Содержание

Карта нефтяных месторождений России | Журнал Рациональное освоение недр

 Нефтью называют горючую маслянистую жидкость красно-коричневого или чёрного цвета со специфическим запахом. Нефть является одним из важнейших полезных ископаемых на Земле, так как из неё получают наиболее используемые в настоящее время виды топлива. Обычно нефть образуется вместе с другим, не менее важным полезным ископаемым – природным газом. Поэтому очень часто эти два вида полезных ископаемых добываются в одном и том же месте. Нефть может залегать на глубине от нескольких десятков метров до 6 километров, но чаще всего она располагается на глубине 1-3 км. Природным газом называют газовую смесь, образующуюся при разложении органических веществ. Он залегает в земных недрах в газовом состоянии в виде отдельных скоплений, в виде нефтяной шапки нефтегазовых месторождений, а также в растворённом состоянии (в нефти и в воде).

К настоящему времени на территории России открыто несколько десятков нефтяных и газовых месторождений. Основная часть их сосредоточена в недрах арктических морей, где их разработка осложняется сложными климатическими условиями. Также возникает проблема доставки нефти и газа к местам их переработки. В связи с этим разработка ведётся лишь на шельфе Сахалина, а также в материковой части России, где также встречаются довольно богатые нефтяные, газовые и нефтегазовые месторождения. В материковой части России большинство нефтяных и газовых месторождений сосредоточены в Сибири и на Дальнем Востоке.

Наиболее известные месторождения нефти и газа на территории России:

Уренгойское месторождениеприродного газа.  Это второе в мире по величине пластовых запасов газовое месторождение. Объёмы газа здесь превышают 10 триллионов кубических метров. Данное месторождение расположено в Ямало-Ненецком автономном округе Тюменской области России, чуть южнее северного полярного круга.

Имя месторождению дало название расположенного неподалёку посёлка Уренгой. После начала разработки месторождения здесь вырос целый рабочий город Новый Уренгой. Месторождение было открыто в 1966 году, а добыча газа началась в 1978.

Туймазинское нефтяное месторождение. Это месторождение расположено в Республике Башкирия, у города Туймазы. Месторождение было открыто ещё в 1937 году. Нефтесодержащие слои расположены на глубине 1-1,7 км. Разработка месторождения началась в 1944. Туймазинское месторождение является одни из пяти крупнейших месторождений в мире по количеству нефти. Размеры месторождения составляют 40 на 20 километров. Благодаря новейшему методу основная масса извлекаемых запасов была добыта за 20 лет. Из девонских пластов отобрано нефти в два раза больше, чем удалось бы извлечь обычными способами. Однако запасы так велики, что добыча продолжается до сих пор.

Находкинское газовое месторождение. Это месторождение природного газа расположено в Большехетской впадине в Ямало-Ненецком автономном округе. Запасы месторождения оцениваются в 275,3 миллиарда м3 газа. Хотя месторождение было открыто довольно давно (в 1974 году), разработка его началась лишь в 2004 году.

 

Штокмановское газоконденсатное месторождение. Одно из крупнейших месторождений в мире, открытое в 1988 году. Располагается в центральной части шельфа Баренцева моря примерно  в 600 км к северо-востоку от Мурманска. Запасы газа, по оценкам на настоящее время, составляют 3,7 триллиона м³ газа. Добыча газа здесь пока ещё не началась, так как значительная глубина залегания полезного ископаемого и трудные условия разработки требуют значительных затрат и высокотехнологичного оборудования.

 

Ковыктинское месторождение (Ковыкта). Месторождение природного газа, расположенное на севере Иркутской области, в 450 км к северо-востоку от Иркутска. Месторождение находится на высокогорном плато, покрытом темнохвойной тайгой. На некоторой части территории господствует многолетняя мерзлота. Кроме того, рельеф этой местности осложняется многочисленными каньонами. Климатические условия в районе месторождения также достаточно суровые. Запасы природного газа оцениваются в 1,9 триллионов кубометров газа и 115 миллионов тонн жидкого газового конденсата.

Ванкорское месторождениенефтегазовое месторождение. Месторождение, расположенное на севере Красноярского края. Включает в себя Ванкорский  и Северо-Ванкорский  участки. Месторождение открыто в 1991 году. Запасы нефти превышают 260 миллионов тонн, а газа — около 90 миллиардов м³. Разработка месторождения должна начаться в 2008 году. Здесь планируется пробурить 266 скважин, а поставку осуществлять через Восточный нефтепровод.

Ангаро-Ленское газовое месторождение. Крупное месторождение природного газа расположенное в Иркутской области. Названо по названиям крупных рек – Лены и Ангары, расположенных поблизости. Месторождение открыто в начале XXI века. Запасы природного газа по предварительным оценкам составляют более 1,2 триллиона м³.

Самотлорское нефтяное месторождение

(Самотлор). Это крупнейшее в России и одно из крупнейших в мире нефтяных месторождений располагается в Ханты-Мансийском автономном округе, в районе Нижневартовска у озера Самотлор. По оценкам специалистов запасы нефти здесь составляют 2,7 миллиарда тонн. Они залегают на глубине 1,6-2,4 км. Месторождение было открыто в 1965 году. В основном месторождение разрабатывалось в 80-е годы прошлого века. К настоящему времени около 2,3 миллиарда тонн уже добыто.

Еты-Пуровское нефтяное месторождение. Это нефтяное месторождение, расположенное в Ямало-Ненецком автономном округе, в районе города Ноябрьска. Открыто в 1982, разработка начались лишь в 2003.  Запасы нефти составляют  около 40 миллионов тонн.

Верх-Тарское нефтяное месторождение. Располагается на севере Новосибирской области. Запасы нефти составляют около 68 миллионов тонн. Одним из недостатков месторождения является отсутствие необходимых коммуникаций. Нефть добываемая на этом месторождении отличается небольшим количеством примесей. Месторождение открыто в 1970 году, разработка началась в 2000 году.

Количество месторождений нефти и газа в России значительно больше. Некоторые из них, открытые ещё в прошлом веке уже выработаны, а разработка других, сравнительно недавно обнаруженных, ещё даже не начиналась (например, Ванкорское месторождение). Кроме того, есть основания полагать, что далеко не все месторождения на территории страны открыты.

Полезные ископаемые России. Месторождения полезных ископаемых в России. Карта полезных ископаемых России.

Наша страна занимает одно из первых мест в мире по запасам многих полезных ископаемых (а по запасам природного газа — первое). В чехле древней платформы на Восточно-Европейской равнине имеются различные

полезные ископаемые осадочного происхождения. На Средне-Русской и Приволжской возвышенностях добывают известняки, стекольные и строительные пески, мел, гипс и другие минеральные ресурсы. Каменный уголь и нефть добывают в бассейне реки Печора (Республика Коми). Есть бурые угли в Подмосковье (к западу и к югу от Москвы) и другие полезные ископаемые (в т. ч. фосфориты).

К кристаллическому фундаменту древних платформ приурочены месторождения железных руд. Особенно велики их запасы в районе Курской магнитной аномалии, где руду высокого качества добывают в карьерах.

Разнообразные руды приурочены к Балтийскому щиту. Это месторождения железной руды (в Мурманской области — Оленегорское и Ковдорское, а в Карелии — Костомукшское), медно-никелевых руд (в Мурманской области — Мончегорское). Здесь же находятся месторождения неметаллических полезных ископаемых — апатито-нефелиновых руд (Хибинское около Кировска).

Одним из важных железорудных районов России по-прежнему остается Урал, хотя запасы его уже сильно истощены. Богаты железными рудами Сибирь и Дальний Восток.

Месторождения медных руд сосредоточены в основном на Урале, на Кольском полуострове (медно-никелевые руды), а также в горах южной Сибири. В районе разработки месторождений медно-никелевых руд, а также кобальта, платины и других металлов на севере Восточной Сибири вырос крупный город Заполярья — Норильск.

После распада СССР России приходится приступать к освоению месторождений марганца, титано-циркониевых и хромовых руд, концентраты которых ранее полностью завозились из Грузии, Украины и Казахстана.

Сибирь и Дальний Восток — исключительно богатые рудными и нерудными полезными ископаемыми регионы РФ.

С гранитными внедрениями Алданского щита связаны запасы золота (россыпные месторождения в бассейнах рек Витим, Алдан, Енисей, Колыма) и железных руд, слюды, асбеста и ряда редких металлов.

В Якутии организована промышленная добыча алмазов. Оловянные руды представлены на Янеком нагорье, в районе Певека, на Колымском нагорье, на Дальнем Востоке (Дальнегорск). Широко представлены полиметаллические руды (Дальнегорское, Нерчинские месторождения и др.), медно-свинцово-цинковые руды (на Рудном Алтае) и т.д.

Месторождения цветных металлов встречаются также в Кавказских горах — Садонское свинцово-пинковое месторождение (Республика Северная Осетия) и вольфрамо-молибденовое в Тырныаузе (Республика Кабардино-Балкария).

Из месторождений и районов распространения сырья для химической промышленности (нерудного) следует отметить: Кингисеппское в Ленинградской области и Вятско-Камское в Кировской области (фосфориты), в озерах Эльтон, Баскунчак и Кулундинское, а также в Усолье-Сибирском (поваренная соль), Верхнекамское месторождение — Соликамск, Березники (калийная соль) и другие.

На юге Западной Сибири находятся большие запасы каменного угля. В отрогах Кузнецкого Алатау располагается обширный Кузнецкий каменноугольный бассейн. Именно этот бассейн является в настоящее время в России наиболее используемым.

России принадлежит также юго-восточная часть Донецкого угольного бассейна (большая часть которого находится на территории Украины) и также ведется добыча угля (Ростовская область). На северо-востоке европейской части страны находится Печорский каменноугольный бассейн (Воркута, Инта — Республика Коми).

Огромны запасы каменного угля на Средне-Сибирском плоскогорье (Тунгусский бассейн) и в Якутии (Ленский бассейн), но эти месторождения практически не используются из-за сложных природно-климатических условий и слабой освоенности территории. Это перспективные месторождения.

Множество каменноугольных месторождений разрабатываются в Сибири и на Дальнем Востоке (Южно-Якутское — в Якутии, Углегорское — на Сахалине, Партизанское — у Владивостока, Ургальское — на р. Бурее, Черемховское — у Иркутска и др.).

Наиболее крупным, известным и разрабатываемым ныне месторождением бурого угля является Канско-Ачинское месторождение в Красноярском крае.

Еще с прошлого века на Северном Кавказе добывают нефть (Грозненская и Майкопская нефтегазоносные области — Республики Чечня и Адыгея). Эти месторождения тесно связаны с нефтеносными бассейнами северной части Прикаспия в Казахстане, а также на Апшеронском полуострове в Азербайджане.

В 1940-е годы начали осваиваться месторождения нефти и газа Поволжья и Предуралья (Ромашкинское, Арланское, Туймазинское, Бугурусланское, Ишимбайское, Мухановское и др.), а затем и месторождения Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции на северо-востоке Европейской России (нефтяные — Усинское, Пашнинское, газоконденсатные — Войвожское, Вуктыльское). И только в 60-х годах стали быстро осваиваться месторождения Западно-Сибирского бассейна, являющегося ныне крупнейшим регионом добычи нефти и газа в России.

На севере Западной Сибири (Ямало-Ненецкий автономный округ) сосредоточены крупнейшие газовые месторождения России (Ямбургское, Уренгойское, Медвежье, Балахнинское, Харасавэйское и др.), а в средней части Западно-Сибирского региона (Ханты-Мансийский автономный округ) — нефтяные (Самотлорское, Мегионское, Усть-Балыкское, Сургутское и другие месторождения). Отсюда нефть и газ подаются по трубопроводам в другие районы России, страны ближнего зарубежья, а также в государства Европы.

Есть нефть также в Якутии, ведется ее добыча на острове Сахалин.

В последние годы в РФ были открыты новые месторождения: природного газа на шельфе Баренцева моря (Штокмановское), газоконденсатное — на шельфе Карского моря (Ленинградское), нефтяное — на шельфе Печорской губы и др.

В России имеются почти все виды полезных ископаемых.

Запасы и месторождения нефти и газа Мирового океана 1 часть

В пределах Мирового океана установлено около 70 нефтегазоносных или потенциально нефтегазоносных бассейнов или провинций.

В пределах Мирового океана установлено около 70 нефтегазоносных или потенциально нефтегазоносных бассейнов или провинций.

Генетически они разнородны, поэтому при анализе целесообразно сгруппировать их по географическому признаку в 7 основных регионов: Северный Ледовитый океан, Северная Атлантика, Южная Атлантика, западная часть Индийского океана, восточная часть Индийского океана, западная часть Тихого океана, восточная часть Тихого океана.

Северный Ледовитый океан.
Относится к наименее изученному в нефтегазоносном отношении региону Мирового океана. Характеризуется сложными природно-климатическими условиями, сдерживающими освоение его нефтегазовых ресурсов. Относительно исследована юго-западная часть, где выделяют Северо-Аляскинский, дельты р. Макензи — моря Бофорта и Свердрупский нефтегазоносные бассейны. Кроме того, к потенциально нефтегазоносным относят бассейны на шельфе Гренландии и Евразии. Северо-Аляскинский нефтегазоносный бассейн площадью 462 тыс. км включает в себя краевой прогиб Колвилл и две впадины (Умнат на востоке и Чукотскую на западе), разделенные сводом Барроу. В пределах бассейна выявлено свыше 30 месторождений углеводородов, большая часть которых располагается в акватории.

