Нефть в Бразилии, добыча, месторождения и запасы

Нефть в Бразилии

Экономическое развитие Бразилии тормозилось из-за недостатка как твердого, так и жидкого минерального топлива, и это несмотря на то, что в стране имеются большие залежи других полезных ископаемых. Объяснение этого факта следует искать главным образом в том, что большая часть площади, занимаемой Бразилией, сложена кристаллическими породами.

В течение многих лет в различных районах страны государственными организациями, а также несколькими частными предпринимателями производились бессистемные поиски нефти. Разведка не дала результатов. Наконец, в 1939 г. была пробурена скважина-первооткрывательница на месторождении Лобато, в осадочном бассейне залива Тодос-Сантос, по близости от города Сальвадор (Байя). Работы выполнялись министерством земледелия.

Начиная с 1939 г. разведкой нефти всецело занялся «Национальный нефтяной совет», созданный в 1938 г. Указанная организация использовала североамериканскую компанию по бурению и североамериканскую геофизическую компанию для продолжения разведки восточной прибрежной зоны. В этой зоне осадочные породы слагают узкую прибрежную равнину, расположенную между морем и полем развития кристаллических пород Бразильского нагорья, круто подымающегося в западном направлении. Выходы нефти и другие нефтепроявления в прибрежной зоне известны давно, и с 1942 г. были проведены самые энергичные поиски в бассейне, примыкающем к заливу Тодос-Сантос. Этот бассейн представляет собой опущенную по сбросу глыбу, сложенную породами от третичного до юрского возраста, примыкающую к восточной окраине кристаллического щита. Рельеф местности слабо расчленен, климат тропический с умеренным количеством осадков. Это довольно густозаселенный район; в городе Сальвадор насчитывается около 500 тыс. жителей. Значительно развита местная промышленность, в связи с чем имеется спрос на все виды нефтепродуктов, включая газ.

К настоящему времени в рассматриваемом бассейне разведаны пять сравнительно небольших нефтяных месторождений, на одном из которых добывается главным образом газ. Разбуривание других четырех поднятий, установленных в этом же районе, не дало положительных результатов. Дальнейшая разведка продолжается, и к концу 1949 г. потенциальная добыча исчислялась примерно в 7,5 тыс. баррелей в сутки. Добываемая нефть имеет средний и легкий удельный вес и высокое содержание парафина. Нефть добывается из нижнемеловых вплоть до верхнеюрских песчаников и известняков. Поскольку для получения такого небольшого количества нефти пришлось пройти очень много скважин, сомнительно, чтобы расходы на эти работы когда-нибудь оправдались. С другой стороны, добываемая здесь нефть имеет большое значение для Бразилии, которая вынуждена импортировать недостающую ей нефть. Все месторождения, о которых идет речь, расположены в низине, поблизости от берега залива, так что нефтепродукты, не имеющие спроса на месте, могут быть легко отгружены по морю. Таким образом, географическое положение района, а также состояние международных расчетов оправдывают разработку месторождений, хотя перспектива на нефть в восточной прибрежной зоне, по-видимому, невелика.

«Национальный нефтяной совет» ведет геологические и геофизические исследования в бассейне Параны в южной Бразилии, но пока безрезультатно. Кроме того, такие же изыскания производятся во впадине нижнего течения Амазонки. Трудность поисков в лесах Амазонки так велика, что потребуется много времени и расходов, чтобы выяснить перспективы этого района. Результаты ранних геологических исследований, произведенных бразильским правительством на территории Акре в крайней западной части Бразилии, не стимулировали дальнейших работ. Однако сейчас по всей стране ведутся геологические изыскания с целью ее систематического изучения.

Нефтеперерабатывающие заводы Бразилии

Летом 1949 г. в Бразилии имелось три действующих нефтеперерабатывающих завода с пропускной способностью 150, 1000 и 1000 баррелей в сутки соответственно. Первый из них, эксплуатируемый «Националь­ным нефтяным советом», находится около месторождения Арату (Байя); второй, в Сан-Пауло, эксплуатируется «Индустрии Матараццо де энерхия» и третий, в Рио-Гранде-до-Сул, — «Ипиреанго компания Бразилейра до петролеос». В районе месторождения Кандеиас (Байя) «Нацио­нальный нефтяной совет» строит нефтеочистительный завод с пропускной способностью 2,5 тыс. баррелей в сутки. Другой государственный нефтеочиетительный завод с пропускной способностью 45 тыс. баррелей в сутки планируется построить в Белёме. «Рефенариа-е-эксплорасао-де-петролеос-Униао» намечает постройку нефтеочистительного завода с пропускной способностью 20 тыс. баррелей в сутки в Сан-Пауло (завод будет обслуживаться нефтепроводом из Сантоса). «Рефенариа-до-петролео Дистрито Федераль» планирует создание нефтеочистительного завода около Рио-де-Жанейро с пропускной способностью 10 тыс. баррелей в сутки.

Бразилия хочет стать четвертым по величине нефтепроизводителем в мире

Бразилия в среду, 6 ноября, провела аукцион на право разработки четырех глубоководных нефтяных месторождений. Ожидалось, что он принесет стране $26,4 млрд и даст возможность стать одним из крупнейших производителей нефти в мире. Однако результаты оказались не столь хорошими, как надеялось правительство, которому нужно финансировать в этом году бюджетный дефицит в размере 6,3% ВВП и платить по долгу, составляющему 91,6% (по данным МВФ).

Нефтяная госкомпания Petrobras уже провела разведку этих так называемых подсолевых месторождений, что снижает риск для потенциальных покупателей, отмечало AFP. По оценкам Национального агентства нефти, природного газа и биотоплива Бразилии (ANP), они содержат до 15 млрд баррелей нефти. Это примерно вдвое превышает запасы Норвегии.

Предполагается, что разработка этих месторождений позволит Бразилии увеличить добычу нефти примерно с 3 млн до 7 млн баррелей в день к 2030-м гг., написала Financial Times (FT). Это позволило бы стране занять 4-е место в мире после США, Саудовской Аравии и России. Сейчас Бразилия – девятый по величине нефтепроизводитель.

Стоимость месторождений была фиксированной: 68,2 млрд реалов ($17 млрд), 22,9 млрд реалов ($5,7 млрд), 13,7 млрд ($3,4 млрд) и 1,77 млрд реалов ($331 млн) соответственно. Победителями должны были стать компании, предложившие правительству больший процент от прибыли. Предложения начинались от 18 до 27% в зависимости от месторождения. «Мы ожидаем, что это будет крупнейший в мире аукцион как по размеру запасов, так и денежных сумм», – сказала накануне Фернанда Делгаду из исследовательского института Getulio Vargas Foundation (цитата по AFP).

