vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ЛЕКЦИЯ 17

Перспективы развития поисково-разведочных работ на нефть и газ в Российской Федерации

Ресурсы углеводородного сырья и проблемы освоения нефтяных и газовых месторождений. Магистральные нефте- и газопроводные транспортные системы.

Ресурсы углеводородного сырья и проблемы освоения нефтяных и газовых месторождений.

В ХХ веке произошли радикальные изменения в структуре потребляемых первичных источников энергии как в Мире в целом, так и в СССР и России.В первой половине столетия основными источниками энергии в промышленности и в быту были дрова и уголь. В середине века энергетические приоритеты резко изменились: угольная эпоха сменилась в основном на углеводородную. В большинстве стран ведущим первичным энергоносителем стала нефть.

По данным на 2001 г. в 226 нефтегазоносных провинциях (НГП) выявлено более 50 тысяч месторождений с общими разведанными запасами около 157 млрд.т нефти и около 150 трлн.м3 газа. Из которых примерно одна треть запасов (и добычи) приходится на подводные залежи на морских акваториях.

Среди огромного количества провинций и месторождений, более половины разведанных запасов и начальных суммарных ресурсов (НСР) сконцентрированы лишь в нескольких из них. Так, среди провинций, по разведанным запасам, выделяются две уникальные (свыше 10 млрд.т нефтяного эквивалента): бассейн Персидского залива и Западная Сибирь, и несколько крупных – с запасами 2-10 млрд. т н.э. (табл. ). В числе последних Лено-Тунгусская, Волго-Уральская и Прикаспийская НГП.

Вкаждом НГБ мира большая часть разведанных запасов нефти и газа (до 7080%) сконцентрирована в единичных – крупных и уникальных месторождениях. На сотни мелких и средних нефтегазоносных объектов приходится всего от 5 до 15% запасов. Крайне неравномерно ресурсы углеводородов (УВ) распределены и на поверхности планеты.

Вобщемировой добыче 44 ведущих страны обеспечивают 98.6% нефти. При этом крупнейшими запасами нефти обладает Саудовская Аравия – 36.1 млрд.т, на долю России приходится 9.5 млрд.т. 24 страны достигли и миновали пик – свой максимальный объем добычи нефти (США, начав

1

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

добывать нефть в 1859 г., достигли максимума добычи в 1970 г., накопленная к 01.01.2001 г. добыча составила 209.0 млрд. барр.; СССР/СНГ достигли пика нефтедобычи за 127 лет (1860-1987 г.г.), накопив к 01.01.2001 г. 142.6 млрд.барр.; всего/среднее по 24 странам – срок достижения максимума в нефтедобыче составил 55 лет (1932-1987 г.г.), добыча нефти в 2000 г. составила 35.1 млн. барр/сут., накопленная к 01.01.2001 г. добыча нефти – 582 млрд. барр.). Накопленная добыча нефти в мире на 01.01.2001 г. составила 939 млрд. баррелей (128.5 млрд.т). В 2003 г. во всем мире в сутки добывалось 76.8 млн. баррелей нефти; крупнейшие призводители – Саудовская Аравия (9.8 млн. барр.), Россия (8.5 млн. барр.), США (7.5 млн. барр.). Всего за 2003 г. в России добыто 410.75 млн.т нефти, в США – 286.25 млн.т, в Саудовской Аравии – 421.5 млн.т, в странах ОПЕК – 1321.8 млн.т и всего в Мире – 3404.3 млн.т нефти.

Районы развития мировой морской нефтедобычи располагаются на континентальном шельфе вдоль Северной, Центральной и Южной Америки, Западной и Восточной Африки, Европы (Северное море), Среднего Востока и других. В числе лидеров по объемам морской добычи нефти в 2003 г. выделились 10 стран; в первую пятерку вошли Мексика (154.9 млн.т/год), Норвегия (151.9 млн.т/год), Великобритания (101.4 млн.т/год), США (91.4 млн.т/год) и Саудовская Аравия (90.3 млн.г/год). К 2005 г. на шельфе добывается более 1 млрд.т нефти – 30% общемировой добычи (Мексиканский залив, Северное море, глубоководные зоны Атлантики).