Наиболее крупное, преимущественно нефтяное, месторождение бассейна Прадхо-Бей открыто в 1968 году в США. Основные залежи нефти сосредоточены в песчаниках триаса (на глубине 2460-2650 м), юры (2060-2150 м) и в каменноугольных известняках (2680- 3190 м). Большая часть залежей расположена на суше. Геологические запасы нефти этого месторождения оцениваются в 3 млрд. т. При коэффициенте извлечения 32- -43 % извлекаемые запасы составят 0,97-1,32 млрд. т. Извлекаемые запасы газа — 736 млрд. м. Разработка месторождения началась в 1977 г. после сооружения Трансаляскинского нефтепровода протяженностью 1287 км. Эксплуатация этого месторождения в течение 10 лет принесла США доход 100 млрд. дол.

К западу от месторождения Прадхо-Бей в 1976 г. в юрских песчаниках выявлено крупное нефтяное месторождение Купарук-Ривер с извлекаемыми запасами нефти до 200 млн. т. В 1980 г. в песчаниках триаса, юры и мела открыто нефтяное месторождение Милн-Пойнт. К востоку от месторождения Прадхо-Бей на побережье обнаружено четыре месторождения в песчаных коллекторах палеогена и три месторождения па шельфе (Сег-Дельта, Дак-Айленд, Флаксаман-Айленд) в каменноугольных отложениях, отложениях верхнего триаса и мела.


В целом, разведанные извлекаемые запасы углеводородов 16 морских месторождений Северо-Аляскинского бассейна составляют 1,5 млрд. т нефти и 750 млрд. м. газа. Потенциальные ресурсы оцениваются приблизительно в 3 млрд. т нефти и 1,7 трлн. м. газа.

Нефтегазоносный бассейн дельты р. Маккензи — моря Бофорта занимает площадь 120 тыс. км размеры его 120 Х 500 км. Поисковое бурение начато в 1965 г. Первое месторождение нефти (Аткинсон) открыто здесь в 1970 г. Всего в бассейне выявлено 25 нефтяных и газовых месторождений. Наиболее крупные газовые месторождения на побережье — Таглу и Парсонс — имеют извлекаемые запасы газа порядка 100 млрд. м. каждое. Непосредственно на шельфе моря Бофорта бурение было начато в 1979 г. с искусственных островов в 10 — 15 км от дельты р. Макензи. Сразу же были открыты два газонефтяных месторождения — Адю и Гарри. В 1976 г. начато бурение с плавучих буровых установок, приведшее к открытию в 1978 г. крупнейшего нефтяного месторождения Копаноар. Месторождение находится в 50 км от берега, глубина воды здесь 57 м. Извлекаемые запасы нефти оцениваются в 247 млн. т. Залежи залегают на глубине порядка 3,5 км.

В 1980 г. были открыты нефтегазовые месторождения Тарсьют, Некторалик, Иссунгнак и газовое месторождение Укалерк. Наиболее крупное месторождение Тарсьют. Извлекаемые запасы — 54-220 млн. т нефти. В 1981 г. в 32 км к востоку от месторождения Копаноар обнаружено нефтяное месторождение Коакоак. Четыре залежи залегают в интервале глубин 3240 — 3450 м. Максимальный дебит нефти — 685 т/сут, извлекаемые запасы — 274 млн. т. В 1984 г. в 74 км от берега при глубине воды 33 м выявлено нефтегазовое месторождение Амаулигак с запасами 83-100 млн. м3 нефти и 42 млрд. м3 газа. Дебиты скважин-до 1600 м3/ сут. Всего на побережье нефтегазоносного бассейна дельты р. Макензи-море Бофорта доказанные запасы нефти, оцениваются в 720 млн. т, газа — в 210 млрд. м3. На шельфе соответственно — 500 млн. т и 100 млрд. м3. Потенциальные извлекаемые ресурсы бассейна от 4,5 до 9,6 млрд. т нефти и приблизительно 1,7 трлн. м3 газа.

Свердрупский нефтегазоносный бассейн имеет площадь280 тыс. км2 и занимает большую часть Арктического архипелага Канады. В его строении выделяют две впадины: Парри и Элемир, разделенные горстовидным поднятиями о. Амунд-Рингнес.

С 1969 г. в бассейне открыто 19 месторождений углеводородов, в том числе одно нефтяное. Наиболее крупные газовые месторождения Дрейк-Пойнт (142 млрд. м3) и Хекла (198 млрд. м3) находятся в: юго-западной части бассейна, на северном побережье о-ва Мелвилл. Месторождения связаны с антиклинальными структурами. В 1979 г. в процессе бурения с намороженных ледовых оснований на внутреннем шельфе архипелага Парри при глубине моря 277- 318 м были открыты крупные газовые месторождения Уайтфиш и Чар. Разведанные извлекаемые запасы газа в бассейне достигли, почти 600 млрд. м3.

В начале 80-х годов были выявлены залежи легкой нефти в рифовом массиве девонского возраста (месторождение Бент-Хорн), а также ряд нефтегазовых месторождении (Маклин, Скейт, Сиско). С их открытием извлекаемые запасы нефти в Свердрупском бассейне, достигли 213 млн. т. В целом, для этого бассейна потенциальные извлекаемые ресурсы углеводородов оцениваются в 250 млн. т нефти и 1,13 трлн. м3 газа. Суммарная оценка потенциальных нефтегазовых ресурсов юго-западной части Северного Ледовитого океана (Арктический мегабассейн Северной Америки) составляет: 2,5-4,2 млрд. т нефти и 3,4-4,5 трлн. м3 газа, или 5,2-7,8 млрд. т углеводородов в пересчете на нефть. Здесь уже выявлено 60 морских и прибрежно-морских месторождений, в том числе 35 нефтяных и нефтегазовых и 25 газовых и газоконденсатных.

Северная Атлантика.
Располагается между континентами Северная Америка и Европа примерно до параллели 20′ с. ш. На севере ограничена по меридиану восточных островов архипелага Шпицберген. Ширина Северной Атлантики колеблется от 3500 до 6400 км. К Северной Атлантике относят Средиземное море и условно Черное, Азовское и Каспийское моря. В тектоническом отношении Северная Атлантика представлена подводной окраиной материков, океанским ложе и срединно-океаническим хребтом. Нефтегазоносность связана с первой геотектурой океанского дна.

Нефтегазоносные бассейны Северной Атлантики располагаются в пределах подводных окраин Европейского и Северо-Американского материков, а также во внутренних морях типа Средиземного и Черного. К наиболее крупным нефтегазоносным бассейнам относятся: Норвежский, Североморский, Юго-Западной Европы, Лабрадорский, Мексиканский, Карибский, Западно-Средиземноморский, Адриатический, Восточно-Средиземноморский и Южно-Каспийский.

Норвежский нефтегазоносный бассейн расположен вдоль северо-западного побережья Скандинавского полуострова (Норвежское море).
Континентальный склон Норвежского моря осложнен краевым плато Беринг шириной около 200 км, опущенным на глубину до 1200 м и ограниченным с юго-запада поперечным разломом Ян-Майен. В восточной (внутренней) части плато находится рифтогенная впадина Беринг с осадочным чехлом мощностью более 8 км и утоненной до 15 км корой. Поисковое бурение начато в конце 70-х годов. В 1979 г. в Норвежском желобе на границе с Северным морем при глубине воды 340 м открыто газовое месторождение Тролл. Залежи находятся в хорошо проницаемых песчаниках юрского возраста. Освоение месторождения оценивается в 10 млрд. дол. Его детальная характеристика будет приведена позже.


В начале 80-х годов в северных районах Норвежского бассейна (юг Баренцева моря) установлены газовые залежи в триасовых и юрских песчаниках, залегающие на глубине 2,5 км, на площадях Тромсё и Хейдрун (банка Хальтен). На первой из них дебиты газа составили до 1 млн. м3 и конденсата до 30 м3 в сутки.

Североморский нефтегазоносный бассейн площадью 660 тыс. км2 охватывает большую часть акватории Северного моря. К настоящему времени в Северном море открыто более 100 нефтяных и около 80 газовых месторождений, из которых извлекается 24 % нефти и 30 % газа от общемировой морской нефте — газодобычи. Суммарные извлекаемые запасы углеводородов оцениваются в 7,5 млрд. т, из которых более 4 млрд. т приходится па долю нефти. Основная часть запасов (90 % нефти и 34 % газа) тяготеет к Центрально-Североморской рифовой системе, состоящей из нескольких грабенов (Центральный грабен, или Экофикс, Фортиз, Викинг, Северо-Нидерландский). Месторождения углеводородов в пределах Центрально-Североморской рифовой системы распределены неравномерно. Выделяют четыре участка с повышенной концентрацией нефти и газа: северную и центральную части грабена Викинг, грабены Фортиз и Экофиск (Центральный).

Плотность запасов северной части грабена Викинг 230 тыс. т/км2. Здесь сосредоточены крупнейшие нефтяные месторождения — Статьфиорд, Статвик, Брент, Ниниан, Слейпнер. Плотность запасов углеводородов центральной части грабена Викинг равен 120 тыс. т/км2 тут находятся такие месторождения нефти и газа как Берил, Хеймдал, Фригг.
К грабену Фортиз (плотность залежей 100 тыс. т/км2) приурочено крупное одноименное месторождение нефти.

Грабен Экофиск (Центральный) с плотностью запасов 210 тыс. т/км2 содержит крупные газонефтяные месторождения Экофиск и Элдфиск, газоконденсатные месторождения Албускыл и Валгалл.

В грабенах Викинг, Фортиз и Экофиск, площадь которых 22 тыс. км2, сконцентрировано более половины разведанных запасов углеводородов Северного моря. На остальной площади Центрально-Североморской рифовой системы средняя плотность запасов 14 тыс. т/км2.

Ряд месторождений выявлен на горстовидных поднятиях, смежных с грабенами. Так, в пределах поднятия Викинг, ограничивающего с востока одноименный грабен, открыто крупное нефтяное месторождение Озеберг, приуроченное к антиклинальной складке. Залежи находятся в песчаниках средней юры. Дебиты нефти до 770 т/сут, газа — 535 тыс. м3/сут, конденсата-150 т/сут. Общие извлекаемые запасы нефти оцениваются в 100 млн. т, газа — в 50 млрд. м3.

В Западно-Норвежском грабене в 1979 г. в водах глубиной 340 м открыто гигантское газонефтяное месторождение Тролл, приуроченное к антиклинальной складке площадью 700 км2.

В Южно-Североморской впадине установлены в основном газовые месторождения. Здесь известны такие крупные месторождения, как Леман, Индифатигейбл, Хьюитт, Вайкинг, Пласид. На суше находится гигантское газовое месторождение Гронинген (около 2 трлн. м3 газа).

Нефтегазоносный бассейн Юго-Западной Европы охватывает подводную ее окраину. В составе подводной окраины выделяют юго-западный шельф Франции в Бискайском заливе (Армориканский шельф), шельф Пиренейского полуострова (Испанский шельф) и Португальский шельф. Шельфовые зоны узкие (до 160 км), обрываются крутым континентальным склоном. Протяженность шельфов более 2500 км.
На Армориканском шельфе скважины, пробуренные до глубины 4,5 км, не дали положительных результатов. На шельфе Испании в 60 км от берега при глубине моря 146 м открыто нефтяное месторождение Кантабрико-Мар. Нефть легкая (0,837 г/см3), получена с глубины 1450 м из низов эоцена. В 13 км от порта Бермео (близ г. Бильбао) выявлено газовое месторождение с дебитом до 1,4 млн. м3/сут. В Кадисском заливе на продолжении Гвадалквивирской впадины при глубине моря 120 м открыто семь мелких газовых месторождений в песчаниках миоцена. На шельфе Португалии пробурено около 30 скважин, из которых только в трех обнаружена непромышленная нефть. Потенциальные ресурсы шельфа Юго-Западной Европы оцениваются невысоко: 0,3-0,6 млрд. т нефти и 0,1-0,3 трлн. м3 газа. Небольшие месторождения углеводородов открыты на шельфе Ирландского моря, в частности, газовое месторождение Кинсеил-Хед с запасами 40 млрд. м3 и месторождение нефти с запасами 40 млн. т (рифовая впадина Поркьюпайн).


Лабрадорский нефтегазоносный бассейн занимает северо-восточную часть атлантической окраины Северной Америки. В составе Лабрадорского нефтегазоносного бассейна можно выделить несколько нефтегазоносных областей (суббассейнов), из которых наиболее значительны Балтимор-Каньон, Новошотландская, Большой Ньюфаундлендской банки и Лабрадорская.

Нефтегазоносная область Балтимор-Каньон связана с грабенообразно впадиной размером 300X150 км, потенциальные ресурсы области оцениваются в 81 млн. т нефти и 116 млрд. м3 таза.