Добыча трети нефти в России будет нерентабельной без налоговых льгот

Но такая «огромная стоимость входа может заставить задуматься даже самых богатых участников торгов», предупредил аналитик Jefferies Джейсон Гэммел. Что в итоге и произошло. Два блока, Sepia и Atapu, не заинтересовали участников торгов, аукцион по ним перенесен на следующий год.

Изначально заявки на участие подали 14 компаний, включая Petrobras, Chevron, Equinor, Royal Dutch Shell, China National Offshore Oil Corp (CNOOC) и CNODC (подразделение China National Petroleum Corporation – CNPC). Но накануне аукциона британская BP и французская Total отказались от участия.

Наиболее крупный и привлекательный блок Buzios достался Petrobras, CNOOC и CNODC, причем бразильская компания получит в нем 90%, а китайские – по 5%, сообщило Reuters. Их консорциум предложил правительству 23,24% прибыли, что было требуемым минимумом. Petrobras достался и самый маленький блок Itapu – ее заявка была единственной. Представитель Shell назвал блоки слишком дорогими. Инвесторы ожидали, что будут участвовать иностранные компании, и разочарованы результатами торгов, сказал Флавиу Серрану, старший экономист Haitong Bank. Акции Petrobras, которые утром росли на 3%, упали на 2,5%. Курс реала, открывшийся ростом, снизился на 2,1%.

Министр энергетики и горной добычи Банту Альбукерке заявил, что правительство удовлетворено результатами аукциона. Правда, оно недополучит около $9 млрд по сравнению с планировавшейся выручкой.

Бразилия берет курс на приватизацию

Столь крупный аукцион проходит в непростое время для нефтяных компаний, отмечает FT. Нефть стоит не так дорого, как до обвала цен в 2014 г., а общество и акционеры требуют от участников отрасли переходить на более чистую энергетику. Но новый президент Бразилии Жаир Болсонару стремится ускорить экономический рост и повысить конкуренцию в различных отраслях, в том числе в энергетике. До 2017 г. законодательство позволяло иностранным компаниям владеть лишь миноритарными долями в глубоководных месторождениях, обязывая их сотрудничать с Petrobras. С тех пор власти постепенно смягчали правила.

Бразильские власти надеются, что в ближайшие 10 лет компании инвестируют в добычу нефти на подсолевых месторождениях около $370 млрд и будет создано более 400 000 рабочих мест. «Через 20, 30, 40 лет мы превратим все это неиспользованное богатство в человеческий капитал», – говорил перед аукционом министр финансов Бразилии Паулу Гедеш о планах инвестировать в здравоохранение и образование.

В четверг Бразилия выставит на аукцион дополнительные нефтяные блоки, но на них геологическая разведка не проводилась. По оценкам ANP, их продажа может принести $2 млрд. В октябре страна уже продала 10 компаниям за $2,2 млрд права на разработку 12 блоков, не относящихся к подсолевым месторождениям. На тот момент это стало рекордным аукционом для Бразилии и подчеркнуло интерес инвесторов.

Бразилия

Российская Федерация, г. Москва
Дата опубликования: 23 октября 2013 г.
Дата вступления в силу: 23 октября 2013 г.

ДОГОВОР-ОФЕРТА

на оказание информационных услуг

Юридическое или физическое лицо, желающее заключить настоящий договор на указанных в нем условиях, именуемое в дальнейшем «Заказчик», действующее от своего имени, с одной стороны, и Общество с ограниченной ответственностью «Информационно-аналитический центр «Минерал», именуемое в дальнейшем «Исполнитель», в лице Генерального директора Ставского Анатолия Петровича, действующего на основании Устава, с другой стороны, вместе именуемые «Стороны», заключили настоящий Договор (далее также – Договор) о нижеследующем.