На континентальном шельфе Российской Федерации учтены Госбалансом 16 месторождений, в том числе 7 нефтяных и 9 нефтегазоконденсатных с извлекаемыми запасами нефти свыше 960 млн.т. В 2001 г. на шельфе РФ добыто 2.2 млн.т нефти (в разработке находятся 2 месторождения). Главнейшими месторождениями в РФ, содержащими 75.13% разведанных запасов нефти, являются Приразломное нефтяное, Пильтун-Астохское и Одопту-море нефтегазоконденсатные.

Освоение арктического шельфа России придется проводить в крайне суровых природных условиях: зимняя температура воздуха – 300С, сила ветра до 45 м/ сек, высота волн до 24 м. Ледовый период составляет 166 дней в году, постоянно присутствуют движущиеся ледовые поля и айсберги массой до 500 тысяч тонн. На акватории Балтики поисковое бурение было начато в 1982 г., промышленные притоки нефти получены из отложений среднего кембрия на структурах С-9, Д-5, Д-6. На Кравцовском месторождении (блок Д-6) добыча началась в июле 2004 г. (уже добыто 60 тыс. т нефти), в 20072009 г.г. предполагается извлекать 1.2-1.3 млн.т . Всего на месторождении до 2020 г. будет добыто около 6.5млн.т.

При благоприятных условиях на шельфе России будет добыто 30 млн.т нефти в 2010 г., и до 95 млн. т – в 2020 г.

2

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Широкое развитие осадочных бассейнов на территории России предопределяет высокий топливно-энергетический потенциал ее недр по всем органическим видам топлива. По всему объему прогнозных ресурсов этих важнейших полезных ископаемых Россия занимает первое место в мире, но реализация прогнозируемого потенциала горючих ископаемых в разведанные запасы в последние десятилетия крайне низка. Важнейшей задачей дальнейшего наращивания минерально-сырьевой базы топливноэнергетического сырья является выявление высокорентабельных для освоения крупных и уникальных месторождений, в первую очередь, месторождений нефти.

На территории России (площадь 17075.4 тыс. км2) и на акваториях морей, входящих в ее юрисдикцию, к началу ХХ1 в. выделено 14 нефтегазо- и газонефтеносных провинций. Всего в пределах России, включая шельфы морей, открыто (на 01.01.2000 г.) более 2600 нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений, среди них 34 с уникальными по величине запасами УВ, в том числе по 9 нефтяных и газонефтеконденсатных.

Степень освоенности провинций различна. Наиболее высок показатель освоенности в районах традиционной нефтедобычи – в Волго-Уральской НГП (78%) и в Северо-Кавказской НГП (66%). В Тимано-Печорской НГП этот показатель составляет 53%, в Западно-Сибирской – 47%. Минимальными значениями характеризуются Восточная Сибирь (9%), шельфы морей (7%) и Прикаспийская провинция (2%).

Распределение разведанных запасов нефти России по основным нефтегазоносным бассейнам (НГБ) следующее: Западно-Сибирский –67%, Волго-Уральский – 17%, Тимано-Печорский –8%, Восточно-Сибирский – 3%, Прикаспийский – 2% и по 1% приходится на Северо-Кавказский, Охотоморский и Баренцевоморский бассейны.

Современное состояние сырьевой базы жидких УВ (нефть и газовый конденсат) – НСР России распределяются следующим образом: разведанные запасы – 17%, предварительно оцененные запасы – 8%, перспективные и прогнозные ресурсы – 59%, накопленная добыча – 16%. Наибольший объем НСР сосредоточен в Западной Сибири.

Большая часть разведанных запасов нефти (91%) уже передана недропользователям.

В «Энергетической стратегии России на период до 2020 года» впервые сформулированы основы внешней энергетической политики страны. Интеграция России в мировую систему оборота энергоресурсов, сотрудничество с иностранными инвесторами в сфере освоения

3

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

нефтегазового потенциала недр и формирования новых энергетических рынков являются важнейшими направлениями ее энергетической политики.

Основными партнерами в экономическом сотрудничестве с Россией на ее восточном направлении будут динамично развивающиеся страны АзиатскоТихоокеанского региона (АТР) и США. Стратегией определено, что доля стран АТР в экспорте российской нефти возрастет с 3% в настоящее время до 30% в 2020 г.

АТР потребляет около 30% мировых энергетических ресурсов с устойчивой ежегодной тенденцией увеличения доли УВ - сырья в структуре ТЭКа. В условиях широкомасштабного спроса на эффективные энергоносители и ограниченности ресурсной базы рынок сырой нефти очень динамичен.