Более значительные перспективы связываются с погруженным рифовым массивом восточнее Балтимор-Каньона, а также с погруженным плато Блейк и банкой Джорджес.
Новошотландская нефтегазоносная область расположена в районе о-ва Сейбл. Здесь пробурено около 150 скважин и открыто несколько мелких залежей нефти и газа. Запасы газа наиболее крупного месторождения Тебо 13,5 млрд. м3, месторождение Венчур оценивается в 47,6 млрд. м3 газа и 2 млн. т конденсата.

Нефтегазоносная область Большой Ньюфаундлендской банки. Наиболее крупное месторождение нефти Хиберния открыто в 1977 г. Месторождение расположено в 310 км от берега, где глубина моря 80-90 м. Нефтяные залежи находятся в интервале глубин 2164-4465 м, в песчаниках мелового и позднеюрского возраста. Запасы месторождения оцениваются около 90 млн. т нефти. В пределах банки уже выявлено 15 газовых и нефтяных месторождений (Терра-Нова, Бен-Невис, Хеброн, Южный Темпест и др. ), суммарные запасы которых оценивают в 177 млн. м3 нефти и 150 млрд. м3 газа. В 1979 г. в этом районе была пробурена скважина на глубину 6103 м при глубине воды 1480 м.


Лабрадорская нефтегазоносная область находится между 55° и 60° с. ш., связана с рифтогенным трогом Найн. В области открыт ряд газовых и газоконденсатных месторождений — Бьярни, Гудрнч, Снорри и Хопдайл. Извлекаемые запасы области оцениваются в 1,4 млрд. м3 газа и 600 млн. т нефти.

К северу от Лабрадорского нефтегазоносного бассейна в Девисовом проливе в результате поискового бурения получены непромышленные притоки углеводородов.
Мексиканский нефтегазоносный бассейн (рис 3) Его площадь почти 2 млн. км2. По оценкам американских геологов, это единственное место Мирового океана, где целесообразно бурение скважин на нефть и газ глубиной более 7,5 км. На северном шельфе Мексиканского залива в 200 км от берега открыто более 130 нефтяных и 410 газовых месторождений с начальными извлекаемыми запасами более 1 млрд. т нефти и 2,33 трлн. м3 таза; в сумме почти 3 млрд. т углеводородов. Мощность осадочного чехла достигает здесь 17 км, в том числе 12 км приходится па дельтовые песчано-глинистые отложения кайнозоя, сформированные Палеомиссисипи. 85 % разведанных запасов нефти северного шельфа Мексиканского залива (Голф-Кост) связано с 27 месторождениями, расположенными па шельфе штатов Луизиана и Техас. Месторождения концентрируются в зоне погребенного Мнссисипского рифта, выраженного в рельефе дна каньоном. В водах Миссисипи — каньон глубиной 2292 м — пробурена самая глубоководная скважина залива, из которой можно добывать нефть. Большинство месторождений имеют извлекаемые запасы 200 млн. т нефти и 100 млрд. м3 газа. Здесь находится самое крупное на территории США (исключая Аляску) нефтяное скопление — Ист-Тексас, начальные извлекаемые запасы которого оценивались в 850 млн. т. Значительное число крупных залежей углеводородов выявлено и в прибрежной части залива: Бей-Марчанд, Тимбалиер-Бей, Бей-Кайю, Кейллу-Айленд, Соут-Пасс. Всего в пределах Галф-Коста (совместно с прилегающей сушей) открыто более 1500 месторождений с извлекаемыми запасами нефти — 7,7 млрд. т и газа — 4,3 трлн. м3.


Геофизическими работами установлено продолжение продуктивной зоны и глубоководную часть Мексиканского залива (Миссисипский подводный каньон), где при глубине моря 375 м открыто нефтяное месторождение Коньяк.

Перспективной считается антиклинальная зона Пердидо, расположенная в глубоководной впадине Сигсби на континентальном склоне Техаса.

В последние годы наряду со снижением добычи морской нефти в пределах побережья Галф-Кост увеличилась добыча газа. Всего на северном шельфе Мексиканского залива добыто почти 1 млрд. т нефти и 1,3 трлн. м3 газа, что составляет около 70% начальных извлекаемых запасов углеводородов этой акватории. На западном шельфе Мексиканского залива располагается экваториальная часть нефтегазоносного бассейна Тампико-Тукспаи. Регион характеризуется широким развитием ископаемых рифов, которые образуют гигантское кольцо («Золотой пояс»), западная часть которого находится на суше, а восточная — в акватории. Протяженность как сухопутной, так и морской системы рифов составляет 180 км при ширине до 3 км. Высота рифов около 1 -1,5 км, иногда достигает 2,5 км. В настоящее время морские рифы Золотого пояса дают в год почти 2 млн. т нефти. В северной части Золотого пояса находится самое крупное месторождение нефти этого региона — Аренке, извлекаемые запасы которого составляют 141 млн. т.
Начальные разведанные запасы западного шельфа Мексиканского залива оценивались в 300 млн. т нефти и 70 млрд. м3 газа, неоткрытые запасы — в 100 млн. т нефти и 30 млрд. м3 газа.

В юго-западной части Мексиканского залива находится шельф залива Кампече, где поисковые работы ведутся с 50-х годов прошлого столетия. Наиболее крупные месторождения — Чак, Нооч, и Акал расположены в пределах горстовидного поднятия Кантарел. Разработка месторождений Кантарел начата в 1979 г., Доказанные извлекаемые запасы месторождении оцениваются в 1,2 млрд. т нефти. Перспективны меловые и верхнеюрские комплексы. В непосредственной близости от месторождения Кантарел открыт еще ряд месторождений нефти (Бакай, Абкатун, Малуб и др.). Начальные извлекаемые запасы нефти и газа в заливе Кампече, включая глубоководную часть, оценивают от 5 до 10 млрд. т.

Высокие перспективы нефтегазоносности и у шельфов п-ов Юкатан и Флорида. Мощность осадков здесь 3-6 км. Однако пробуренные скважины пока не дали положительных результатов. Перспективна и глубоководная часть Мексиканского залива (впадина Сигсби).
Общие начальные потенциальные извлекаемые ресурсы Мексиканского залива оцениваются в 6,3 млрд. т нефти и 4,8 трлн. м3 газа. В пересчете на нефть это составит более 10 млрд. т углеводородов, в том числе 4,5 млрд. т в акватории США и 5,6 млрд. т в акватории Мексики.

Карибский нефтегазоносный бассейн. В пределах бассейна наибольшие концентрации углеводородов известны в заливе (лагуне) Маракайбо (Маракайбский нефтегазоносный суббассейн). Залив Маракайбо приурочен к одноименной межгорной впадине, окруженной горными хребтами Анд. Впадина имеет форму треугольника площадью 30 тыс. км2. Со стороны Карибского моря через узкий пролив морские воды вторгаются в пределы суши, образуя морскую лагуну-озеро с максимальной глубиной дна 250 м. Площадь ее 11,2 тыс. км2, что примерно составляет 1/3 площади всей впадины.

Регион характеризуется извлекаемыми запасами нефти более 7 млрд. т, причем почти 2/3 их (от 3,12 до 4,5 млрд. т) концентрируются в недрах нефтяного гиганта — месторождения Боливар Прибрежный (Боливар-Кост). Последнее располагается вдоль восточного берега Маракайбского озера, частично захватывая и прилегающую сушу. Размеры его 85 X (20-80) км, площадь — 3,5 тыс. км2. В состав гигантского месторождения входит несколько самостоятельных месторождений: Тиа-Хуана, Лагунилас, Бачакуэр, Мене Гранде, объединенных единым контуром нефтегазоносности. Водами лагуны перекрыто 4/5 площади месторождения, разработка которого осуществляется с помощью 4500 скважин.

На месторождении Боливар Прибрежный установлено более 200 залежей нефти самого различного типа, из которых в конце 70-х годов ежегодно добывалось до 85 млн. т нефти. Основные залежи (миоцен-олигоцен), которые дают до 80% добычи, находятся в интервале глубин 170-3400 м. Известны крупные залежи в эоценовых породах на глубине свыше 4 км.

К западу от Боливара Прибрежного в бассейне озера открыто еще два нефтяных гиганта — Лама и Ламар. Извлекаемые запасы месторождения Лама оцениваются в 285 млн. т Месторождение Ламар имеет извлекаемые запасы нефти 180 млн. т, а годовую добычу 6 млн. т. В акватории Маракайбского озера известны и более мелкие месторождения, которые, как правило, частично располагаются на суше. В последние годы в южной части бассейна выявлено еще одно месторождение легкой нефти с извлекаемыми запасами более 100 млн. т.

На южном шельфе Карибского моря значительные перспективы связывают с недрами Венесуэльского залива. Потенциальные ресурсы оцениваются в 800 млн. т нефти и 200 млрд. м3 газа. К западу от залива открыто два газовых месторождения. К востоку от него в пределах Колумбийского шельфа также установлена промышленная газоносность. Перспективны в нефтегазовом отношении шельфы Панамы и Никарагуа.
В пределах Антильской складчатой зоны выявлено несколько мелких нефтяных месторождении (о. Барбадос).

На атлантической окраине Карибского бассейна находится Тринидатский нефтегазоносный суббассейн, охватывающий залив Парна, о. Тринидад и его атлантический шельф. В пределах акватории уже открыто свыше 30 месторождений углеводородов с извлекаемыми запасами нефти 181 млн. т и газа 282 млрд. м3.

Средиземноморские нефтегазоносные бассейны располагаются в западной и восточной частях Средиземного моря, общая площадь которого 2,5 млн. км2. Из них 529 тыс. км2 приходится на шельф (до 200 м), 531 тыс. км2 — на континентальный склон (от 200 до 1000 м) и 1440 тыс. км2 — на глубоководные области. По особенностям регионального тектонического строения Средиземное море распадается па две тектонические области: Западно-Средиземноморскую и Восточно-Средиземноморскую. Геофизическими работами установлено существование в северной части Средиземного моря зоны субдукции, фиксирующей погружение Африканской литосферной плиты под Европейский континент. К этой зоне приурочены зоны землетрясений и действующие вулканы.

3ападно — Средиземноморский нефтегазоносный бассейн располагается на опущенном блоке Западно-Европейской герцинской платформы. Область окружена альпийскими складчатыми сооружениями Пиренеев и Атласа. В Западно-Средиземноморском нефтегазоносном бассейне месторождения углеводородов выявлены только на шельфе. Испании — в Валенсийском рифте шириной до 10 км. Здесь установлено восемь нефтяных месторождений Месторождения сравнительно мелкие; запасы их в пределах первых десятков миллиардов тонн. Также разработаны пять месторождений: Ампоста-Марино, Касабланка, Кастелон, Дорадо и Таррако с начальными извлекаемыми запасами около 70 млн. т нефти и 20 млрд. м3 газа. Более половины текущей добычи нефти приходится па месторождение Касабланка с запасами 11,5 млн. т.

Адриатический нефтегазоносный бассейн. Первые газовые месторождения открыты в начале 60-х годов недалеко от г. Равенна (Равенна-Маре, Равенна-Маре-Зюд, Порто-Корсини-Маре и Чезатино-Маре). Запасы месторождений 20-30 млрд. м3. Позже выявлены мелкие нефтяные месторождения. Всего на адриатическом шельфе Италии открыто свыше 40 газовых месторождений с начальными доказанными запасами более 160 млрд. м3.

Восточно-Средиземноморский (Сицилийско-Тунисский) нефтегазоносный бассейн расположен на Мальтийской плите древней Африканской платформы.
На шельфе Сицилии выявлено несколько месторождений нефти: Джела, Перла, Мила, Вега, Нилде. На шельфе Туниса также выявлено несколько месторождений нефти и газа. Наиболее крупное месторождение Ашмардит имеет запасы нефти 103 млн. т и газа 31 млрд. м3. В дельте р. Нил (Египет) открыто несколько газовых месторождений на глубине 2,4 — 2,6 км (месторождения Лбу-Кир, Абу-Мади, Эль-Темзах и др.) и нефтяное месторождение Эль-Тина. Глубина моря около 10 м.

Всего в Средиземном море выявлено свыше 40 нефтяных и 60 газовых месторождений с разведанными извлекаемыми запасами 500 млн. т нефти и более 400 млрд. м3 газа. Общий начальный углеводородный потенциал Средиземного моря оценивается в 1,5 млрд. т нефти и 1 трлн. м3 газа, или около 2,5 млрд. т углеводородного сырья.


Южно-Каспийский нефтегазоносный бассейн охватывает южную часть Общая площадь провинции — 250 тыс. км2, из них 145 тыс. км скрыто под водами Южного Каспия. Месторождения нефти и газа открыты как на Апшеронском, так и па Туркменском шельфах. Глубина их залегания 2-3 км. Самая глубокая нефтяная залежь установлена па площади Сангачлы-море (5240 м), а самая глубокая газовая залежь — на площади Булла-море (5203 м). Всего в провинции открыто более 50 нефтегазовых и свыше 20 газовых и газоконденсатных месторождений при глубине воды до 120 м.


Разработку морских месторождений на Апшеронском шельфе ведут со свайных оснований с 1923 г. Наиболее известный морской промысел — Нефтяные камни.

