти по всем независимым нефтяным компаниям до 8 млн. т/год [13].
В Башкортостане разрабатываются 146 из 158 открытых месторождений, включающих 98,4 % разведанных запасов нефти. За 50 лет в Республике
Башкортостан степень выработки запасов достигла 91,2 %, коэффициент извлечения нефти (КИН) равен 45,2 %. Изменилась структура промышленных запасов: доля трудноизвлекаемых запасов возросла с 9% до 41 %, а с учетом запасов в обводненных пластах - до 85 %.
В настоящее время основные месторождения Арланское, Туймазинское и Шка-повское вступили в завершающую стадию раз-работки, объем добычи нефти снизился более чем в 10 раз и в 2004 г. составил 1069 тыс. т. Обводненность добывающих скважин достигла 93,7 %, а средний дебит нефти на скважину - 2,6 т/сут. (в 1963 г. - 60 т/сут.) [14]. В фонде месторождений преобладают (90 %) мелкие с остаточными извлекаемыми запасами менее 15 млн. т. 71 месторождение имеет остаточные извлекаемые менее 1 млн. т. На их долю прихо-дится 69,7 % суммарных начальных извлекаемых запасов нефти категорий А+В+С1 республики и 64,9 % годовой добычи.
Потенциал нефтеносности Самарской области реализован почти на 80%. В разработку вовлечены 101 из 145 месторождений, в них заключено 92.7% разведанных запасов нефти.
Пермская и Оренбургская области также относятся к «старым» нефтедобывающим районам Урало-Поволжья, но отличаются от рассмотренных выше более благоприятными показателями сырьевой базы. Прежде всего это относится к Оренбургской области, где запасы открытых месторождений превышают существующий уровень добычи нефти почти в 60 раз, а перспективные и прогнозные ресурсы нефти наиболее значительны в Урало-Поволжье.
К настоящему времени в Оренбургской области открыто 178 нефтяных месторождений, из которых 82 разрабатываются; доля последних в объеме текущих запасов нефти 75%. Выработанность начальных запасов открытых месторождений составляет 37%, по отдельным месторождениям она достигает 73% (Бобровское) и 68% (Покровское).
В Пермской области открыто 163 нефтяных месторождения, из которых 98 разрабатываются. В разрабатываемых месторождениях сосредоточено 92% разведанных запасов. Средняя по области вы-работанность запасов составляет 50%, в том числе по основным месторождениям: Ярино-Каменоложскому - 90%, Павловскому - 37%, Ба-тырбайскому - 58%, Осинскому - 52%.
Республика Удмуртия, которая стала осваиваться значительно позже основных нефтедобывающих центров Урало-Поволжья, вследствие чего, по данным специалистов Ижевского НТЦ «Сиданко», степень выработки запасов месторождений нефти Удмуртии составляет 44-45%. На долю активных запасов приходится 37 %, на долю трудноизвлекаемых - 6З %. Разрабатываются 23 из 67 месторождений, в том числе все крупные (Чутырско-Киенгопское, Миш-кинское и Ельниковское). Относительно низкий темп освоения запасов нефти в республике во многом объясняется сложностью структуры запасов, где преобладает тяжелая нефть (83%).
Остальные районы играют резко подчиненную роль в запасах (5%) и добыче (3%) нефти Ура-ло-Поволжья, что связано с отсутствием крупных высококачественных месторождений. Так, в Ульяновской области открыто 41 нефтяное месторождение, но их общий запас составляют лишь 31 млн. т., причем они представлены тяжелой и высоковязкой нефтью. Для Саратовской и Волгоградской областей характерны трудности «старых» районов, обусловленные физическим исчерпанием основных запасов. В Саратовской области в разработку вовлечено 92% разведанных запасов, в Волгоградской области — 94%. Выработанность начальных запасов открытых месторождений составляет соответственно 62 и 78%, в том числе по наиболее крупным: Соколово-горскому, Коробковскому, Жирновскому и Бахметь-евскому — от 90 до 97%.
Обособленное положение в Поволжском районе занимает Республика Калмыкия, которая принадлежит нескольким нефтегазоносным провинциям: Волго-Уральской, Прикаспийской, Северокавказской, Днепровско-Припятской. За годы проведения геологоразведочных работ (с 1951 г.) в Республике открыто 28 и разрабатывается 20 нефтяных месторождений, но объемы подготовленных запасов и добычи нефти небольшие.
Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция занимает третье место по запасам нефти в России после Западно-Сибирского и Волго-Уральского бассейнов. Имеются значительные различия в состоянии сырьевой базы нефтяной промышленности Республики Коми, Архангельской области и Ненецкого автономного округа. Месторождения Республики Коми, достаточно разведаны, наиболее изученные из них разрабатываются. Открытые месторождения выработаны в среднем на 41%, в том числе крупнейшие (Усинское и Возей-ское) на 61 % и 64 % соответственно. Наиболее «старый» нефтедобывающий район (Ухтинский) находится на юге Республики Коми. На долю Ненецкого АО сегодня приходится 52,7 % начальных суммарных ресурсов Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Ненецкий автономный округ характеризуется существенно меньшей степенью промышленного освоения. Из 73 нефтяных месторождений активно разрабатываются лишь два (Хярьягинское и Ардалинское). Шельфовая зона Тимано-Печоры в прибрежной части Баренцева моря изучена в меньшей степени. Здесь открыты крупное Приразломное и среднее по запасам Севе-ро-Гу-ляевское месторождения.
В целом по России, начальные запасы разрабатываемых месторождений выработаны, в среднем, на 59 %, а по ряду длительно эксплуатируемых месторождений степень выработки достигает в Южном федеральном округе - до 80 %, в Приволжском - 70 %, Уральском и Северо-Западном - 45 % [7]. Средняя степень выработки трудноизвлекаемых запасов составляет 19 %, а активных - 70 % (рис. 5). Таким образом, средняя степень выработки активных запасов в 3,7 раза превышает среднюю степень выработки трудноизвлекаемых.
100 80 Н 60 40 Н 20 0 -I
КИН
Доля Степень Доля запасов выработки добычи □ Активные запасы □ Трудноизвлекаемые запасы
Рис. 5 - Негативная структура запасов и добычи нефти
Еще более яркая картина складывается при анализе разработки уникальных месторождений России. Средняя выработанность активных запасов разрабатываемых уникальных месторождений опережает (на 5-8 %) выработанность запасов других крупных месторождений. В то же время выработан-ность трудноизвлекаемых запасов уникальных месторождений существенно отстает (на 20-25 %) от выработанности запасов других групп месторождений. Средняя выработанность трудноизвлекаемых запасов уникальных месторождений резко отстает (в 5,5 раз) от выработанности активных запасов [8].
Мировой опыт показывает, что доразведкой и освоением небольших по запасам месторождений нефти занимаются малые и средние нефтяные компании. Именно мелкие и средние месторождения со сложными горно-геологическими условиями, высокой долей (до 75 %) трудноизвлекаемых запасов на 86 % составляют ресурсную базу деятельности таких компаний.
Исследования организации The Interstate Oil and Gas Compact Commission (IOGCC) показали, что малодебитные скважины, с дебетами соответственно менее 1,37 т/сут. по классификации IOGCC, вносят значительный вклад в добычу нефти и газа США. Средний дебит одной малодебитной скважины составляет только 300 кг/сут., однако в некоторых штатах эксплуатируются скважины со средними дебитами менее 50 кг/сут. Например, в штате Кентукки эксплуатируется 23 344 скважины со средним дебитом 45,2 кг/сут., в Западной Вирджинии - 10 тыс. скважин со средним дебитом 34,2 кг/сут., в Северной Дакоте - 3 602 скважины со средним дебитом 21,9 кг/сут.
По оценке IOGCC, малодебитными скважинами можно извлечь 305 млн. т остаточных запасов. Около половины из них может быть добыто за счет первичных методов разработки, для извлечения второй половины потребуется применение вторичных методов разработки [15].
При общем снижении добычи нефти в США темп снижения добычи из малодебитных скважин значительно ниже, так как разработка месторождений со снижающийся добычей, доля которой составляет около 15,2 %, представляет интерес для
независимых нефтяных компаний. Именно такой бизнес обеспечивает в США более 57 % национальной добычи нефти, причем общее число средних (с годовой добычей от 0,25 млн. т до 1,5 млн. т) и мелких (менее 250 тыс. т/год) компаний превышает 80 тыс.