Потребление нефти в АТР начиная с 1965 г. увеличилось в 6 раз, тогда как по миру в целом – менее чем в 2 раза. Потребность в нефти значительно превышает ее добычу. За последние 12 лет добыча увеличилась на 17%, потребность возросла на 50%, составив в 2002 г. соответственно 381 и 992 млн.т.

В настоящее время крупномасштабная добыча нефти ведется в Китае, Индонезии и Малайзии, крупные месторождения открыты на шельфе Австралии. Несмотря на это, ни в ближайшей перспективе, ни в будущем они не смогут удовлетворить потребности региона в нефти. Наблюдается устойчивая тенденция увеличения ее импорта.

Импорт нефти в АТР в 2002 г. составил 610 млн.т, в том числе: в Японии – 243 млн.т (40%), Южной Корее – 105 млн.т (17%), Китае – 77 млн.т (13%). По данным Азиатско-Тихоокеанского исследовательского центра к 2010 г. емкость нефтяного рынка увеличится до 1000 млн.т, в том числе по Китаю, Японии и Южной Корее – до 550-600 млн.т (55-60%). Ожидается, что в 2020 г. эти три страны будут ввозить около 950 млн.т нефти.

Ближайшие соседи России – Китай, Япония и Южная Корея, видимо, станут ее главными партнерами на рынке УВ-сырья. Сложившаяся конъюнктура обязывает Россию предельно ускорить освоение нефтегазовых ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока.

Восточная Сибирь и Дальний Восток России охватывают два федеральных округа _ Сибирский и Дальневосточный, включающие 25 субъектов РФ и сопредельные восточно-арктические и дальневосточные моря.

В регионе сосредоточен 21% нефтяных ресурсов России. Начальные суммарные ресурсы УВ его составляют 100-140 млрд.т у.т., в том числе по дальневосточным акваториям 19 млрд.т у.т. Прогнозируется примерно равное соотношение нефти и газа. По данным ФГУП ВНИГРИ рентабельная

4

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

часть прогнозных ресурсов оценивается в 5.2 млрд.т извлекаемой нефти по Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) и около 1 млрд.т нефти по Дальнему Востоку, включая шельфы. Ресурсы способны обеспечить как внутренние потребности Востока России, так и экспорт в страны АТР.

Суровые климатические условия, огромные пространства, слабая социальноэкономическая и неразвитая нефтегазотранспортная инфраструктуры, существующие низкие темпы освоения ресурсной базы придают этим возможностям пока лишь потенциальный характер.

Степень разведанности ресурсов Сибирской платформы составляет всего 7%, Дальнего Востока – около 10%. Наиболее подготовлен к освоению сахалинский шельф, где разведанность ресурсов приближается к 30%. В настоящее время добыча нефти ведется на Сахалине и его шельфе (3.0- 3.4 млн.т), в Якутии (0.4 млн.т) и в Красноярском крае (до 40 тыс.т).

В регионе отсутствует система трубопроводов; магистральный нефтепровод «Транснефти» заканчивается в г. Ангарске. Существуют локальные сети газообеспечения на Сахалине и в Центральной Якутии, а также нефтегазопроводы с Сахалина на материк.

На востоке России открыто 143 месторождения нефти и газа, в том числе 10 крупных по запасам нефти. Именно эти месторождения определяют основной добывной потенциал региона. Подавляющее большинство нефтегазовых месторождений концентрируется в обширные группы, тем самым предопределяя возможность организации на Востоке страны крупных центров нефтегазодобычи (ЦНГД): Непско-Ботуобинского, ЮрубченоТохомского, Ковыктинского, Приенисейского, Северо-Сахалинского и Магаданско-Западно-Камчатского. Нефтяную специализацию имеют имеют Юрубчено-Тохомский, Непско-Ботуобинский и Северо-Сахалинский ЦНГД.

Основная добыча нефти связывается с крупнейшими нефтегазоконденсатными месторождениями – Юрубчено-Тохомским, Куюмбинским, Талаканским, Верхнечонским, Среднеботуобинским, Пильтун-Астохским, Чайвинским и Аркатун-Дагинским. Добыча нефти из этих месторождений в 2010 г. в объеме 39 млн.т будет определять добычу в целом всего региона.