Физическая география — Геологическое и тектоническое строение территории России

 

1. Литосферные плиты, платформы и геосинклинали.

2. Горообразовательные складчатости:

– Байкальская складчатость;

– Палеозойская (каледонская, герцинская) складчатость;

– Киммерийская (мезозойская) складчатость;

– Кайнозойская складчатость.

3. Полезные ископаемые.

Литосферные плиты, платформы и геосинклинали

Большая часть территории России находится в пределах литосферной Евроазиатской плиты. На ней лежат крупнейшие равнины России: Восточно-Европейская (Русская), Западно-Сибирская и Среднесибирское плоскогорье. По окраинам литосферной плиты размещены горы, на востоке с Евроазиатской плитой граничат недавно присоединившиеся к ней Североамериканская плита и ныне откалывающиеся Охотоморская и Амурская плиты. Эти три литосферных плиты отделяют собственно Евразийскую плиту от Тихоокеанской, с которой она взаимодействует (зона субдукции).

Если сравнить физическую карту России с тектонической, видно, что равнинам соответствуют платформы, а горным системам – области складчатостей. Строго говоря, на территории России нет участков, которые не претерпели бы складкообразование. Но в одних местах складкообразование закончилось давно (в архее или протерозое), и такие территории представляют собой древние платформы. В других местах складкообразование протекало позднее – в палеозое, и там образовались молодые платформы. В третьих регионах складкообразование не закончилось и сейчас, эти области называют геосинклиналями.

Платформы – устойчивые обширные участки земной коры, с малыми колебаниями высот и относительно небольшой подвижностью. На территории России находятся две древние платформы: Восточно-Европейская (Русская) и Сибирская платформа. Обе платформы, как обычно, имеют двухъярусное строение: кристаллический фундамент и осадочный чехол.

Восточно-Европейская платформа ограничена на востоке палеозойской складчатостью, на юге – молодой Скифской плитой, на севере она выходит на шельф Баренцева моря, на западе простирается за пределы России. На северо-западе и западе платформы сам фундамент выходит на поверхность, образуя щиты: Балтийский щит и Украинский щит (лежит за пределами России).

Пространство платформы без щитов называют Русской плитой. Наиболее мощный осадочный чехол лежит на Прикаспийской синеклизе (прогибе) – до 15-20км, а наименьшая толщина чехла в районе Воронежской антиклизы (толщина осадочного чехла несколько сот метров).

Сибирская платформа полностью лежит в пределах России и в своих границах почти полностью соответствует Среднесибирскому плоскогорью. Древний фундамент Сибирской платформы также в двух местах выходит на поверхность в виде Анабарского щита и обширного Алданского щита на юго-востоке. Остальная часть платформы представлена Лено-Енисейской плитой, наибольшая мощность осадочного чехла достигает в Тунгусской и Вилюйской синеклизах (мощность осадков – 8-12км). Кроме того, в районе Тунгусской синеклизы и соседней с ней территории в перми, а затем и в триасе проявился платформенный трапповый магматизм, представленный лавовыми покровами (Якутские трапы).

Геосинклинали – линейновытянутые области высокой подвижности, сильно расчлененные, обладающие активным вулканизмом и мощной толщей морских отложений. Все материки в своем развитии прошли стадию геосинклиналей. На завершающей стадии развития происходило складкообразование, сопровождающееся вертикальными подвижками, внедрениями интрузий, а местами и вулканизмом. Самые древние складчатые области образовались в архее и протерозое и представляют сейчас собой жесткий кристаллический фундамент древних платформ.

Горообразовательные складчатости

Байкальская складчатость

Байкальская складчатость произошла в позднем протерозое. Созданные ею структуры вошли частично в состав фундамента платформ и примыкают к окраинам древних платформ. Они оконтуривают с севера, запада и юга Сибирскую платформу: Таймыро-Североземельская, Байкало-Витимская и Енисейско-Восточно-Саянская области. На северо-восточной окраине Восточно-Европейской платформы находится Тимано-Печорская область.

Палеозойская (каледонская, герцинская) складчатость

Каледонская складчатость проявилась в раннем палеозое. В результате каледонской складчатости были созданы сооружения в Западном Саяне, Кузнецком Алатау, Салаире и Алтае.

Герцинская складчатость проявилась в позднем палеозое. Она явилась завершающей на огромном пространстве Западной Сибири, а в дальнейшем сформировалась в молодую плиту с мезо-кайнозойским чехлом. Мощность чехла колеблется от нескольких сот метров до 8-12 км на севере плиты. В герцинскую складчатость сформировалась Уральско-Новоземельская область, а также Монголо-Охотская зона.

Киммерийская (мезозойская) складчатость

Эта складчатость формировалась в мезозое. Она создала Верхоянско-Чукотскую складчатую область (Верхоянский хребет, хребет Черского, Колымское нагорье, Корякское нагорье, Чукотское нагорье), а также структуры Приамурья и Сихотэ-Алиня.

Кайнозойская складчатость

Кайнозойская, или Альпийская, складчатость протекала в кайнозое и на территории России широкого распространения не имеет. Это горные сооружения Сахалина, Камчатки и Курильские острова. Эта зона отличается интенсивной вулканической деятельностью и повышенной сейсмичностью. К кайнозойской складчатости также относится Кавказ и Крымские горы, входящие в единый альпийско-гималайский складчатый пояс, который сформировался при сближении Евроазиатской плиты с Африкано-Аравийской плитой.

Полезные ископаемые

С историей геологического развития территории связаны месторождения полезных ископаемых. Рудные полезные ископаемые образовались главным образом из магмы, проникшей в земную кору. Соответственно рудные ископаемые приурочены в основном к складчатым областям (горным поясам). Там, где магматическая деятельность проявилась на ранних стадиях развития пояса, преобладают основные и ультраосновные магматические породы: медно-никелевые, титано-магнетитовые, кобальтовые, хромитовые руды и платина. На завершающей стадии развития образуется гранитоидная магма: свинцово-цинковые руды, редкометальные (вольфрамо-молибденовые), оловянные и др., а также золото и серебро. С глубинными разломами связаны ртутные руды. Наиболее богаты рудами области Урало-Монгольского пояса (в особенности Урал), Тихоокеанского пояса и Средиземноморского (в частности – Кавказ) пояса.

В пределах платформ рудные ископаемые приурочены к складчатому основанию, т.е. фундаменту. Поэтому их залежи известны в районах щитов и некоторых антиклиз: Балтийский щит, Алданский щит, Воронежская антиклиза. Это в основном железные руды и золото. С платформами, точнее, с их осадочными чехлами, связаны главным образом горючие полезные ископаемые: нефть, газ, каменный и бурый уголь, горючие сланцы. Огромные запасы природного газа и нефти приурочены к осадочному чехлу Западно-Сибирской плиты, угля – к чехлу Сибирской платформы. С осадочным чехлом платформ связаны месторождения каменной и калийной солей, фосфоритов, а также бокситов железных и марганцевых руд. В период морских трансгрессий (наступлений моря) формировались железные и марганцевые руды, фосфориты. При стабильном положении моря шло формирование нефти, газа, известняков. Во время регрессий (отступлений моря) в районах аридных областей накапливались толщи соли, а на заболоченных побережьях в гумидных условиях образовывались угли.

По запасам угля, нефти, природного газа, железной руды, каменной соли Россия занимает одно из ведущих мест в мире. Основные запасы нефти и газа находятся в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (Тюменская и Томская области), в Волго-Уральской провинции (республики Татарстан, Башкортостан, Удмуртия, Пермский край, Саратовская, Самарская, Оренбургская и некоторые другие области), Тимано-Печорской провинции (республика Коми, включая шельф Баренцева и Карского морей), а также в нефтегазоносной области Северного Кавказа (Ставропольский и Краснодарский края, Дагестан, Ингушетия, Чечня) и Восточной Сибири, включая Дальний Восток (Красноярский край, бассейн р. Вилюя (республика Саха) и о. Сахалин).

Основными угольными бассейнами на территории России являются: Кузнецкий бассейн (Кемеровская область), Канско-Ачинский бассейн (Кемеровская область и Красноярский край), Печорский бассейн (Республика Коми), Южно-Якутский бассейн (республика Саха). Кроме того, уголь есть в Ростовской области (Восточная часть Донбасса), на южном Урале, в Иркутской области, на Сахалине, бурый уголь – в Подмосковье.

Железные руды главным образом сосредоточены в европейской части и на Урале. Крупнейшим является бассейн КМА (Курская, Белгородская, Воронежская области). Железные руды, магнетитовые и титаномагнетитовые имеются в Мурманской области и в Карелии, на Урале (Свердловская, Челябинская области, Пермский край). На Урале месторождения железной руды значительно выработались. В Западной Сибири железорудные месторождения имеются в Горной Шории (Кемеровская область) и Горном Алтае, Восточной Сибири (в Приангарье, Кузнецком Алатау, Хакасии и Забайкалье). Еще известна железная руда на юге Якутии и юге Дальнего Востока.

Крупные месторождения медных руд разведаны на Урале, Северном Кавказе, в Восточной Сибири (Красноярский край, Читинская область), в Мурманской области.

Свинцово-цинковые (полиметаллические) руды сосредоточены в Западной Сибири (Алтайский край), Восточной Сибири (Забайкалье), в Приморском крае.

Месторождения никеля размещены в Мурманской области, на Урале (Челябинская и Оренбургская области) и в районе Норильска. Олово сосредоточено на Дальнем Востоке (хребты – Малый Хинган, Сихотэ-Алинь, южное Приморье, р. Яна).

Алюминиевые руды (бокситы, нефелины, алуниты) находятся на Урале, в Ленинградской, Архангельской областях, в Красноярском крае, республике Бурятия, в Мурманской, Кемеровской, Иркутской областях.

Магниевые руды имеются на Урале и в Восточных Саянах.

Месторождения золота – Урал, Красноярский край, Иркутская и Магаданская области, республика Саха (Якутия) и др. Платиновые руды расположены на Кольском полуострове, на Урале, в Норильском рудном регионе.

Алмазы сосредоточены в основном в Якутии.

Фосфориты и апатиты расположены на Кольском полуострове. Фосфориты есть в Кировской, Московской, Ленинградской областях, в Горной Шории, на Дальнем Востоке.

Калийные соли залегают в Пермском крае.

Сера есть в Самарской области, Дагестане, Хабаровском крае, на Урале.

Поваренная соль имеется на Урале, в Нижнем Поволжье, в Иркутской области.

Асбест залегает на Урале, в Бурятии.

§18. Полезные ископаемые Казахстана. Горючие полезные ископаемые | Учебник по физической географии Казахстана для 8 класса «Атамура»

§18. Полезные ископаемые Казахстана. Горючие полезные ископаемые

I.                Сделайте вывод об основных закономерностях размещения полезных ископаемых Казахстана. Сравните карту полезных ископаемых Казахстана с тектонической картой. 2. Обратите внима­ние на связь размещения полезных ископаемых с тектонической структурой.

Казахстан знаменит богатством своих недр. Это связано с геологическим строением земной коры и особенностями развития. I орообразование, внедрение магмы в толшу оса­дочных пород и метаморфизм, т. е ных процессов, с которыми связа­ны те или иные изменения в струк­туре, минералогическом и хими­ческом составе горных пород, при­водят к образованию различных полезных ископаемых.

Полезными ископаемыми назы­вают минералы и горные породы, которые при данном уровне раз­вития техники могут быть исполь­зованы в хозяйстве в естественном виде или после переработки. Чаще всего рудные полезные ископаемые встречаются в горных районах (в складчатых и складчато-глыбовых областях) и на платформах, лишен­ных осадочного чехла, т. е. на щитах.

Напротив, полезные ископаемые оса­дочного происхождения (нефть, газ, уголь, уран и др.) распространены на платформах с осадочным чехлом, т. е. на равнинах.

В 1919-1923 годах были опре­делены промышленные возмож­ности Карагандинского угольного бассейна. С тех пор казахстанские геологи открыли множество лру* гих месторождений и ведут боль­шую работу по их освоению. В Ка­захстане есть почти все виды минерального сырья. В нед­рах нашей страны найдено 105 элементов периодической таблицы Менделеева, разведаны запасы 70 элементов и бо­лее 60 из них используются в промышленности.

В Казахстане известно около 6000 месторождений по­лезных ископаемых. Но данным специалистов Министерст­ва энергетики и минеральных ресурсов (2010), республика по запасам урана, хрома и марганца занимает второе место в мире, в первой пятерке — по запасам цинка, свинца, меди, вольфрама, молибдена и золота, в первой десятке — по запа­сам нефти, железа, олова. 

 По запасам золота Казахстан занимает третье место в СНГ после России и Узбекистана. Больше половины запасов ме­ди и свинца. 70% цинка, находящихся на территории СНГ, сосредоточено в Казахстане.

Месторождения полезных ископаемых делятся на три группы: горючие, рудные (металлические) и нерудные (не­металлические).