  • 1. ПРЕДМЕТ ДОГОВОРА
    • 1.1 Настоящий Договор заключается со стороны Заказчика путём полного и безоговорочного (п. 1. ст. 438 ГК РФ) принятия условий Договора и всех Приложений к нему (п. 1. ст. 433, п. 3 ст. 438 ГК РФ), являющихся неотъемлемой частью Договора; таким образом, заключением Договора является факт оплаты Услуг.
    • 1.2 Заказчик поручает, а Исполнитель принимает на себя оказание информационных услуг по теме « ».
  • 2. ЦЕНА ДОГОВОРА И ПОРЯДОК РАСЧЕТОВ
    • 2.1 Стоимость информационной услуги определяются текущим Прайс-листом, размещенном на странице заказа услуги. НДС не применяется в соответствии с п.2 статьи 346.11 главы 26.2 «Упрощенная система налогообложения» НК РФ. В случае возникновения у Исполнителя обязанности по уплате НДC, он уплачивает его за счет собственных средств.
    • 2.2 Исполнитель выставляет Заказчику счет за информационную услугу « ». Оплата счета предусмотрена в течение 10 (десяти) рабочих дней с даты его выставления.
  • 3. ПОРЯДОК СДАЧИ И ПРИЕМКИ УСЛУГИ
    • 3.1 Информационные услуги предоставляются Заказчику в течение 3 (трех) рабочих дней после подтверждения факта оплаты услуги. Результаты работы направляются Заказчику по электронной почте, адрес которой указывается Заказчиком на странице заказа работы или на электронном носителе (по согласованию сторон). В случае представления результатов работы на электронном носителе, расходы, связанные с выбранным способом передачи работы, оплачивает Заказчик.
    • 3.2 В случае необходимости, по согласованию Сторон, выполнение услуг подтверждается Актами оказания услуг, которые направляются Заказчику одновременно с результатами работ (в отсканированном виде и оригинале по почте), составленными в двух экземплярах(по одному для каждой из сторон). Срок подписания(приемки услуг) акта Заказчиком – 15 (пятнадцать) рабочих дней. При неполучении Исполнителем до указанной даты (включительно) ни подписанного Заказчиком акта, на аргументированного отказа от принятия оказанных услуг, услуги, указанные в акте, считаются оказанными Исполнителем и принятыми Заказчиком в полном объеме. В случае поступления мотивированного отказа Заказчика Сторонами составляется акт с перечнем необходимых исправлений и сроками устранения недостатков.
  • 4. ПОРЯДОК РАССМОТРЕНИЯ СПОРОВ
    • 4.1 Споры, возникающие вследствие неисполнения или ненадлежащего исполнения Сторонами обязательств по настоящему Договору, разрешаются путем переговоров, а в случае невозможности прийти к согласию, рассматриваются арбитражным судом по месту нахождения ответчика в соответствии с законодательством РФ.
  • 5. ОБСТОЯТЕЛЬСТВА НЕПРЕОДОЛИМОЙ СИЛЫ
    • 5.1 Стороны освобождаются от ответственности за частичное или полное неисполнение обязательств по настоящему Договору, если ненадлежащее исполнение Сторонами обязательств вызвано наступлением обстоятельств непреодолимой силы, т.е. чрезвычайных и непредотвратимых обстоятельств, не подлежащих разумному контролю.
    • 5.2 Сторона, которая не в состоянии выполнить свои договорные обязательства в силу наступления обстоятельств непреодолимой силы, незамедлительно письменно информирует другую Сторону о начале и прекращении указанных обязательств, но в любом случае не позднее 3 (трех) рабочих дней после начала их действия.
    • 5.3 Неуведомление или несвоевременное уведомление о наступлении обстоятельств непреодолимой силы лишает соответствующую Сторону права на освобождение от ответственности за частичное или полное неисполнение обязательств по настоящему Договору по причине указанных обстоятельств, если только сами такие обстоятельства не препятствовали уведомлению другой Стороны. Факт наступления и прекращения обстоятельств непреодолимой силы документально подтверждается соответствующими организациями.
    • 5.4 Если указанные обстоятельства продолжаются более 2 (двух) месяцев, каждая Сторона имеет право на досрочное расторжение Договора. При этом Заказчик оплачивает фактически выполненные Исполнителем работы.
  • 6. УСЛОВИЯ КОНФИДЕНЦИАЛЬНОСТИ
    • 6.1 Каждая из Сторон обязана обеспечить защиту конфиденциальной информации, ставшей доступной ей в рамках настоящего Договора, от несанкционированного использования, распространения или публикации.
    • 6.2 Каждая из Сторон обязана принять и обеспечить все необходимые меры для защиты конфиденциальности информации, включая соблюдение правового режима сотрудниками Сторон, имеющими к ней доступ, исключить доступ к информации неуполномоченных Сторонами лиц, а также не допускать несанкционированного раскрытия конфиденциальной информации в любой возможной форме.
    • 6.3 В случае разглашения конфиденциальной информации Сторона обязуется незамедлительно сообщить другой Стороне об этом факте, либо о факте угрозы разглашения, незаконного получения, использования конфиденциальной информации третьими лицами.
    • 6.4 Указанные обстоятельства сохраняются в течение срока действия Договора и в течение 3 (трех) лет с момента окончания срока действия Договора или расторжения Договора, а также в случае утраты правоспособности или изменения юридического статуса любой из Сторон.
    • 6.5 Любой ущерб, вызванный нарушением условий конфиденциальности, определяется и возмещается в соответствии с действующим законодательством РФ.
    • 6.6 Все авторские и смежные права на передаваемый Исполнителем Заказчику материалы в рамках оказания информационной услуги по настоящему договору принадлежат Обществу с ограниченной ответственностью «Информационно-аналитический центр «Минерал» (ООО «Информационно-аналитический центр «Минерал»). Создание копий материала или его частей и (или) их передача третьим лицам могут осуществляться только на основании письменного разрешения правообладателя. За незаконное использование материала или его частей виновные лица несут ответственность, предусмотренную действующим гражданским, административным и уголовным законодательством. Настоящим разрешается при приобретении цифровой версии материала самостоятельная печать одного его экземпляра на бумаге для совместного использования с цифровой версией без права передачи третьим лицам. Внимание! Технология подготовки данного материала позволяет при необходимости надёжно идентифицировать источник появления незаконно созданных копий.
  • 7. СРОК ДЕЙСТВИЯ ДОГОВОРА
    • 7.1 Договор вступает в силу со дня его подписания и действует до полного выполнения Сторонами своих обязательств по настоящему Договору.
  • 8. ЮРИДИЧЕСКИЕ АДРЕСА И ПЛАТЕЖНЫЕ РЕКВИЗИТЫ ИСПОЛНИТЕЛЯ
Читайте также:  Иммигранты и иммигрантские семьи в Бразилии в разные десятилетия

Общество с ограниченной ответственностью «Информационно-аналитический центр «Минерал» (ООО «Центр «Минерал»)

  • Адрес: 119571, г. Москва, Ленинский пр-кт, д. 158, офис 0227
  • ИНН 7736554360; КПП 772901001
  • ОГРН 1077746333060
  • ОКПО 99067653
  • Банковские реквизиты:
  • р/с 40702810422000004202 в
  • АКБ «Абсолют Банк» (ОАО) г. Москва
  • к/с 30101810500000000976
  • БИК 044525976

Фамилия: *
Имя: *
Отчество:
Email: *
Адрес: Адрес: *
Примечание:
Количество копий:
*Цена первой копии печатного издания соответствует указанной для материала, а вторая и следующие копии стоят по р.
Наименование: *
ИНН: *
КПП:
Email: *
Адрес: Адрес: *
Примечание:
Количество копий:
*Цена первой копии печатного издания соответствует указанной для материала, а вторая и следующие копии стоят по р.

Символом * отмечены поля, обязательные для заполнения.

Нефтянка

Всё о нефти, газе и не только

Газовый профиль Бразилии

Бразилия не достигла амбициозных целей, провозглашенных президентом Дилмой Русефф в последние годы своей власти, но у страны есть потенциал создать настоящий феномен в области добычи. Ожидается, что в этом десятилетии там будет бурно развиваться добыча из морских глубоководных «подсолевых» залежей в Атлантическом океане. Открытие этих запасов началось в 1997 году с месторождения Сантос, за которым последовали месторождения Кампос и Эспириту Санто, что создало для страны новые перспективы с колоссальными возможностями — и препятствиями. Эти подсолевые пласты могут содержать до 50 миллиардов баррелей готовых к извлечению нефти и газа.

Национальная бразильская нефтегазовая компания Petrobras проводит аналогию с началом производства в Северном море в 1999 году, прогнозируя, что на подсолевые пласты будет приходиться более 50% общей добычи страны, которая составит в 3,7 миллионов баррелей в нефтяном эквиваленте к 2020 году.