Существует множество вариантов прогноза добычи нефти в регионе. Наиболее обоснован состоянием ресурсной базы умеренный вариант добычи, представленный в Энергетической стратегии – ежегодно добывать к 2020 г. на Сибирской платформе 50 млн.т нефти. На месторождениях СевероСахалинского ЦНГД в 2010 г. будет ежегодно добываться 22 млн.т нефти, в том числе на шельфе – 21 млн.т (экспорт). Предполагается, что с учетом вновь открытых месторождений западно-камчатского шельфа на Дальнем Востоке в 2020 г. будет ежегодно добываться 26 млн.т нефти.

5

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Для обеспечения планируемых уровней добычи нефти необходимы активные поисково-разведочные работы с приростом запасов к 2020 г. не менее 1.2 млрд.т нефти, что связано с инвестициями порядка 5-6 млрд. дол.

Ежегодная добыча нефти на Востоке страны к 2020 г. составит 70-75 млн.т.

Освоение нефтегазовых ресурсов только в пределах Сибирской платформы с учетом обустройства месторождений и создания транспортной инфраструктуры потребует капитальных затрат порядка 50-60 млрд. дол.

Таким образом, представляется что в период до 2010 г., а, возможно, и до 2020 г. практически всю добываемую нефть придется направлять на экспорт.

Базовые положения развития ТЭК Востока России могут быть сформулированы следующим образом:

намечающиеся ЦНГД и трубопроводная система оптимальны и являются главными элементами ТЭКа, которые обеспечат добычу и экспорт УВ в необходимых объемах;

*экспорт УВ-сырья составляет основу развития ТЭКа; необходимо к 2020 г. достичь уровня ежегодных экспортных поставок нефти в объеме 70-75 млн.т;

ресурсная база УВ Востока России обеспечивает предесмотренные величины добычи и экспорта при обязательном широкомасштабном наращивании запасов нефти;

общий доход государства от освоения ресурсов УВ на Востоке страны в период до 2020 г. при организации экспорта составит порядка 70-80 млрд. дол.

Развитие энергетического рынка АТР становится определяющим в мировой экономике и усиление восточного вектора в сырьевом экспорте жизненно необходимо России.

Первым шагом в реализации геополитических целей России в АТР является начавшаяся эксплуатация месторождений сахалинского шельфа. Главной и труднейшей задачей остается скорейший ввод в разработку базовых месторождений Сибирской платформы и создание трубопроводной сети.

Выполнение главных задач в регионе неразрывно связано с решением ряда крупных проблем экономического, стратегического и геополитического значения. Это развитие инфраструктуры и наращивание хозяйственного приутствия в северных и восточных частях Востока России, создание морской подотрасли нефте- и газодобычи, восстановление Севморпути, достройка и загрузка БАМа, освоение сырьевого энергетического рынка в Азиатско-Тихоокеанском регионе.

6

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Магистральные нефте- и газопроводные транспортные системы.

В 2002 г. дефицит трубопроводных мощностей составил порядка 1,5 млн.барр./д. Остро назрела необходимость проектирования и строительства неовых магистральных трубопроводов.

31 декабря 2004 г. премьер М. Фрадков подписал решение о начале реализации нефтепроводного проекта «Тайшет-Тихий океан».

Естественным выходом из сложившейся ситуации стала проработка ряда новых проектов как по развитию уже существующих транспортных мощностей, так и по строительству новых трубопроводов.

Среди них ключевыми являются строительство 3 –й очереди Балтийской трубопроводной системы (БТС) с поэтапным увеличением мощности направления с 42 до 50 млн.т к концу 2004 г. и до 60 млн.т к концу 2005 г.; предпроектные работы по обоснованию создания новой трубопроводной системы в направлении Баренцева моря экспортной мощностью до 120 млн.т нефти в год для выхода на рынки США и Европы; создание оптимальной транспортной инфраструктуры для освоения нефтегазовых ресурсов в районе о. Сахалин в рамках проектов «Сахалин-1» и «Сахалин-2». Однако наибольшое внимание привлекают различные варианты Восточного трубопровода. В значительной степени этому способствовали крах НК «Юкос», основного лоббиста китайского варианта проекта, и геополитическое соревнование за ресурсы Восточной Сибири и Дальнего Востока, развернувшееся между Китаем и Японией.