Горючие полезные ископаемые

Нефть и газ. Запасы нефти и газа сосредоточены в Аты- рауской, Мангыстауской, Актюбинской и Западно-Казахстан­ской областях. В первый раз фонтан нефти забил из скважин Карашунгула в 1899 году на Эмбинском месторождении. За­тем были освоены месторождения Доссор (1911) и Макат (1915). В 1960-е годы были открыты месторождения в Озене и Жетыбае на полуострове Мангыстау. Несколько позднее — более крупные месторождения: Каражамбас и Каламкас, Тениз (Атырауская обл.), Кенкияк и Жанажол (Актюбинская обл.), Карашыгаиак (Западно-Казахстанская обл.) и Кумколь (Кызылординская обл.). В 2000 году в 75 км к юго-востоку от Аты pay на шельфе Каспия открыто нефтяное месторожде­ние Кашагаи. Это крупнейшее месторождение нефти в мире, разведанное за последние 30 лет. Его геологические запасы оцениваются в 7 млрд т. Прогнозные запасы нефти в Казах­стане — 20-25 млрд т.

В Казахстане общие запасы газа составляют 6 трлн м* — это двенадцатое место в мире. Из них 70% находится в За­падном Казахстане, в Карашмганакском месторождении. В настоящее время в Казахстане насчитывается 14 неф­тяных бассейнов и 220 месторождений нефти и газа. В республике в год добывают 81 млн т нефти, 37 млрд м* газа (2010).

Уголь. Общие запасы угля в Казахстане достигают 164 млрд тони. Насчитывается 10 бассейнов каменного и бурого >гля, разведано более 300 месторождений. В республике ежегодно добывается 110 млн т угля. Большинство место­рождении каменного угля находится в Карагандинской. Пав­лодарской и Костанайской областях.

Котлоовная угольная база Казахстана. Кара- андинскии уголь коксуется, поэтому качество его очень

высокое. Обнаружено 80 пластов каменного угля общей тол­щиной 120 м. Разведанные запасы угля — 60 млрд т.

Второй по значению угольный бассейн — Еки бас ту.  ic к и й — расположен между Сарыаркой и Приертисской равниной. Площадь 160 км2, толщина пластов 150 м. Уголь добывает­ся открытым способом, поэтому он самый дешевый в стра­не. В самом крупном в мире разрезе «Богатырь* ежегодно добывается почти 50 млн т угля.

В последние годы началось освоение Майкобенского (Павлодарская область) и Торгаиского (Обаганского) уголь­ных бассейнов, а также ведутся работы по реконструкции Екибастузского угольного бассейна в разрезах «Богатырь*, «Северный* и «Восточный*.

Уран. Минерально-сырьевая база Казахстана составляет около 25% мировых запасов урана. Уран также является энергетическим полезным ископаемым. На территории стра­ны разведано около 100 месторождений, 50 из них находятся в Северном Казахстане. Крупные месторождения рас­положены на полуострове Мангыстау. Разведанные запасы составляют 470 тыс. т, что выводит республику на одно из первых мест в мире. На территории страны создана наиболее мощная в СНГ урановая минеральная база. Общие ресурсы урана в Казахстане составляют 1,5 млн т. По добыче урана Казахстан вышел на 1 -е место в мире. Добыто 17 800 т урана (2010).

«19. Рудные (металлические) и нерудные полезные ископаемые

Рудные полезные ископаемые

Железо. Казахстан занимает 3-е место в СНГ после России и Украины по запасам железной руды 17 млрд т. Почти 93 из них сосредоточены в Кашарско.м. Соколовско-( ары- байском. Аятском. Лисаковском месторождениях в Северном Казахстане, особое значение имеют первые два.

Соколовско-Са рыба некое месторождение железа было от­крыто в 1918 году летчиком М. Сургутановым. Во время пе­релета над месторождением он обратил внимание на резкое отклонение стрелки компаса под влиянием магнитной ано­малии. Вскоре было открыто месторождение железа, руды которого отличаются высоким качеством и содержат .>0-60 X.

чистого железа. Руды осадочного происхождения встречают­ся в месторождениях Аятское и Лнсаковское в Костанайской области и добываются открытым способом на глубине 30 мет­ров. Содержание чистого железа в руде 37-42%. Небольшие месторождения железной руды имеются в Карагандинской (Кентобе, Каратас) и Северо-Казахстанской (Атансор) облас­тях. В 2010 году в республике добыто 50 млн т железной руды.

Марганец. К наиболее крупным месторождениям мар­ганца (всего их учтено 11) относятся Атасуское и Жездин- ское, расположенные в Центральном Казахстане. В мест­ных рудах содержание марганца достигает 27%. Месторож­дения марганца были также обнаружены в Сарыарке (в частности в Улытау), Каратау и Мангыстау. В 2010 году добыто 3 млн т марганцовой руды.

Хром. Почти все месторождения хрома (99%) находят­ся в горах Мугалжар. Наиболее известны Кемпирсайская и Донская группы месторождений, содержащие высоко­качественные руды. Месторождения хромитов открыты также в Костанайской и Восточно-Казахстанской областях.

Казахстан вышел на 2-е место в мире по запасам и годовой добыче хромитовых руд. Эти руды являются обязательным компонентом при выплавке нержавеющей стали. Хром экс­портируется в 40 стран мира. 97% хромитов в СНГ добывается в Казахстане. Учтено 21 месторождение. Общие запасы 430 млн т. В 2010 году добыто 5 млн т хромовой руды.

Никель. Значительные запасы никеля сосредоточены в Мугалжаре. Более 40 крупных месторождений никеля на­ходятся в Бурыктале Кемпирсайского массива в Актюбин- ской области. Большие запасы высококачественного никеля разведаны в месторождениях Аккарга и Актау в Костанай­ской, Карагандинской и Восточно-Казахстанской областях.

Алюминий. Основное алюминиевое сырье Казахстана бокситы. Главные месторождения расположены на северо- востоке Сарыарки (окрестности Астаны) и в Торгайском прогибе (Аркалыкская группа). Казахстан занимает одно из первых мест в СНГ по производству алюминия. Запасы из 200 выявленных месторождений учтены по 50 месторож­дениям платформенного типа. В 2010 году добыто 5 млн т алюминиевой руды (бокситов).

Медь. Казахстан обладает богатейшими запасами медной руды. Основные промышленные типы руд медистые пес- чаникн (71%) н медно-порфировые (24%). Самым крупным месторождением руды медистых песчаников является Жез казганское. По своему потенциалу оно занимает первое место в СНГ и второе — в мире. Казахстан по добыче меди занимает седьмое место в мире. 92% меди экспортируется за рубеж.

Крупные месторождения руды медно-порфирового типа — Конырат, Бозшаколь. Они разрабатываются открытым спо­собом, но руды отличаются невысоким содержанием ме­талла. В 2010 голу добыто 32 млн т медной руды.

Полиметаллы. Полиметаллические руды содержат цен­ные компоненты — свинец и цинк, а также медные соедине­ния, золото, серебро и другие металлы. Богатейшие место­рождения свинца и цинка — Риддерское, Зыряновское и дру­гие — находятся на Рудном Алтае. В местных рудах много металлов. Полиметаллические месторождения имеются также в Текели — в Жонгарском (Жетысуском) Алатау, в Ащысае и Мыргалымсае — в горах Каратау. В последние годы разведаны богатые месторождения свинца в Централь­ном Казахстане (Кызылеспе, Каскаайгыр и др.).

Золото. В Казахстане имеется 196 месторождений золо­та. Оно добывается на востоке республики — на Алтае, в районе хребта Калба, на северо-западе — в Житикаринском районе Костанайской области. Золотоносные месторожде­ния на северной окраине Центрального Казахстана (Степ­няк, Аксу, Майкайын) представлены кварцевыми жилами, вторичными кварцитами и россыпями. Месторождения в районе хребта Калба тоже содержат кварцевые жилы и рос­сыпи. Небольшие кварцевожильные месторождения есть в Жонгарском (Жетысуском) и Илейском Алатау. В 2010 году добыто 134 тыс. т золотосодержащих концентратов.

Редкие металлы. К этой группе относятся вольфрам, мо­либден, ванадий, висмут, сурьма и др. По количеству и про­мышленному значению месторождений Центральный Казах­стан занимает 1-е место в СНГ. Редкие металлы (кадмий, ин­дий, селен, ртуть н др.) имеются в полиметаллических место­рождениях Жонгарского (Жетысуского) Алатау и Алтая.

Нерудные (неметаллические) полезные ископаемые

Асбест. Освоение асбестовых месторождений связано с магматическими породами. Самые крупные месторождения находятся в Костанайской (Житикаринское) и Карагандин- ской (Жезказганское) областях. Значительные запасы асбеста залегают в рудных месторождениях Богетсай на юге Мугалжара и в Хантау в Шу-Илейских горах.

Фосфориты. Казахстан по запасам фосфоритов занимает второе место в мире после США. В горах Каратау в Южном Казахстане имеются крупные месторождения фосфоритов (Шолактау. Аксай, Жанатас). По качеству и мощности эти месторождения не имеют себе равных. Месторождения фос­форитов встречаются также на территории Актюбинском области, в верхнем течении реки Жем.

Соль. На территории Казахстана сосредоточены огром­ные запасы солей. Особенно богата солью Прикаспийская низменность. Мощность отдельных соленосных пластов (со­ляных куполов) превышает 2 км. В некоторых пластах на­ряду с поваренной солью находятся калийные и другие соли. Запасы поваренной и калийной соли в крупном Индер- ском месторождении составляют около 710 млн т. Кроме того, во многих соленых озерах Прикаспийской низменнос­ти, Северо-Казахской равнины и других районов республи­ки образуется самосадочная соль.

Казахстан богат также и строительными материалами известняками, мергелем, мелом, мрамором, гипсом, ог­неупорными глинами, кварцевыми песками, минеральны­ми красками. Открыто 1500 месторождений строительных материалов во многих районах республики.

Полезные ископаемые имеют огромное значение для на­родного хозяйства. Многие месторождения расположены близ­ко друг к другу (железо-марганец, железо-каменный уголь, известняки-огнеупорные глины), что дает возможность вес­ти их комплексную разработку. Неглубокое залегание неко­торых полезных ископаемых позволяет вести разработку от­крытым способом, что значительно удешевляет их добычу. Большая часть разведанных месторождений в Казахстане уже используется. На их базе построены многие заводы.

В Казахстане сосредоточены все виды ресурсов минерально­го сырья. Однако запасы нефти, угля, железной рулы и других минералов небезграничны. Запасы их по мере освоения истоща­ются. Использование старых и освоение новых месторождений полезных ископаемых оказывают влияние на состояние и дру­гих природных ресурсов (почвенный покров, подземные и по­верхностные воды, леса, посевные плошали, воздух и т. д.). По­этому исчерпаемые ресурсы необходимо использовать рацио­нально, комплексно и эффективно. В природе химические эле­менты в чистом виде практически не встречаются. Например, в структуре многих месторождений железа содержатся фосфор, сера, редкие металлы. Вместе с основной рулой следует извлекать и дополнительные компоненты. Запасы основных и смешанных полезных ископаемых следует извлекать из недр как можно полнее, при добыче сырья и его переработке сокращать потери, эффективнее использовать продукты переработки сырья, осва­ивать современные безотходные технологии.

1. Но каким видам полезных ископаемых Казахстан занимает волушие места в мире?

2.        Покажите на карте основные месторождения рудных и нерудных полезных ископаемых в республике. Одно из них опишите.

3.        Соберите образцы полезных ископаемых вашей местности и сде­лайте коллекцию для школьного музея.

4. Вы знаете, что полезные ископаемые могут иссякать. Какое при­родное полезное ископаемое неиссякаемо? Подготовьте собствен­ный проект.

5. Опишите одно из месторождений горючих полезных ископаемых по плану: а) пазам икс; б) географическое положение: в) условия зале­гания: г) мощность; д) способ добычи.

Практическая работа 

Обозначьте на контурной карте Казахстана основные тектонические

структуры и месторождения полезных ископаемых.

Вопросы и задания для повторения темы «Рельеф*

1.        На какие части делится территория Казахстана по устройству по­верхности?

2.        Какие низменности и равнины входят в равнинную часть Казахстана?

3.        Как устроены плато и возвышенности? С какими тектоническими структурами они связаны?

4.        Расскажите о низкогорных областях Казахстана. В чем их сходство и различие в современном рельефе?

5.        Какие горы входят в высокогорные области Казахстана / Когда они сформировались? Чем отличаются от низкогорной части?

6.        Что вы знаете о рельефе Алтая? Почему казахстанскую часть За­падного Алтая называют Рудным Алтаем?

7.         Каковы особенности структуры Жонгарской (Жетысуской) горной страны?

8.        Расскажите о горной стране Тянь-Шань. Из каких горных систем она состоит?

9.        Какими полезными ископаемыми богаты горные области Казахстана.

10.     Где расположены месторождения каменного угля, нефти и фосфо­ритов?

11.     Какие полезные ископаемые встречаются в нашей местности?

КЛИМАТ КАЗАХСТАНА

II. Вспомните, что такое климат. Чем он отличается от погоды?

2.            Какие факторы формируют климат?

3.            Какие вы знаете климатические пояса?

Климат Казахстана резко континентальный. Континентальность климата проявляется в ряде особенностей. К ним относятся: большая амплитуда между зимними и летними температурами, сухость воздуха, незначительное количест­во атмосферных осадков на большей части республики, про­должительная суровая зима и короткое лето на севере и ко­роткая зима и продолжительное жаркое лето на юге.