Компания, пострадав от ряда скандалов, в последние годы пересмотрела планы производства в сторону уменьшения, но доля подсолевой добычи растет быстро. Согласно данным нефтегазового агентства ANP на этот источник приходилось почти 33% добычи углеводородов в Бразилии в 2015 году. Это гораздо больше, чем доля в 7,7% в июле 2012 года. Petrobras также заявила, что сделает своим приоритетом разведывательную и производственную деятельность на подсолевых запасах, впрочем, не предоставив подробностей этого плана.

То, что перспективы добычи связаны с подсолевыми резервами, означает, что разведка и добыча газа в Бразилии географически распределены неравномерно. Около 80% запасов газа в стране расположены на морском дне, и на воды штата Рио-де-Жанейро — включающие в себя самые богатые месторождения Кампос и Сантос — приходится около 45% этих резервов.

Бразилия провела либерализацию своей нефтегазовой отрасли в 1997 году, позволив конкуренцию со стороны частных и иностранных компаний, но Petrobras, основанный в 1953 году, получает главную часть пирога. Законодательство разработано в пользу этой государственной компании, на которую приходится 95% добычи нефти и газа в стране.

Добыча газа занимает относительно скромное место по сравнению с нефтью, но министерство энергетики страны настроено на увеличение поставок газа на внутренний рынок и на привлечение на этот рынок новых игроков. Доля поставок газа в общем энергобалансе Бразилии выросла с 5,4% в 2000 году до 13,7% в 2014 году. Этот рост был вызван в основном увеличением производства электроэнергии. Общий объем поставок газа составлял 17 млн кубометров в день в 2000 году, но увеличился до 102 млн кубометров в день по состоянию на июль 2015 года.

Газ отчаянно необходим Бразилии для удовлетворения растущего внутреннего спроса. Страна, которая потребляет на 70% газа больше, чем его производит, является крупнейшим потребителем энергии в Латинской Америке, и крупнейшим, после США и Канады, потребителем в западном полушарии. Пока страна еще только ожидает бума добычи и зависит от импорта газа, который в основном идет через трубопровод из Боливии — хотя Бразилия и увеличила импорт сжиженного природного газа впоследствии длительной засухи, которая негативно повлияла на производство электроэнергии на гидроэлектростанциях.

Бразилия построила третий терминал регазификации СПГ в начале 2014 года. Страна ожидает, что спрос будет расти в среднем примерно на 4,3% в год в следующие 20 лет.

До 2009 года Бразилия импортировала газ только по трубопроводу Gasbo с максимальной пропускной способностью 31,15 млн кубометров/день, который тянется на 3 219 км из Боливии и Аргентины. Это трубопровод идет от города Корумба на границе с Боливий до города Порто-Алегре, проходя в том числе через штат Сан-Пауло. Начиная с 2009 года, Бразилия начала импортировать СПГ из таких стран, как Нигерия, Норвегия и Тринидад и Тобаго.

После запуска нового терминала в штате Баия в 2014 году мощности заводов регазификации СПГ превысили мощности трубопровода Gasbol (35 млн кубометров/день против 31 млн кубометров соответственно), хотя терминалы загружены далеко не на полную мощность.

Плавучая регазификационная установка (ПРГУ) в заливе Гуанабара

Начало работы2009
МесторасположениеЗалив Гуанабара, Рио-де-Жанейро
Название суднаExperience
Мощность регазификации6 млн тонн/год
Мощность хранения173.4 млн кубометров
Собственник суднаExcelerate Energy
ФрахтовательPetrobras
Срок контракта15 лет
Вебсайтwww.excelerateenergy.com

Petrobras получил плавучую регазификационную установку (ПРГУ) «Голар Уинтер» для поставки газа в залив Гуанабара (рядом с Рио-де-Жанейро) в 2009 году. Судно вело свою деятельность в заливе с 2009 до 2013 года. В августе 2011 года Petrobras и компания Excelerate Energy заключили соглашение о строительстве ПРГУ с договором фрахта на 15 лет. Было принято решение, что судно «Голар Уинтер» будет переведено в город Сальвадор в штате Баия, а его место займет новое судно. На переходный период между 2013 годом и прибытием новой ПРГК в 2014 году Excelerate предоставил в распоряжение бразильцев ПРГУ «Эксквизит». Новое судно, названное в марте «Экспириенс», было доставлено в залив Гуанабара в мае 2014 года. «Экспириенс» — крупнейшая ПРГУ в мире и обладает увеличенными мощностями хранения и регазификации по сравнению с «Эксквизит».

ПРГУ в Песеме

Начало работы2009
МесторасположениеПорт Песем, Рио Анил
Название суднаGolar Spirit
Мощность регазификации1,9 млн тонн/год
Мощность хранения129 млн кубометров
Собственник суднаGolar LNG
ФрахтовательPetrobras
Срок контракта15 лет
Вебсайтwww.golargas.com

«Голар Спирит» — это первая ПРГУ, построенная в Японии. Судно было построено в 1981 году и более 20 лет функционировало как СПГ-танкер до того времени, как оно было зафрахтована компанией Petrobras и переделано в судно регазификации. Это было первая операция по превращению танкера СПГ в ПРГУ. Реконструкция началась в октябре 2007 года и была завершена к середине 2008 года. В начале 2009 года судно было доставлено в порт Песем провинции Сеара для того, чтобы работать как постоянно пришвартованная ПРГУ.

ПРГУ в Сальвадоре

Начало работыНоябрь 2003
МесторасположениеЗалив Тодос ос Сантос, штат Баия
Название суднаGolar Winter
Мощность регазификации3,8 млн тонн/год
Мощность хранения138 млн кубометров
Собственник суднаGolar LNG
ФрахтовательPetrobras
Срок контракта15 лет
Вебсайтwww.golargas.com

Petrobras зафрахтовал ПРГУ у компании Golar LNG в 2007 году. Переоборудование судна «Голар Уинтер» в ПРГУ началось в 2008 году и было завершено в мае 2009 года. Судно затем было пришвартовано в заливе Гуанабара в Бразилии до 2013 года, когда Petrobras заменил его вновь построенным судном больших размеров, которое было зафрахтовано у компании Excelerate Energy. Petrobras затем решил использовать «Голар Уинтер» как свой третий терминал СПГ, который расположится рядом с городом Сальвадор в провинции Баия.

Установка покинула залив Гуанабара в августе 2013, но требовала реконструкции и ремонта перед началом деятельности на новом месте. Она была пришвартована в провинции Баия в конце ноября 2013 года, но получила первый груз только в январе 2014 года.