Согласно прогнозам, потребление нефти и нефтепродуктов в странах АТР к 2010 г. возрастет до 1510 млн.т, к 2020 г. – 1970 млн.т, а к 2030 г. – до 2205 млн.т. Поэтому на восточносибирском направлении была начата разработка ТЭО строительства уникальной нефтепроводной системы Восточная Сибирь

– бухта Перевозная (Находка) протяженностью около 4 160 км, мощностью до 80 млн.т нефти в год и ориентировочной стоимостью приблизительно 15 млрд долларов в ценах 2004 г. для выхода на новые рынки АзиатскоТихоокеанского региона.

Долгое время существовали два основных проекта экспортных нефтепроводов на Востоке России. Первый предполагал строительство «трубы» мощностью 30 млн.твг из Ангарска в китайский Дацин (короче, дешевле, на начало 2003 г. – более проработан), второй в Находку мощностью до 80 млн. твг (длиннее, дороже, однако гораздо перспективней, так как обеспечивает выход на рынок АТР, а не только Китая). В принятой в 2003 г. «Энергетической стратегии России на период до 2020 года» говорилось о восточном направлении экспорта нефти - предусматривалось строительство трубопровода на Находку с ответвлением на Дацин.

7

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Постепенно система «Тайшет-Находка» стала приоритетом российской энергетической политики и получила окончательное название «Восточная Сибирь – Тихий океан» (ВСТО).

Что означает начало реализации этого проекта для России, ее регионов, глобального нефтяного рынка?

* Энергетический колосс – Россия теперь будет стоять на двух ногах, опираясь на «старый» европейский рынок, и на новый, наиболее перспективный и динамичный – рынок стран Азиатско-Тихоокеанского альянса. В этом отношении проект «Тайшет-Находка» полностью соответствует национальным интересам нашей страны. Дифференциация экспортных потоков призвана обеспечить энергетическую безопасность России * Благотворное влияние строительство нового трубопровода окажет и

на экономику сибирских регионов, так как реализация этого проекта тесно увязана с комплексной программой развития и освоения нефтегазовых ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока.

* Геополитический аспект – «восточная труба» «привяжет» периферийные районы страны к Центру.

Источники финансирования: еще в 2003 г. Япония предлагала инвестировать до 7,5 млрд долларов в доразведку восточносибирских месторождений и строительство трубопровода в Находку, а также возможные гарантии на приобретение до 50 млн. т нефти в год (в 2004 г. инвестиции Японии в экономику России составили 1:% от общего потока, а из крупных проектов, в которых участвовала японская сторона – это «Сахалин –1» и «Сахалин-2».

…. Схема расширения БТС, средства Стабфонда, создание некоего «Фонда развития» - варианты инвестирования проекта, не полагаясь «на доброго дядю»!

Газопровод «Северный поток».

В бухте Портовой под Выборгом мощная компрессорная станция будет подавать природный газ из России в Германию.

Согласно проекту, газовая труба протянется на 1220 км под толщей воды по зоне ответственности пяти государств - от Выборга до Грайфсвальда. Первые несколько лет сырье к «Северному потоку» планируется подавать с Южно-Русского месторождения в Сибири, а затем - со Штокмановского месторождения в Баренцевом море. После выхода на сушу в Грайфсвальде «Северный поток» выйдет в европейскую газораспределительную сеть. От приемного терминала на побережье Германии пойдет два газопровода: «Опал» и «Нел».

8

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

К проектированию и строительству «Северного потока» привлечены 14 компаний-партнеров. Тендер на поставку труб для первой нитки газопровода выявил двух предпочтительных производителей: немецкую фирму «Европайп» (75% маршрута) и отечественный Выксунский металлургический комбинат (25% маршрута). Российские трубы с повышенной толщиной стенки (34-41 мм) будут проложены в зоне высокого давления (до 220 бар) в российских территориальных водах, более тонкостенные немецкие - в зоне сравнительно низкого давления (до 106 бар) у немецкого берега.

Нетрудно подсчитать, что при длине одной трубы 12 м на одну нитку газопровода понадобится 100 тыс. труб. Внутренний их диаметр - 1153 мм. При проведении тендера предъявлялись высокие требования к стали, которая должна быть не только прочной, но и гибкой. Иначе труба может переломиться при укладке, ведь ее будут опускать с судна-трубоукладчика на морское дно под углом.

Сталь труб «Северного потока» отвечает стандарту DNV Offshore Standard OS F101. Изнутри трубы покрывают тонким антифрикционным слоем эпоксидной смолы (0,09 мм), снаружи - антикоррозийным слоем (4,2 мм), а поверх его - утяжеляющим бетонным слоем (60-110 мм). По расчетам экспертов, такая технология обеспечит трубе устойчивое положение на дне и практически исключит возможность утечки газа.