Географическое положение Казахстана в широтном от­ношении соответствует странам Средиземноморья, имею­щим влажный субтропический климат, и странам Цент­ральной Европы, отличающимся умеренно континенталь­ным климатом. Так как наша республика расположена в центре огромного материка Евразия, на значительном уда­лении (на тысячи километров) от океанов и морей, то их смягчающее влияние на климат незначительно.

Казахстан расположен в южной части умеренного кли­матического пояса. На его территории четко выражены четыре времени года (зима, весна, лето, осень). Зимой вла­ствуют сильные сибирские морозы. Летом господствуют тропические воздушные массы, формирующиеся над Ка­захстаном и Центральной Азией. Континентальность кли­мата усиливает сезонные амплитуды летних и зимних тем­ператур.

страна богатая месторождениями, новости экономики Узбекистана сегодня

Узбекистан, Ташкент — АН Podrobno.uz. Республика Узбекистан богата природными ресурсами, большим производственным и минерально-сырьевым потенциалом, уникальным сельскохозяйственным сырьем, значительными объемами полуфабрикатов, получаемых в процессе переработки, развитой инфраструктурой.

В зависимости от состава и применения полезных ископаемых в отраслях народного хозяйства подразделяются на — металлические, неметаллические полезные ископаемые, топливно-энергетические ресурсы и сырье для строительных материалов.

В недрах Узбекистана выявлено более 2700 месторождений и перспективных рудопроявлений, разных полезных ископаемых, включающих около 100 видов минерального сырья, из которых более 60 уже вовлечены в производство. Разведано более 900 месторождений, подтвержденные запасы в которых оцениваются в 970 млрд. долл. США. Общий минерально-сырьевой потенциал оценивается более чем в 3,3 трлн. долл. США

В настоящее время современный уровень разведки полезных ископаемых связан с освоением богатейших месторождений цветных, благородных и редких металлов, всех видов органического топлива: природного газа, нефти и газового конденсата, полукоксующегося и бурого и угля, урана, горючих сланцев, многих видов сырья для строительных материалов.

В недрах Республики имеются огромные залежи газа и нефти. Примерно 60% территории страны считаются перспективными для их добычи. Крупными районами природного газа являются Кашкадарьинская и Бухарская области. Почти 3/4 добываемого в Узбекистане природного газа приходится именно на Кашкадарьинскую область.
Далеко идущие перспективы Узбекистан возлагает на развитие газодобывающей промышленности и производств, которые связанны с переработкой природного газа и газового конденсата.

Узбекистан располагает также крупными запасами угля и по геологическим его запасам занимает 2-е место в Центральной Азии. В республике обнаружены три месторождения угля — Ангревское в Ташкентской области, Шаргуньское и Байсунское в Сурхандарьинской области. Наиболее значительным среди этих месторождений является Ангренское месторождение бурого угля. Добывается он в основном дешевым, открытым способом.
По подтвержденным запасам таких полезных ископаемых, как уран, медь. золото, природный газ, вольфрам, фосфориты, калийные соли, каолины страна занимает ведущие места не только в СНГ, но и во всем мире.

Так, по запасам золота республика занимает четвертое место в мире, а по уровню его добычи седьмое место. По добыче золота Узбекистан занимает второе место среди стран СНГ (после России) и первое по количеству на душу населения.

По запасам урана и меди Узбекистан входит в первую десятку стран мира.
В настоящее время разведано 40 месторождений драгоценных металлов.

Имеющиеся запасы минерального сырья в своем большинстве не только обеспечивают действующие горнодобывающие комплексы на длительную перспективу, но и позволяют увеличить мощности, вновь организовать добычу ряда важнейших полезных ископаемых — золота, урана, меди, свинца, серебра, лития, фосфоритов, калийных солей, плавикового шпата, волластонита, агрохимических руд и др.

Подписывайтесь на канал АН Podrobno.uz в Telegram и будьте в курсе самых последних новостей и событий. 

Полезные ископаемые | Официальный туристический сайт Пермского края

Полный список полезных ископаемых Пермского Края насчитывает более 500 наименований. В их числе гипсы, мрамор, доломиты, ангидрит, известь, мергель, пески, керамзитовые глины, минеральные краски, стронциевые, хромовые руды и многие другие. Однако среди них есть те, которые имеют первостепенное значение для Пермского Края.


Рассолоподъемная скважина
Добыча нефти

В первую очередь, это нефть и соли.

Нефть в Пермском Крае открыта сравнительно недавно, с того дня не прошло ещё и ста лет. В конце 1928 года под руководством профессора П. И.Преображенского было начато бурение скважины на окраине села Верхнечусовские Городки недалеко от города Чусовой. А 16 апреля 1929 года из скважины появилась первая нефть.

Позднее нефть была обнаружена вблизи Добрянки, Полазны, Краснокамска, а также на территориях от Соликамска до Красновишерска. Однако самые мощные залежи нефти находятся в районе Чернушки, Куеды, Осы. Месторождения Таныпское, Батырбайское разрабатываются до сих пор. Нефть в этих местах густая, тёмно-коричневого цвета, образовалась в девонский период, залегает очень глубоко и по этой причине дорогая, но зато эта нефть очень хорошего качества, продукты её переработки особенно требуются в авиапромышленности.

Кроме того, в Пермском Крае разведано около 200 месторождений углеводородного сырья, а это не только нефть, но и попутный газ.

А вот история соледобычи уходит корнями в далёкое прошлое, и никто уже не помнит ни точной даты начала промысла, ни имя человека, который догадался выварить соль из рассола. Известно только, что в начале 15 века появились в Пермском крае купцы Калинниковы, которые и начали разрабатывать подземные рассолы. Так в 1530 году появилось поселение Соль Камская (на реке Усолка, недалеко от впадения в Каму), которое позднее и уже навсегда стало называться Соликамском. После добыча соли велась Строгановыми, которые с 16 века увеличили число солеварен, и пермская соль, или пермянка, вытеснила с соляного рынка основных своих конкурентов: соли Вычегды и Балашихи. Помимо поваренной соли в Пермском Крае добывают и калийные соли в Верхнекамском месторождении, которое раскинулось от озера Нюхти в Красновишерском районе до бассейна реки Яйвы на юге (города Березники и Соликамск находятся «на месторождении»). Производятся калийные удобрения, пищевая и техническая соль, сырье для титаномагниевого комбината.


Алмаз
Следы обитателей древнего
пермского моря

Не менее важным для Пермского края является и единственное в России месторождение хромитовых руд близ населённого пункта Сараны. Также много в крае минеральных красок. Перспективным в этом отношении является Сервинское месторождение.

Уголь и железные руды добываются в Пермском Крае более 200 лет. Ещё при Петре-1 в горах и предгорьях Урала добывалось более миллиона пудов железа, которое шло на выплавку пушек, ружей, пушечных ядер и других стратегически важных товаров.

А вот чего в Пермском Крае более чем достаточно, так это торфа! Одно только Краснокамское месторождение в Шабуничах могло бы обеспечить топливом все 234 крупнейших предприятия Пермского Края в течение 70 лет. Не менее крупное скопление торфа расположено к югу от города Красновишерска. Кроме того, торф есть в Кочево, Гайнах, Ныробе, в Частинском районе и других местах. Причём эти запасы почти не разработаны, представляют собой стратегический запас топливной промышленности.


Срез ископаемого торфа
Волконскоит

Но есть в Пермском Крае такие полезные ископаемые, которые придают краю необычный, самобытный облик.

Например, алмазы. Добыча алмазов в Пермском Крае не превышает 0,1 — 0,2% от общероссийской, однако стоимость пермских алмазов составляет 20% всей алмазной продукции России. Это объясняется их высоким качеством: 80% алмазов идут на  производство ювелирных украшений, кроме того, алмазы Пермского Края не имеют оттенка, они прозрачны, кристально чисты, имеют закруглённые грани. В 2004 году обнаружен алмаз в 35 карат, размером 20 на 17 мм. Самый первый алмаз в  Пермском крае был найден девятилетним крестьянским мальчиком, Павлом Поповым, который в награду за свою находку получил вольную. С тех пор прошло много лет, сейчас в Пермском Крае добывают алмазы промышленным способом в Красновишерском, Горнозаводском районе (Кусье-Александровск), также славятся алмазными россыпями Чердынь, Краснокамск, Александровск. Кроме алмазов в Пермском Крае добывают и золото.

Другой, не менее интересный минерал Пермского Края, волконскоит. Его месторождения (в промышленных масштабах) не встречаются ни где более в России, а в мире — волконскоит можно обнаружить только в ЮАР. Волконскоит не зря так ценится в мире. Из этого минерала получают удивительную краску свежего, сочного зелёного цвета. В 1927 году Высший Художественный Институт выпустил краску на основе волконскоита «Зелёная земля», причём такая высококачественная краска не выгорала на солнце, не желтела, не растворялась органическими растворителями, не портилась даже под действием кислот и щелочей, способна сохранять свой цвет столетиями. Известно, что сам Пабло Пикассо очень любил эту краску и даже обращался к геологам СССР с просьбой восстановить промышленную добычу волконскоита. Кроме этого, волконскоит, этот глинистый минерал, можно использовать для смягчения воды, для очистки и рафинирования масел, при изготовлении эмалей, глазурей, в керамическом и гончарном производстве.


Драга для добычи алмазов
Залежи волконскоита
в горной породе

Открыт волконскоит был в 1830 году, в Частинском районе, недалеко от деревни Ефимята. Однако кто открыл волконскоит и в честь кого он назван, до сих пор остаётся неясным. Существует несколько версий, по одной из них минерал назван в честь жены декабриста Сергея Волконского — Марии Николаевны Волконской, дважды проезжавшей через Пермскую Губернию.

Пермский Край имеет такое большое разнообразие полезных ископаемых благодаря сочетанию различных форм рельефа: равнинной западной части, расположенной на восточной окраине Русской платформы, и Уральской горной системы. Кроме этого, большое количество осадочных полезных ископаемых Пермского края (в том числе и солей) связано с наличием в этих местах около 300 млн лет назад древнего Пермского моря, которое вследствие горообразовательных процессов было отделено от основного водоёма, и впоследствии высохло. Вода испарилась, а растворённые в ней минеральные вещества остались и дали начало многим отраслям промышленности Пермского Края.

Субсидии G20 на добычу нефти, газа и угля: Россия —

%PDF-1.7 % 1 0 объект > эндообъект 2 0 объект >поток application/pdf

  • Субсидии G20 на добычу нефти, газа и угля: Россия — — Исследовательские отчеты и исследования
  • Юлия Огаренко, Кен Боссонг, Иветта Герасимчук, Сэм Пикард и Шелаг Уитли
    • Adobe PDF Library 10.0.1; изменено с помощью iTextSharp 5.1.3 (c) 1T3XT BVBA2015-11-11T15:44:09ZAdobe InDesign CS6 (Macintosh)2015-11-11T18:39:21+00:00 конечный поток эндообъект 5 0 объект >поток HWn:}W7dَnE}jDl% %3(NZ, я# gϜ9?$,W~. ק_3F|Rm͉!hkd͵i’A»J]vHGF(��6&}aq#Bumn!sJu8 H]e]Kx}OVöm{Q {}F5xg1JC2t>/\%~4qL (5Lg4bWQQ

    Неизвлекаемые ископаемые виды топлива в мире с температурой 1,5 °C

    Сначала мы опишем модель TIAM-UCL, прежде чем представить наш подход к сценариям моделирования. Остальные методы сосредоточены на ключевых вопросы определения геологических категорий и технико-экономических классификаций ископаемого топлива

    Описание TIAM-UCL

    Для изучения вопроса о неизвлекаемых запасах и ресурсах ископаемого топлива в рамках 1.Углеродный баланс 5 °C, мы использовали Интегрированную модель оценки TIMES в Университетском колледже Лондона (TIAM-UCL) 8,9,28,29 . Эта модель представляет глобальную энергетическую систему, охватывающую первичные источники энергии (нефть, ископаемый метан, уголь, атомную энергию, биомассу и возобновляемые источники энергии) от производства до их преобразования (производство электроэнергии, производство водорода и биотоплива, нефтепереработка), транспорт и распределение, а также их возможное использование для удовлетворения потребностей в энергетических услугах в ряде секторов экономики. Используя подход, основанный на сценариях, можно смоделировать эволюцию системы с течением времени для удовлетворения будущих потребностей в энергоснабжении, руководствуясь целью достижения наименьших затрат. В модели используется структура моделирования TIMES, которая подробно описана в разделе 7 «Дополнительная информация». потоки между регионами. Секторы разведки и добычи в регионах, в которых есть члены ОПЕК, моделируются отдельно, например, сектор разведки и добычи в регионе Центральной и Южной Америки (ЦЮА) будет разделен между ОПЕК (Венесуэла) и странами, не входящими в ОПЕК.Региональные цены на уголь, нефть и ископаемый метан генерируются в рамках модели. К ним относятся предельные издержки производства, рента за дефицит (например, выгода, упущенная из-за использования ресурса сейчас, а не в будущем, с учетом ставок дисконтирования), рента, возникающая из-за других наложенных ограничений (таких как темпы истощения) и транспортные расходы. но не фискальные режимы. Это означает, что полное ценообразование, включая налоги и субсидии, не охвачено ТИАМ-УКЛ и остается оспариваемым ограничением данного типа модели 30 .