Нет нефтяного рая на бразильском шельфе

Глубоководный шельф Бразилии — сравнительно новая нефтяная провинция, о которой в России мало известно. Чтобы восполнить пробелы, пришлось мне покопаться в английских источниках. Материал предназначен для нефтяников, но не лишен интереса и для широкого круга читателей. В нем много цифр, если что непонятно — спрашивайте, отвечаем…

В далекой солнечной Бразилии имеется не только изобилие невиданных зверей, но и знаменитый карнавал, коррупция и нефть на глубоководном шельфе. Год назад новое правительство существенно облегчило доступ иностранных компаний к своим ресурсам в Атлантике, и теперь там наблюдается натуральный ажиотаж. На последнем аукционе за лицензии боролись крупные западные компании Total, BP, ExxonMobil, Shell, Repsol и китайская CNOOC. Победил консорциум бразильской Petrobras и ExxonMobil, которые заплатят государству неплохой бонус в размере $1,08 млрд. Аукцион настолько обрадовал власти Бразилии, что страна решила до конца 2019 г провести еще 8 подобных торгов и мечтает об удвоении добычи нефти. Любопытно мне стало, насколько реальны эти перспективы.

  1. Общие сведения

Главный нефтедобытчик Бразилии, государственная компания Petrobras в прошлом году декларировала свои запасы в размере 12,5 млрд барр. нефтяного эквивалента; в течение последних двух лет они уменьшились на 24,7%. Это, разумеется, результат снижения нефтяных цен, кроме того, разведка сильно сократилась и не компенсировала растущие отборы нефти. Динамика изменения запасов и добычи по стране в целом приведена на рис 1.

Большая часть нефти добывается на глубоководном шельфе. Напомню, что при глубине моря свыше 300 м стационарные платформы с опорой на дно становятся дорогими и не слишком надежными, поэтому добыча ведется из подводных скважин с помощью плавучих платформ и нефтехранилищ, которые, по сути являются морскими судами (рис.2).

Рис.2. Схема добычи нефти на глубоком шельфе (Р-34 – платформа для добычи, хранения и отгрузки, Shuttle – танкер-челнок)

Месторождения шельфа Бразилии сгруппированы в три нефтегазоносных района, главными из них являются Campos Basin и Santos Basin (рис.3).

2. Бассейн Campos

Этот район площадью примерно 100 тыс. км 2 разрабатывается c 1977 года. Здесь выявлено 40 месторождений и добывается 60% бразильской нефти. Часть площади расположена на малых морских глубинах (до 300 м) и даже на суше, но основная территория – на шельфе глубиной от 300 до 2000 м. Продуктивны пласты миоцена и верхнего мела. Глубже находится слой солевых отложений толщиной до 2 тыс. м (рис.4), они состоят из галита (это хлорид натрия), ангидрита (сульфат кальция) с примесями хлоридов калия и магния. В условиях повышенных температур и давлений соли пластичны; огромные купола образовались в результате выдавливания солей из нижних горизонтов.

Под слоем солей располагаются нижнемеловые осадочные породы, преимущественно известняки, пронизанные разломами. Еще глубже – рифтовые отложения, они сформировались в результате деятельности морских микроорганизмов. Несколько лет назад в подсолевых пластах бассейна Campos тоже были открыты крупные залежи нефти. Общая толщина подсолевых отложений составляет 200-400 м; нефтяные залежи в них нередко подстилаются пластовой водой.

Максимум добычи нефти в бассейне Campos был достигнут в 2011 году в размере 1,73 млн барр./сут. За последующие 5 лет она сократилась на 28,1 %, до 1,35 млн барр./сут. Темпы падения замедляются за счет ввода подсолевых скважин, из которых уже в 2013 году добывалось 90 тыс. барр./сут нефти. Здесь у компании Petrobras работают 37 плавучих и 15 стационарных платформ, построено три коридора трубопроводов для транспорта нефти и газа на материк (рис. 5).

Рис.5. Схема промысловых объектов бассейна Campos

3. Бассейн Santos

Нефтяные запасы бассейна Santos площадью 350 тыс. км 2 , наоборот, сосредоточены в подсолевых отложениях. Крупные месторождения здесь находятся дальше от берега (170-300 км), на больших морских глубинах (2000-2300 м). Продуктивные пласты сложены преимущественно биогенными карбонатами (рис. 6), средняя пористость их 7-12%. Встречаются почти монолитные трещиноватые пропластки.

Рис.6. Образцы керна подсолевых отложений

Пласты сильно деформированы тектоническими процессами (рис.7), крупные разломы сопровождались перемещением пород на тысячи метров. Развитая трещиноватость определяет высокую продуктивность скважин, которая достигает 4 тыс. т/сут.

Рис.7. Геологический разрез пластов в районе месторождения Libra

Подсолевые залежи нефти бассейна Santos открыты в 2006 году, эксплуатация их начата в 2009 году. В середине 2013 года добыча из подсолевых отложений достигла 300 тыс. барр./сут, а в прошлом году Petrobras объявил о достижении уровня 1 млн барр./сут. Здесь работают две стационарные и 9 плавучих платформ, имеется 2 коридора трубопроводов (рис. 8).

Рис. 8. Схема промысловых объектов бассейна Santos

4. Проблемы

О технических проблемах бурения и эксплуатации подводных скважин, плавучих платформ я даже говорить не буду. Это самые сложные работы в добыче нефти. Сейчас примерно половина скважин на глубоководном шельфе не доходит до проектных глубин из-за аварий. Но со временем опыт придет, оборудование будет усовершенствовано, и технические проблемы потеряют свою остроту. Я же остановлюсь на других сложностях.

Удаленность от берега. Она увеличивает все затраты, но больше всего затрудняет утилизацию попутного газа. Ибо подводный газопровод длиной 250-300 км обходится почти в $1 млрд. и тяжелым грузом ложится на проект. Между тем, Бразилия строго следит за сжиганием газа; были случаи, когда при невыполнении лицензионных условий власти вынуждали компании сокращать добычу.

Тропические штормы. Ураганы на побережье Бразилии редки, но штормы, как и везде, случаются. При сильном шторме возрастает возможность аварий, прекращается вывоз нефти танкерами, поэтому плавучие платформы нередко прекращают на время добычу. В прохладный период (2-3 кварталы) добыча на 2-3% выше, чем в жаркие месяцы.