Трубоукладочные суда предоставят голландская и итальянская стороны (подобных судов в мире насчитывается всего пять). Начать укладку трубы планируется уже в 2010 г., а ввести в строй первую нитку трубопровода - в 2011 г. Технология строительства позволяет укладывать до 3 км в день, если не будет сильных штормов. Представители компании «Нордстрим АГ» надеются, что до конца 2009 г. удастся получить разрешения от всех стран, в чьих зонах ответственности пройдет труба. На сегодняшний день не получено пока ни одного разрешения, в том числе от России. Все заявки находятся на стадии согласования.

Самые большие проблемы с разрешением возникают сегодня в Швеции. Документы были поданы шведским властям еще в декабре 2007 г (на год раньше, чем другим странам) и до сих пор находятся на рассмотрении. Директор компании Ramboll (партнер «Нордстрим АГ») специалист по экологической оценке Нил Штробэг объясняет это тем, что у Швеции нет опыта в согласовании проектов газпроводов. К тому же на шведскую акваторию приходится самый длинный участок трубопровода.

Финляндия уже одобрила экологический отчет по газопроводу (однако, официального разрешения пока тоже не дала), а в Дании недавно прошли общественные слушания. В эти страны заявки были поданы в марте 2009 г. Датские власти работают быстрее, т.к. недавно им уже приходилось согласовывать проекты газопроводов в Северном и Балтийском морях. Как сообщила Нил Штробэг, у датчан «уже нет вопросов к «Северному потоку», но необходимо соблюсти формальности». «Я буду очень удивлена, если они не дадут положительного ответа», - говорит она.

9

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Газопровод «Сила Сибири».

Газпром планирует получить проект магистрального газопровода Сила Сибири к апрелю 2014 г.

ВНИПИгаздобыча подписал договор Газпром инвест Восток о выполнении проектных и изыскательских работ по объекту «Магистральный газопровод Якутия - Хабаровск – Владивосток».

8 ноября 2012 г. Газпром объявил конкурс на лучшее название системы магистральных газопроводов для транспортировки газа из Якутии и Иркутской области через Хабаровск до Владивостока. Идею конкурса подал Президент России В. Путин: «Придумайте, в интернете объявите конкурс. Люди, которые с интересом относятся к развитию востока страны, вам подскажут».

По логике названия других МГП, МГП на Восток и должен был называться «Восточный поток». Но, подсказал А.Артюхин из г Арзамаса, придумавший название «Сила Сибири». Газпром наградит А.Артюхина недельной поездкой в Якутию, на 2 лица, с открытой датой.

О том, что МГП Якутия-Хабаровск-Владивосток будет называться «Сила Сибири», объявил В.Путин 27 декабря 2012 на заседании Госсовета.

МГП Сила Сибири от Чаяндинского нефтегазоконденатного месторождения (НГКМ) до Владивостока должен быть построен к 2017 г. и обойдется Газпрому в 770 млрд. рублей.

13 декабря 2012 г. А.Миллер обсудил вопросы освоения Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ) и строительства магистрального газопровода (МГП) Сила Сибири. Поездка А.Миллера была своевременной потому, что 12 декабря 2012 г в традиционном обращении к федеральному собранию В.Путин объявил о смене ориентиров во внешней политике РФ в пользу Востока.

Срок исполнения проектных и изыскательских работ по заключенной сделке - 15 месяцев. Сумма сделки - 5,226 млрд. рублей.

ВНИПИгаздобыча также разработает проектную документацию по обустройству Чаяндинского газоконденсатного месторождения.

Обустройство Чаянды предусматривает строительство пяти установок предварительной подготовки газа (УППГ), четырех установок комплексной подготовки газа (УКПГ), установки получения метанола, установок выделения гелия и создания подземного хранилища гелия (гелиевого концентрата) в газовых залежах месторождения.

Газопровод Якутия-Хабаровск-Владивосток пройдет по маршруту Чаянда-Ленск-Алдан-Нерюнгри-Сковордино-Белогорск-Благовещенск- Хабаровск.

В октябре 2012 г. правление Газпром приняло окончательное инвестиционное решение по «Обоснованию инвестиций в обустройство Чаяндинского месторождения, транспорт и переработку газа».

10