    Ключевым преимуществом TIAM-UCL является представление региональной базы ископаемых ресурсов (дополнительная информация, раздел 5). Что касается запасов и ресурсов нефти, то они подразделяются на текущие условно доказанные (1P) запасы месторождений, которые находятся в разработке или планируются к разработке, прирост запасов, неразведанная нефть, арктическая нефть, легкая труднопроницаемая нефть, газовые жидкости, природный битум и дополнительные запасы. -тяжелое масло. Последние две категории представляют собой нетрадиционные ресурсы нефти. Для ископаемого газа метана эти ресурсы подразделяются на текущие традиционные запасы 1P, которые находятся на месторождениях в разработке или планируются к разработке, прирост запасов, неразведанный газ, арктический газ, попутный газ, газ в плотных породах, метан угольных пластов и сланцевый газ.Категоризация ресурсов и связанные с ними определения описаны далее в Методах. Для нефти и ископаемого метанового газа для каждого региона оцениваются индивидуальные кривые затрат на поставку каждой категории (расширенные данные рис. 1а, б). Эти кривые стоимости предложения в TIAM-UCL относятся ко всем капитальным и эксплуатационным затратам. связанные с разведкой посредством производства, но не включают фискальные режимы или дополнительные транспортные расходы 31 . Важно отметить, что выбросы вверх по течению, связанные с добычей различных ископаемых видов топлива, также учитываются в модели.

    Модель имеет различные технологические варианты удаления выбросов из атмосферы за счет отрицательных выбросов, в том числе комплекс биоэнергетики с технологиями улавливания и хранения углерода (BECCS), в энергетике, промышленности, а также H 2 и производстве биотоплива. Основным ограничивающим фактором для этого набора технологий является глобальный потенциал биоэнергетических ресурсов, установленный на уровне не более 112 ЭДж в год в соответствии с недавним отчетом Комитета по изменению климата Великобритании (CCC) о биомассе 32 .Это более низкий уровень, чем ресурс биомассы, доступный во многих других сценариях комплексной оценки для 1,5 °C (который может составлять до 400 ЭДж в год) 33,34 , и он более репрезентативен для верхней оценки глобального ресурса действительно низкоуглеродная устойчивая биомасса на основе многих экологических исследований 35 (дополнительная таблица 20). Помимо технологических решений по улавливанию углерода из атмосферы, TIAM-UCL также моделирует выбросы CO 2 от землепользования, изменений в землепользовании и лесного хозяйства (ЗИЗЛХ) на региональном уровне на основе экзогенно определенных данных из модели IMAGE. 36 .Здесь мы используем траекторию, основанную на сценарии Общего социально-экономического пути 2 (SSP2) RCP2.6 этой модели, который приводит к глобальным чистым отрицательным выбросам CO 2 от ЗИЗЛХ с 2060 года и далее.

    В TIAM-UCL экзогенные будущие потребности в энергетических услугах (включая мобильность, освещение, бытовое, коммерческое и промышленное отопление и охлаждение) определяют эволюцию системы таким образом, чтобы энергоснабжение удовлетворяло потребности в энергетических услугах на всем временном горизонте (что is, 2005–2100), которые увеличились за счет населения и экономического роста.В этой статье мы используем требования к энергоснабжению, полученные из SSP2 37 . Модель также использовалась с функцией эластичного спроса, при этом спрос на энергетические услуги сокращался по мере увеличения предельной цены удовлетворения энергетических услуг. Решения об инвестициях в энергетический сектор в разных регионах определяются с учетом рентабельности инвестиций с учетом существующей на сегодняшний день системы, потенциала энергетических ресурсов, доступности технологий и, что особенно важно, политических ограничений, таких как цели по сокращению выбросов.Временной горизонт модели простирается до 2100 года, что соответствует шкале времени, обычно используемой для стабилизации климата.

    В сочетании с кумулятивным бюджетом CO 2 верхний предел устанавливается для годовых выбросов CH 4 и N 2 O на основе путей из специального доклада МГЭИК о глобальном потеплении на 1,5 °C базы данных сценариев 11 Мы выбираем все пути, которые имеют потепление на 1,5 °C или ниже в 2100 году, и берем среднее значение по этим сценариям, чтобы получить траекторию выбросов CH 4 и N 2 O, которая соответствует 1. 5 °C мира. Дополнительная информация о ключевых допущениях, использованных в модели, представлена ​​в разделе «Дополнительная информация» 6. Версия модели TIAM-UCL, используемая для этого анализа, была 4.1.1 и запускалась с использованием кода TIMES 4.2.2 с GAMS 27.2. В качестве решателя модели использовался CPLEX 12.9.0.0.

    Спецификация сценария

    Расширенные данные В таблице 1 описаны сценарии, использованные в этой работе, и некоторые ключевые аспекты чувствительности для изучения воздействия на неизвлекаемые ископаемые виды топлива при постоянном балансе углерода при температуре 1,5 °C.Для вероятности 50% это оценивается в 580 ГтCO 2 (с 2018 г.) 3 . Что касается чувствительности, варьировались три ключевых параметра; (1) скорость развертывания технологий улавливания и хранения углерода; (2) доступность биоэнергии и, следовательно, возможность отрицательных выбросов через BECCS; и (3) будущие потребности в энергетических услугах в авиации и химическом секторе, которые создают серьезную проблему для обезуглероживания, учитывая их нынешнюю полную зависимость от ископаемого топлива.

    Более низкий уровень биоэнергии по соображениям устойчивости по сравнению с другими моделями IAM 38 в сочетании с ограниченной ролью прямого захвата воздуха (DAC) помещает траекторию глобальных выбросов в наш центральный сценарий между изложенными архетипами P2 и P3. в специальном отчете МГЭИК о 1,5 °C. Здесь, в нашем центральном случае, BECCS секвестрирует 287 ГтCO 2 в совокупности до 2100 г. по сравнению со 151 и 414 ГтCO 2 для сценариев P2 и P3 соответственно.Ежегодное использование BECCS составляет 5 ГтCO 2 в 2100 году, а еще 0,9 Гт CO 2 улавливаются DAC. Этот масштаб искусственного удаления означает, что центральный сценарий 1.5D находится на грани возможного (то есть не требует резервного копирования для удаления CO 2 ) в текущей версии TIAM-UCL.

    Таким образом, несмотря на то, что CDR играет важную роль в наших сценариях, помимо 1,5D-HiBio, мы не видим случаев, когда глобальные чистые отрицательные выбросы находятся в диапазоне 10−20 GtCO 2 в год во втором полувека, что позволит значительно превысить углеродный баланс до чистого нуля. Это, в свою очередь, по своей сути ограничивает величину, на которую глобальные приземные температуры могут превышать или превышать 1,5 °C до 2100 года, и в некоторой степени снижает подверженность значительным долгосрочным рискам, связанным с зависимостью от обширных отрицательных выбросов после 2050 года, как это предусмотрено P3 и P4. типы сценариев 39 .

    Для сценариев с низким спросом мы получили экспоненциальные годовые темпы роста для авиации (внутренней и международной) и химического сектора, используя Grubler et al. 5 с учетом региональных различий между регионами, входящими в ОЭСР, и регионами, не входящими в ОЭСР.Затем эти темпы роста были применены к откалиброванным историческим данным в TIAM-UCL и экстраполированы на 2050 и 2100 годы. Эти два подсектора были выбраны из-за относительно высоких остаточных выбросов, а также потому, что конкретное направление политики может влиять на потребительский спрос (например, , пассажирский спрос на авиацию и спрос на пластик). Более подробную информацию о траекториях спроса на услуги с низким энергопотреблением и о том, чем они отличаются от нашего основного сценария 1,5 °C, можно найти в разделе 3 дополнительной информации.

    Определение геологических категорий и технико-экономических классификаций ресурсов ископаемого топлива

    Крайне важно, чтобы определения для отчетности были четко изложены, учитывая регулярное использование как геологической, так и технико-экономической терминологии в предыдущих разделах и их различное использование в литература.

    Традиционная и нетрадиционная нефть и ископаемый метановый газ

    Традиционная нефть в TIAM-UCL определяется как имеющая индекс Американского института нефти (API) выше 10°; это отражает «плотность» нефти и, следовательно, ее характеристики потока в нефтеносном пласте 31 .Традиционная нефть также включает легкую плотную нефть, газовые жидкости и арктическую нефть. Нетрадиционная нефть, которая включает в себя сверхтяжелую нефть и битум, обычно имеет индекс API < 10° и, следовательно, является чрезвычайно вязкой с очень высокой плотностью, что обычно требует дополнительной обработки и повышения качества для получения синтетической сырой нефти (SCO), которая сравнима с обычной сырая нефть. Дополнительная энергия, необходимая для повышения качества, приводит к более углеродоемкому продукту и часто к более высоким затратам, чем обычные масла (показаны на рис.1а). В состав ТИАМ-УКЛ также входит сланцевая нефть (кероген), которую мы относим к нетрадиционной. Однако ничего из этого не производится ни в одном сценарии, проводимом для этой работы, и поэтому мы не включили его в наши оценки неизвлекаемых ресурсов.

    Традиционный ископаемый метановый газ относится к тем ресурсам в четко определенных коллекторах, которые не требуют дополнительной обработки для извлечения экономически выгодных объемов. Его можно найти как в газовых коллекторах, так и в ассоциации с нефтью (попутный ископаемый метановый газ, либо образующий газовую шапку, либо растворяющийся в нефтяном потоке).Нетрадиционный ископаемый метановый газ относится к газоносному коллектору, а также к тому, требуются ли дополнительные технологии для инициирования коммерческого дебита, такие как гидроразрыв пласта. В TIAM-UCL это включает сланцы (сланцевая материнская порода с низкой проницаемостью), плотные породы (коллекторы из песчаника с чрезвычайно низкой проницаемостью) и метан угольных пластов (поглощенный угольной матрицей).

    Обычная нефть и газ из ископаемого метана подразделяются на четыре основные категории добычи, причем (1) обеспечивает основную часть наших оценок запасов, а остальные три категории (2–4) включаются в качестве ресурсов.

    (1) Резервы. К ним относятся ресурсы, технически и экономически проверенные по преобладающим рыночным ставкам. Если месторождение не разрабатывается, необходимо провести достаточную оценку, чтобы удовлетворить условию технически и экономически доказанного. Как описано ниже, запасы нефти и газа учитываются на основе 1P.

    (2) Добавление резерва. Это открытые, но неразработанные скопления, которые являются либо нерентабельными, либо заброшенными, либо резервуарами на разрабатываемых месторождениях, которые еще не были разработаны из-за технических ограничений или недостаточных геологических испытаний.Следовательно, они могут стать резервами за счет повышения эффективности, технических усовершенствований, повышения цен на ископаемое топливо и дополнительных геологических испытаний.

    (3) Новые открытия. Эти ресурсы обычной нефти и ископаемого метанового газа могут быть геологически оценены как извлекаемые (обычно с различной вероятностью) без учета затрат.

    (4) Арктическая нефть и ископаемый метановый газ. К ним относятся неразведанные и неосвоенные традиционные ресурсы в арктическом регионе.Как указано McGlade 31 , категоризация арктических ресурсов основана на экономической целесообразности (то есть, было ли месторождение разработано или была ли заявлена ​​какая-либо заинтересованность в разработке), с географической протяженностью, определенной Геологической службой США 40 .

    Нетрадиционная нефть и газ не имеют такой же дезагрегации с точки зрения ступеней ресурсов, без отдельного шага «доказанные запасы» для нетрадиционной нефти и газа, как для традиционных запасов, а вместо этого есть три разных стоимостных ступени для общей ресурсной базы.Таким образом, мы определили объемы нетрадиционных нефти и газа, которые мы классифицируем как запасы, при этом соответствующая совокупная добыча на этих этапах учитывается при расчете неизвлекаемых запасов ископаемого топлива.

    Уголь

    В отличие от добычи нефти и ископаемого метанового газа, которые естественным образом сокращаются со временем, уголь не подвержен тем же характеристикам геологической стоимости и истощения. Хотя в этой статье значительно больше внимания уделяется нефти и ископаемому метану, уровни запасов угля сравнивались с последними данными из BGR 41 .Учитывая быстрый поэтапный отказ от угля в рамках наших сценариев 1,5 °C, систематический анализ неопределенностей в отношении наличия и стоимости запасов и ресурсов угля не проводился. Однако, как уже упоминалось, значения статического резерва и ресурса были перепроверены с помощью BGR.

    Оценка запасов нефти и ископаемого газа-метана

    Предполагается, что запасы нефти и ископаемого газа-метана могут быть извлечены с помощью современных технологий по текущим рыночным ценам или находятся в стадии добычи. Как правило, они предоставляются с заданной вероятностью извлечения заявленного объема по текущим рыночным ценам: для этого используются обозначения 1P, 2P и 3P, отражающие доказанные, вероятные и возможные запасы. Запасы 1P будут наиболее консервативными, с 90%-ной вероятностью извлечения, по крайней мере, заявленного объема. Запасы 2P имеют 50% вероятность, тогда как 3P являются наиболее спекулятивными с 10% вероятностью извлечения заявленного объема.