Вязкая тяжелая нефть. Данных по вязкости очень мало, но плотности изменяются в пределах 880-960 кг/м3, а тяжелые нефти маловязкими не бывают. Вытеснение такой нефти водой затруднительно, коэффициенты извлечения составляют 20-25%. Чтобы их повысить, нужно бурить больше скважин, но каждая обойдется в $50-70 млн, при этом затраты растут до небес, а доходность движется в обратную сторону…

Очень неоднородные трещиноватые пласты. Мне довелось много работать с трещиноватыми коллекторами и, надо сказать, первые годы эксплуатации такого месторождения для нефтяника – сплошное удовольствие. На промыслах Грозного дебиты скважин тоже достигали 2-3 тыс. т/сут, часто их ограничивали, чтобы избежать вторжения воды в залежь. Но затем, после интенсивных отборов в пласте снижалось давление, приходилось срочно его восстанавливать закачкой воды, что ускоряло обводнение скважин. Те же процессы будут идти в подсолевых залежах бразильского шельфа, прорывы воды там даже более вероятны, поскольку водо-нефтяной контакт вскрыт во многих скважинах.

5. Примеры месторождений

В таблице выборочно приведена краткая характеристика некоторых месторождений шельфа Бразилии. Надо сказать, что информация о них крайне скудная, а после 2013 года практически отсутствует. Поэтому единственным критерием отбора месторождений служило наличие информации.

Из таблицы следует, что не все месторождения поражают своими размерами и запасами. На малых глубинах располагаются небольшие залежи с запасами нефти 10-40 млн тонн. Заметьте, в бассейне Santos для многих месторождений неизвестна площадь. Они еще слабо разведаны. Теперь несколько конкретных примеров.

Крупное месторождение Marlim в басcейне Campos расположено в 110 км от Рио-де-Жанейро, на шельфе глубиной 650-1050 м. Открыто в 1985 году, введено в эксплуатацию в 1998 году. Продуктивный песчаник толщиной 75 м здесь имеет фантастически высокую проницаемость – 2 дарси. Нефть вязкая, тяжелая, плотностью 950 кг/м 3 . Геологические запасы оценены в 9 млрд барр, извлекаемые – 1,7 млрд (242 млн т).

К концу 2002 года на месторождении Marlim было пробурено 129 подводных скважин (86 добывающих и 43 нагнетательных), общий объем инвестиций оценивается в $5 млрд. Добыча нефти ведется с помощью электроцентробежных насосов. В 2007 г. добывалось 350 тыс. барр./сут (19,3 млн т/год) нефти и 250 тыс. барр./сут пластовой воды. Для поддержания пластового давления осуществлялась закачка воды в объеме 700 тыс. барр./сут. Более поздней информации нет.

Месторождение Barracuda находится в 160 км к востоку от города Macae. Открыто в 1998 году, вступило в эксплуатацию в 2004 году. К югу от него обнаружено месторождение Caratinga, в сумме их доказанные запасы составляют 1230 млн барр. (185 млн т). По заказу Petrobras обустройство промысла выполнила дочерняя компания Halliburton. Всего здесь пробурено 55 подводных скважин, в том числе, 33 добывающих и 22 нагнетательных. Добыча нефти составляет 311 тыс. барр./сут, что соответствует среднему дебиту скважин 1,4 тыс. т/сут. Это очень высокая продуктивность, при таких темпах запасы должны быть выбраны за 11 лет.

Месторождение Frade расположено на севере бассейна Campos, на морских глубинах 1050-1130 м, в 370 км от Рио-де-Жанейро. Площадь его порядка 20 км 2 . Открыто в 1986 г., введено в эксплуатацию с добычей 65 тыс. барр./сут в 2009 г. Доказанные запасы тяжелой нефти оценены в 200-300 млн барр. (29-43 млн т). В дополнение к трем разведочным скважинам проектом разработки предусматривалось бурение 12 горизонтальных добывающих и 7 вертикальных скважин для закачки воды. Фактически оператор проекта компания Chevron имеет на месторождении 11 добывающих и 4 нагнетательных скважины, которые обвязаны на плавучую платформу. Объем инвестиций составил порядка $3 млрд.

В ноябре 2011 г. при бурении оценочной скважины неожиданно произошел выброс нефтегазовой смеси. Устье скважины было загерметизировано в течение 4 дней. Для последующего сбора нефти и ликвидации скважины были использованы 18 плавучих емкостей. Объем выброшенной нефти был оценен в 660 т (интересно, каким способом это делалось?). В ходе судебного слушания прокурор требовал присудить компании немыслимый штраф в размере $20 млрд., но при поддержке нефтяного агентства Бразилии, Shevron отделался суммой $41,6 млн. Затем бурение скважин и закачка воды были остановлены; возобновились они лишь через 2,5 года.

Крупнейшее месторождение Tupi в бассейне Santos открыто в 2006 году, вступило в пробную эксплуатацию в 2012 г. Позднее оно было переименовано в месторождение Lula, это название моллюска и по совместительству фамилия бывшего бразильского президента. Глубина океана здесь составляет 2150-2200 м, кровли пласта – 4-5 тыс. м. Геологические запасы оцениваются в 14 млрд барр., извлекаемые – в 5-8 млрд. (на мой взгляд, оценка завышена). Нефть средней плотности (880 кг/м 3 ), в пластовых условиях сильно насыщена газом (285 м 3 /т) и потому имеет малую вязкость (1 спз). Пластовое давление 580 ат. Попутный газ содержит до 18 % углекислоты, необходима его очистка.

В ходе пилотного проекта на месторождении Lula предусматривалось пробурить 6 добывающих и 3 нагнетательных скважины, из которых одна предназначалась для закачки в пласт углекислого газа. В целом для полной выработки залежи понадобится примерно 100 скважин; минимальный объем инвестиций оценивается в $50 млрд. Фактически в 2013 году работало 5 скважин с общей добычей 107 тыс. барр./сут., Но в прошлом году Petrobras установил на месторождении еще 3 плавучих платформы, вероятно, для подключения разведочных скважин.

Самым перспективным в бассейне Santos считается месторождение Libra, расположенное севернее Lula, в 200 км к югу от Рио-де-Жанейро. Глубина океана здесь 2200-2300 м. Месторождение открыто в 2010 году. Первая разведочная скважина была ликвидирована из-за прихвата инструмента в солевой толще, но вторая прошла весь нефтенасыщенный интервал до водо-нефтяного контакта (326 м) и при испытаниях с глубины 5550 м дала 3667 барр./сут (516 т/сут) нефти плотностью 890 кг/м 3 . Пластовое давление 643 ат, температура 95 о С. Проницаемость пласта определена в размере 5,017 Д (. ), но это, вероятно, результат низкой точности кратковременного испытания.