В России число таких компаний в последние годы составляет 110-160. 80 % от общего объема добычи нефти независимыми нефтяными компаниями приходится на четыре региона, в который входят Хантымансийский автономный округ, Республика Татарстан и Республика Коми, а так же Ямало-Ненецкий автономный округ. Доля добываемой продукции малыми нефтяными компаниями колебалась в пределах 4-10 % за последний 10 лет [16]. Согласно «Энергетической стратегии России на период до 2020 года» для стабильного развития нефтяной промышленности и энергетической безопасности страны малые и средние нефтяные компании должны обеспечивать около 25 % всей национальной добычи нефти [7].
В республике Татарстан 32 малых и средних нефтяных компаний разрабатывают порядка 70 низ-кодебитных месторождений с запасами около 200 млн. тонн, добыча нефти по которым составляет от 10 тыс. до 500 тыс. т/год. Их доля в добыче в 2005 году составила 18,5 % [17].
Литература
1. Иршинская, Л.И. Роль России в мировой системе неф-теобеспечения / Л.И. Иршинская, П.В. Тарасенко // Нефтяное хозяйство. - 2004. - № 4. - С. 14-16.
2. Конторович, А.Э. Стратегия развития нефтегазового комплекса и экспорта нефти, нефтепродуктов и газа из России в Китай / А.Э. Конторович, А.Г. Коржубаев // Нефтяное хозяйство. - 2006. - № 11. - С. 47-51.
3. Закономерности динамики ресурсной базы нефтедобычи России / М.Н. Григорьев [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2006. - № 2. - С. 32-35.
4. Современное состояние и развитие нефтяной промышленности в Западной Сибири на примере ОАО «Сургутнефтегаз» / А.Э. Конторович [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2005. - № 9. - С. 144-149.
5. Конторович, А.Э. Угрозы энергетической безопасности и условия эффективного развития топливно-энергетического комплекса России / А.Э. Конторович, А.Г. Коржубаев, Л.В. Эдер // Минеральные ресурсы России. - 2006. - № 5. -С. 15-18.
6. Коллегия Федерального агентства по недропользованию. Основные итоги работы Федерального агентства по недропользованию в 2005 году и задачи на 2006 год в части углеводородного сырья и подземных вод.
7. Состояние и развитие нефтедобывающей отрасли Республики Башкортостан / Г.Н. Габитов [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2005. - № 9. - С. 150-153.
8. Сырьевая база Республики Башкортостан: перспективы и проблемы ее освоения / Ю.В. Лукьянов [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2007. - № 4. - С. 10-12.
9. Садыков, М.Р. Проблемы разработки с заводнением низкопроницаемых пластов, недонасыщенных нефтью / М.Р. Садыков // Нефтяное хозяйство. - 2006. - № 11. -С. 24-27.
10. Региональная структура сырьевой базы и добычи нефти в США: современное состояние и прогноз до 2030 г./ А.Э.Конторович [и др.].//Нефтяное хозяйство.2005.№2.-с.115-119.
11. Программа развития топливно-энергетического комплекса Республики Татарстан до 2020 г.
12. Хисамов, Р.С. Опыт ОАО «Татнефть» в добыче высоковязких битуминозных нефтей / Р.С. Хисамов // Георесурсы. - 2007. - № 3 (22). - С. 8-10.
13. Виноградова, О. Открытия последнего пятилетия / О. Виноградова // Нефтегазовая Вертикаль. - 2006. - № 18.-С.36-39.
14. Анализ деятельности нефтедобывающего комплекса ТЭК России в 2006 г.: проблемы и перспективы / Т. А. Алекперов [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2007. - № 4. - С. 114-117.
15. Энергетическая стратегия России на период до 2020 года // Приложение к журналу «Энергетическая политика». - 2003. - 136 с.
16. Мастепанов, A.M. Энергетическая стратегия России и перспективы развития нефтегазового комплекса страны / A.M. Мастепанов // Нефтяное хозяйство. - 2004. - № 5. - С. 20-25.
17. Байков, Н.М. Перспективы развития топливно-энергетического комплекса в мире на период до 2030 г. / Н.М. Байков // Нефтяное хозяйство. - 2006. - № 11. - С. 134-137.
© Н. Ю. Башкирцев;! - д.т.н., проф., зав каф. «Химическая технология переработки нефти и газа» КНИТУ, bashkircevan@bk.ru.
© N. Yu. Bashkirceva, doctor of tecnical sciences, prof., head of "Chemical technology of petroleum and gas processing" department of Kazan national research technological university, bashkircevan@bk.ru.