После аукциона в 2013 году лицензию на добычу получил консорциум из пяти компаний: Petrobras (оператор с долей 40%), Shell и Total (по 20%), китайские CNPC и CNOOC (по 10%). На площади примерно в 500 км 2 бразильское нефтяное агентство ANT супер-оптимистично декларирует 1-2 млрд т извлекаемых запасов и проектные дебиты скважин порядка 3,5 тыс. т/сут. Проблема в том, что месторождение мало разведано, границы его (рис.9) оценены большей частью по сейсмике 2D. Кроме того, на больших глубинах легко извлекается нефть из трещин, а вот из пористой матрицы ее добыть, как правило, очень сложно. На это мне указывает опыт эксплуатации месторождений Северного Кавказа и Тимано-Печоры; думаю, мы еще успеем убедиться в этом на примере подсолевых залежей Бразилии.

Рис.9. Структурная карта месторождения Libra по подошве солей.

По плану освоения месторождения Libra предусматривается выполнить 55% обустройства к концу 2021 года. Но результаты аукциона на объекты пробной эксплуатации в 2015 году были отменены (цитирую) «из-за аномально высоких цен, представленных претендентами». Повторный тендер в декабре прошлого года стал более успешным.

6. Экономика

Освоение глубоководного шельфа сделало компанию Petrobras чемпионом мира по размеру долгов (рис.10). В период 2006-2014 г.г. ее долг вырос с $21 млрд до $132 млрд. Сейчас он несколько снизился, но все равно в 5,6 раза превышает годовые денежные поступления. Примечательно, что основной рост долгов произошел в период высоких нефтяных цен, а вот после их снижения в 2014-16 г.г. компания получила $71,2 млрд убытков.

Рис.10. Сопоставление накопленного долга с денежными поступлениями

В течение последних двух лет компания интенсивно ищет выход из кризиса: она продала часть своих зарубежных активов, сократила число морских буровых станков с 59 до 34, бурение разведочных скважин с 48 стволов в год до 8 (в 6 раз!). Эксплуатационные расходы на добычу барреля нефти снизились с $14,6 до $11, но стоит отметить, что более трети этого снижения обусловлено ростом добычи.

В прошлом году выручка компании сократилась до $62,6 млрд, объем инвестиций – до $1,16 млрд. Тем не менее, Petrobras делает ставку на подсолевые пласты своего шельфа. На ближайшие 5 лет запланированы инвестиции в размере $74,1 млрд, из которых 82 % будет направлено на разведку и освоение глубоководных залежей.

У меня нет ни малейших сомнений в том, что в начальный период добыча подсолевой нефти себя с лихвой окупит. Сложно сказать, как изменятся экономические показатели после снижения дебита и обводнения скважин. Подводные и плавающие сооружения нельзя эксплуатировать себе в убыток; может быть, они будут законсервированы до лучших времен, когда появятся новые методы повышения нефтеотдачи.

7. Резюме

Вследствие огромной продуктивности скважин шельф Бразилии, бесспорно, содержит неплохие запасы нефти. С учетом уже добытых 1,8 млрд т и остаточных 1,7 млрд регион становится в ряд с такими бассейнами, как Мексиканский залив и Permian Basin в США, но намного уступает ближневосточным регионам и нашей Сибири.

Однако нефтяного рая на бразильском шельфе нет. Ни выше толщи солей, ни под нею. Открытые залежи являются весьма сложными, они требуют филигранной работы, которую затрудняют природа и амбиции менеджеров. В связи с этим возникает вопрос, почему бразильский шельф вызвал такой энтузиазм и конкуренцию крупнейших мировых компаний. Тому есть две причины.

Во-первых, экономический риск на свежем месторождении здесь минимален. Если скважина дает миллион тонн нефти в первый год, она даже при нынешних ценах уже окупает себя, аварийную соседку и добрую часть прочих объектов. Опасен лишь риск открытого фонтана, как у BP в Мексиканском заливе, но каждый надеется, что его эта напасть благополучно минует.

Во-вторых, мировые гранды испытывают огромный дефицит нефтяных запасов и в состоянии острого ресурсного голода склонны переоценивать перспективы. Стоит упомянуть их недавнюю конкуренцию за сланцевые плеи: все без исключения, даже осторожные китайцы, вляпались в приличные убытки.

Россия поступит мудро, если не будет ввязываться в эту конкурентную толкотню на глубоководном шельфе. У нее хватает запасов на суше, впереди немало открытий на мелкой воде. Стоит ли к этому искать себе на голову лишних приключений?

P.S. Автор выражает глубокую благодарность директору компании ПЕТРОГЕКО, кандидату геолого-минералогических наук Александру Соколову за ценные уточнения и полезное обсуждение, которые немало способствовали улучшению этого материала.

Когда закончится нефть: самые крупные разведанные запасы нефти в России и мире

Нефть уже сотни лет является важнейшим продуктом для пользования человеком. Для человечества нефть на сегодняшний день является самым главным продуктом для производства топлива, на долю которого приходится 34% всего энергопотребления.

В этой статье рассматриваются оценки мировых запасов нефти, особенно в России. Так же приводятся количественные данные по различным странам мира.

Мировые запасы нефти

Эксперты в разной степени дают оценку разведанным запасам нефти в России и мире. Запасы оцениваются по различным национальным классификациям, классификацией ООН и ассоциацией геологов Америки.

На сегодняшний день оценивают те нефтяные запасы, которые возможно добывать в силу развития нынешних технологий. Т.е. есть еще много запасов, которые еще не разведали или запасов, которые пока невозможно извлекать из недр технически.

По данным британской нефтяной компании British Petroleum на 2018 год мировые нефтяные запасы составляли 1696,6 млрд. баррелей (269,8 трлн. литров). Топ стран, имеющих самые высокие запасы нефти в млрд. баррелей (в скобках указан процент от мировых запасов):

  1. Венесуэла – 303,2 млрд. баррелей (17,9%).
  2. Саудовская Аравия – 266,2 (15,7%).
  3. Канада – 168,7 (10%).
  4. Иран – 158,1 (9,3%).
  5. Ирак – 148,6 (8,7%).
  6. Россия – 106,2 (6,3%).
  7. Кувейт – 101,5 (6%).
  8. ОАЭ – 97,8 (5,8%).
  9. США – 50 (2,9%).
  10. Ливия – 48,4 (2,8%).
  11. Нигерия – 37,5 (2,2%).
  12. Казахстан – 30 (1,8%).
  13. Китай – 25,7 (1,5%).
  14. Катар – 25,2 (1,5%).
  15. Бразилия – 12,8 (0,8%).
  16. Остальные – 117,4 (7%).

Российские запасы нефти

Россия в списке стран по разведанным запасам занимает почетную 6-ю строчку. По разведанным запасам нефти, которые составляют более 106 млрд. баррелей (более 13 млрд. тонн). Многие эксперты указывают на скорую выработку текущих месторождений с текущей добычей в 0,5 млрд. тонн в год. Так когда же закончится нефть в нашей стране? По оценкам, разведанных запасов пока хватает на 45-50 лет.

Какой регион России содержит большое количество нефтяных запасов? Конечно же, это Ханты-Мансийский автономный округ.

Крупнейшее российское месторождение (Самотлорское), которое охватывает часть Сибири и ХМАО, насчитывает 6,55 миллиардов тонн. Далее идут Ромашкинское – 4,28 млрд. тонн и Приобское – 4,12 млрд. тонн.

Крупные сибирские месторождения нефти: Лянторское (около 2,1 млрд. тонн) и Фёдоровское (1,71 млрд. тонн).

Разведаны также крупные запасы Поволжья (волжская нефтяная провинция): Туймазинское (476 миллионов тонн) и Арланское (399 млн. тонн).

Примерно 1,5 млрд. тонн нефти также сосредоточено на шельфе о. Сахалин.

«Черное золото» важнейшее полезное ископаемое в экономике и промышленности России. Доход от продажи экспортной нефти составляет почти треть доходов в государственный бюджет Российской Федерации.

6-е место Российской Федерации по запасам нефти показывает одну из ведущих ролей России в мировом экспорте нефти.

Оценка российских нефтяных запасов экспертом

В виедоматериале эксперт оценивает прогнозы нефтяной отрасли России на ближайшие 15 лет.

Нефтяные запасы Америки

Большие месторождения нефти разбросаны в Соединённых Штатах и провинциях Канады.

Прадхо-Бей

Добывающие платформы ресурсного бассейна расположены на северном склоне Аляски (США). Ежегодно этот нефтегазоносный регион приносит 12-13 миллионов тонн нефти, а сосредоточено в регионе около 3,15 млрд. тонн.

Тайбер

Большие запасы морского шельфа (более 1,59 млрд. тонн) в подводном шельфе Мексиканского залива. Нефть добывается британскими, американскими и бразильскими компаниями.

Альберт

Около 95% нефтяных запасов Канады расположены в этой провинции страны. Ежедневно Канада добывает до 3,2 млн. баррелей нефти (это 7 место в мире по добыче).

Еще одна североамериканская страна Мексика является крупным игроком в мировом нефтяном рынке. Мексика добывает ежедневно 2,5-2,9 млн. баррелей.

Кантарел

Мексиканский залив – нефтяная жила Америки. Запасы оценивают примерно в 5 миллиардов тонн. Это самое крупное нефтяное скопление в заливе.

Чиконтепек

Еще одно крупное местонахождение нефти в Мексике с запасом более 2,6 млрд. тонн.

Первую строчку рейтинга мировых нефтяных запасов занимает небольшая южноамериканская страна – Венесуэла.

Боливар Костал

Группа гигантских нефтяных месторождений в Венесуэле, насчитывающих более 8,25 млрд. тонн. Это 3-е крупное мировое месторождение «черного золота».

Кирикири-Хуселин

Еще одно довольно крупное венесуэльское месторождение с запасами чуть более миллиарда тонн.

Аналогично Венесуэле крупными запасами владеет и Бразилия.

Комплекс Марлин

Находится в Атлантическом океане. Объем разведанных запасов составляет чуть больше четырех миллиардов тонн ресурса.

Кариока-Сахарная голова

Следующее по объему нефтяное месторождение Бразилии с запасом в 3,3 млрд. тонн.

Ближний Восток

Данный регион всегда был главным регионом, приносящим миру сырую нефть и продукты из нефти, несмотря на крупные запасы РФ и Америки. Крупнейшими нефтяными ближневосточного региона являются:

Крупнейшие месторождения региона:

Аль-Гавар

По данным на 2017 год здесь залегает самый крупный нефтяной объем в мире. Объемом залегаемой нефти оценивают в 12,35 млрд. тонн.

Большой Бурган

Второе по мировым запасам местонахождение нефти в Кувейте. Разведанные объемы – 11,2 млрд. тонн.

Верхний Закум

Гигантское скопление нефти в ОАЭ, насчитывающее 7 млрд. тонн.

Сафания-Хаджи

Это общие залежи нефти для Кувейта и южных регионов Саудовской Аравии. Объемы здесь оценивают в 5 миллиардов тонн.

Месторождение Северное/Южный Парс

Гигантские залежи нефти Персидского залива, которые принадлежат частично Катару и частично Ирану, которые занимаются совместной разработкой месторождений. Шельф состоит из двух залежей разных исторических периодов. Запасы – 7,3 миллиардов тонн (45 млн. баррелей).

Гечсаран

Принадлежит Ирану и имеет запасы свыше 5 миллиардов тонн.

Румайла

Крупнейшее месторождение Ирака с залежами объемом в 5,2 млрд. тонн.

Китай

Китай обладает скромными нефтяными и газовыми запасами по сравнению с РФ, Америкой и Ближним Востоком. Но все же в этой стране располагается крупное в Азии месторождение «Дацин» с запасом в 5,68 миллиардов тонн. Также в Китае сосредоточено большое количество мелких, разбросанных месторождений нефти и газа. Страна в основном импортирует нефтяные продукты.

Казахстан

Страна обладает неплохими нефтяными запасами. Основное месторождение – наикрупнейшее в средней Азии: Кашаган, с запасом в 6,4 млрд. тонн, открытое недавно – в 2000 году.

Заключение

  • Россия обладает крупнейшими запасами нефти в мире (6 место) и находится на 2-м месте по её добыче;
  • Американские континенты имеют богатые залежи нефти и природного газа;
  • Ближний Восток по-прежнему является основным нефтяным регионом мира.

Читайте также:  Семья и общество в Бразилии в 19 и 20 веках, традиции и изменения
Ссылка на основную публикацию