    В этой статье для оценки запасов мы используем методы, описанные Д.В. (рукопись в процессе подготовки) для ископаемого метана и использовала комбинацию общедоступных данных и методов, изложенных McGlade 31 для нефти (более подробно описано в разделе 5 дополнительной информации).Оба использовали дискретные оценки доказанных запасов и объединили их (предполагая различную степень корреляции) с помощью моделирования методом Монте-Карло. Для ископаемого метана, используя базис 1P, результаты распределения неопределенности запасов были затем объединены с базой данных затрат на уровне месторождения, которая была распространена на непродуктивные месторождения с использованием моделей линейной регрессии. Что касается нефти, мы обновили и откалибровали исследование МакГлейда, используя оценки 1P из общедоступных источников, учитывая, что они являются самыми последними из доступных. Это позволяет нам учитывать запасы легкой трудноизвлекаемой нефти в США 42 , сохраняя при этом надежную оценку неопределенности , проведенную McGlade 31 . Определения соответствуют рекомендациям SPE о том, что составляет доказанные запасы в максимально возможной степени 27 . Например, McGlade 31 определил несколько ключевых примеров (Ближний Восток, Венесуэла и Канада), где публичные оценки запасов нефти, вероятно, преувеличены, в том числе из-за стран, резервирующих резервы для политических рычагов 43 , и которые обеспечивают основную часть разница между нашими оценками 1P и данными из открытых источников 12,44,45,46 .Д.В. (рукопись в процессе подготовки) также привел пример России, где общедоступные «доказанные» запасы газа (в соответствии с определением SPE) на самом деле, по-видимому, относятся к российским стандартам отчетности, где экономика месторождения не учитывается в определении запасов 47, 48 . Восходящая оценка запасов с использованием данных на уровне месторождения и учет присущей объемной неопределенности с использованием вероятностных распределений является основной причиной систематически более низких значений запасов в этой работе по сравнению с другими открытыми источниками отчетности.Подробное объяснение метода, используемого для оценки запасов, представлено в разделе 5 «Дополнительная информация». Это подмножество в конечном счете восстанавливаемых ресурсов, поскольку технологии, которые предполагается использовать при восстановлении, относительно статичны (то есть не развиваются). Ресурсы нефти первоначально определялись исходя из предельных извлекаемых ресурсов.Из-за чувствительности оценок ресурсов к коэффициенту извлечения был использован метод моделирования Монте-Карло, который объединил распределения неопределенности коэффициентов извлечения с пластовыми нетрадиционными объемами для получения агрегированных объемов на уровне страны и региона в конечном счете извлекаемой нетрадиционной нефти 9, 31 . После их первоначальной оценки были предприняты обновления для учета исторической добычи (с 2010 г.) и изменений как в оценках извлекаемых объемов, так и в затратах.Например, пересмотренные объемы потенциально извлекаемой сверхтяжелой нефти и битума (EHOB) были согласованы с последними оценками технически извлекаемых ресурсов из IEA 12 .

    Для нетрадиционного газа в настоящее время имеется широкий спектр литературы, в которой оцениваются технически извлекаемые ресурсы на отдельных уровнях месторождения (по крайней мере, для сланцевого газа). Поэтому диапазоны неопределенности технически извлекаемых сланцевых ресурсов были построены и объединены с использованием моделирования Монте-Карло для получения региональных оценок технически извлекаемых сланцевого газа (Д.W., рукопись в процессе подготовки). Затем они были объединены с кривыми «затраты-истощение», полученными из статистически значимых факторов затрат на добычу на месторождении для отдельных сланцевых месторождений. Этот процесс проиллюстрирован на дополнительном рисунке 12. Для газа из плотных пород и метана из угольных пластов диапазоны на уровне страны были объединены аналогичным образом для получения региональных оценок технически извлекаемых ресурсов.

    Подход к оценке неизвлекаемых запасов и ресурсов

    Представление ископаемого топлива в TIAM-UCL основано на подробном восходящем анализе как стоимости, так и доступности различных геологических категорий нефти и ископаемого метанового газа.McGlade 31 и D.W. (рукопись в процессе подготовки) построил кривые стоимости предложения для каждого региона и категории ресурсов в TIAM-UCL, используя надежные статистические методы для оценки доступности и стоимости нефти и ископаемого метана.

    Кривые стоимости предложения различных ресурсов ископаемого топлива в TIAM-UCL показаны на рис. 1 с расширенными данными, где нефть, ископаемый метан и уголь разделены на области TIAM-UCL. Дополнительная информация представлена ​​в разделе «Дополнительная информация» 5. Эти затраты на поставку представляют собой затраты, связанные с добычей ископаемого топлива из-под земли, но не включают транспортные расходы или налоги в рамках различных налоговых режимов. Поэтому их не следует рассматривать как цены безубыточности. Кривая затрат на поставку нефти (расширенные данные, рис. 1a) отражает стоимость поставки для репрезентативного барреля нефтяного энергетического эквивалента (бнэ), поскольку процессы добычи дают разные энергетические товары. Например, традиционные запасы нефти дают один баррель сырой нефти, тогда как процессы добычи нефтеносного песка производят один баррель битума, который затем, возможно, придется улучшить, если он будет использоваться для определенных последующих целей.Это требует дополнительных энергозатрат и технологических процессов, дополнительные затраты на которые не включаются в кривую предложения, хотя и учитываются в перерабатывающем секторе ТИАМ-УКЛ.

    Чтобы обеспечить полную прозрачность и гибкость в отношении всей базы углеводородных ресурсов, мы распространили наш анализ в этом исследовании на неизвлекаемые ресурсы ископаемого топлива (то есть не только запасы), принимая во внимание добычу по всем кривым затрат на поставку, показанным в расширенных данных. Рис. 1. Важно отметить, что ископаемое топливо не обязательно добывается в порядке затрат вдоль кривой предложения, потому что включены дополнительные ограничения (на уровне региона и категории ресурсов), которые контролируют как темпы роста, так и темпы сокращения производства.

    Ограничения основаны на McGlade 31 , McGlade and Ekins 9 и D.W. (рукопись в процессе подготовки), каждая из которых построена на основе восходящих баз данных нефтяных и газовых месторождений (и отдельных скважин для добычи сланцевого газа в США), и позволяет TIAM-UCL обеспечить эмпирически надежное представление характеристик «истощения» нефти и ископаемых производство газа метана. Ограничения падения и роста используются для моделирования как геологических, так и технико-экономических характеристик технологий добычи нефти и газа, а также некоторой степени инерции внутри системы.Дополнительная информация о том, как функционируют эти ограничения, а также об основных предположениях в отношении данных, представлена ​​в разделе 5 «Дополнительная информация». Во-первых, динамическая природа резервов означает, что ресурсы могут перемещаться по матрице технико-экономической осуществимости в любом направлении (то есть ресурсы могут становиться резервами и наоборот). Таким образом, рассмотрение всей ресурсной базы позволяет нам выйти за пределы относительно ограничительного определения запасов, хотя и обязательно увеличивая диапазон неопределенности в сторону от наиболее определенных извлекаемых объемов.Во-вторых, не вся добыча ископаемого топлива, особенно при переходе к 2100 г., осуществляется из базы запасов из-за ограничений роста и сокращения производства, а также торговли. Полная база ресурсов требует рассмотрения для захвата незарезервированных томов. Наконец, при анализе добычи ископаемого топлива при постоянном углеродном балансе на 1,5 °C региональное распределение производства определяется не только иерархией затрат на поставку различных запасов и ресурсов, но и объемом CO 2 (и другие парниковые газы), связанные с этими ресурсами, и, следовательно, потенциальные выбросы от добычи и потребления.

    %PDF-1.4 % 1221 0 объект > эндообъект внешняя ссылка 1221 122 0000000016 00000 н 0000003858 00000 н 0000003985 00000 н 0000004248 00000 н 0000004753 00000 н 0000004891 00000 н 0000005027 00000 н 0000005165 00000 н 0000005301 00000 н 0000005440 00000 н 0000005576 00000 н 0000005713 00000 н 0000005849 00000 н 0000005987 00000 н 0000006123 00000 н 0000006261 00000 н 0000006397 00000 н 0000006535 00000 н 0000006671 00000 н 0000006810 00000 н 0000006946 00000 н 0000007085 00000 н 0000007221 00000 н 0000007360 00000 н 0000007496 00000 н 0000007634 00000 н 0000007770 00000 н 0000007909 00000 н 0000008045 00000 н 0000008183 00000 н 0000008319 00000 н 0000008457 00000 н 0000008593 00000 н 0000008732 00000 н 0000008868 00000 н 0000009007 00000 н 0000009143 00000 н 0000009281 00000 н 0000009417 00000 н 0000009556 00000 н 0000009692 00000 н 0000009831 00000 н 0000009967 00000 н 0000010106 00000 н 0000010242 00000 н 0000010380 00000 н 0000010516 00000 н 0000010654 00000 н 0000010790 00000 н 0000010928 00000 н 0000011064 00000 н 0000011203 00000 н 0000011339 00000 н 0000011478 00000 н 0000011614 00000 н 0000011753 00000 н 0000011889 00000 н 0000012027 00000 н 0000012163 00000 н 0000012973 00000 н 0000013460 00000 н 0000013498 00000 н 0000013768 00000 н 0000013846 00000 н 0000014096 00000 н 0000015420 00000 н 0000018091 00000 н 0000068133 00000 н 0000068188 00000 н 0000068243 00000 н 0000068298 00000 н 0000068353 00000 н 0000068408 00000 н 0000068463 00000 н 0000068518 00000 н 0000068573 00000 н 0000068628 00000 н 0000068683 00000 н 0000068738 00000 н 0000068793 00000 н 0000068848 00000 н 0000068903 00000 н 0000068958 00000 н 0000069013 00000 н 0000069068 00000 н 0000069123 00000 н 0000069178 00000 н 0000069233 00000 н 0000069288 00000 н 0000069343 00000 н 0000069398 00000 н 0000069453 00000 н 0000069508 00000 н 0000069563 00000 н 0000069618 00000 н 0000069673 00000 н 0000069728 00000 н 0000069783 00000 н 0000069838 00000 н 0000069893 00000 н 0000069948 00000 н 0000070003 00000 н 0000070058 00000 н 0000070113 00000 н 0000070168 00000 н 0000070223 00000 н 0000070278 00000 н 0000070333 00000 н 0000070388 00000 н 0000070443 00000 н 0000070498 00000 н 0000070553 00000 н 0000070608 00000 н 0000070663 00000 н 0000070718 00000 н 0000070773 00000 н 0000070828 00000 н 0000070883 00000 н 0000070938 00000 н 0000070993 00000 н 0000071048 00000 н 0000002736 00000 н трейлер ]>> startxref 0 %%EOF 1342 0 объект > поток xVMlU];A- Ktc$0Z#ปUP IUh]NRnMJPRɭH? VďTwk $y;y3

    Энергетическая сверхдержава 21 века?

    Прошлой осенью и зимой, по мере роста напряженности на Ближнем Востоке и роста слухов о том, что администрация Буша может распространить войну с терроризмом на Ирак, мировые средства массовой информации начали трубить о России как о новой силе на мировых энергетических рынках. В декабре в «Вашингтон пост» Дэвид Игнатиус заявил, что Москва «на пути к тому, чтобы стать следующим Хьюстоном — мировой столицей энергетики». К январю президент России Путин был провозглашен канадской газетой «новым мировым нефтяным царем», а российские СМИ изобиловали комментариями о роли России как влиятельного посредника на мировых энергетических рынках.

    Повышенное внимание средств массовой информации повысило вероятность того, что Россия может бросить вызов ОПЕК и помочь переместить мировые поставки нефти с Ближнего Востока и Персидского залива.Готова ли Россия стать энергетической сверхдержавой в 21 веке? Короткий ответ — да, но не в ближайшем будущем и не в нефти.

    Россия вполне может выйти на некоторые глобальные рынки энергоносителей в качестве альтернативного поставщика для нестабильных государств Персидского залива. Но энергетическое будущее России — в природном газе. В течение следующего десятилетия продолжающиеся кризисы на Ближнем Востоке и растущая озабоченность по поводу загрязнения окружающей среды и глобального изменения климата неизбежно привлекут внимание к огромным запасам более дешевого и более чистого природного газа в России. Однако успех России на международных газовых рынках не является чем-то само собой разумеющимся. Это будет зависеть от значительного увеличения добычи, серьезных инвестиций — как иностранных, так и внутренних — в инфраструктуру и развития полноценных рынков газа в Азии.

    Нефтедоллары и российская экономика

    Газ и нефть десятилетиями были основой советской, а теперь и российской экономики. Энергетика составляет около половины экспортной выручки России. По словам экономиста Brookings Клиффорда Гэдди, «каждый доллар повышения цены барреля нефти составляет примерно 1 доллар.5-2,0 миллиарда долларов дополнительных ежегодных экспортных доходов». В 1999-2000 годах на экспорт энергоресурсов приходилось около 90 процентов роста ВВП России. Благодаря высоким ценам на нефть в конце 2001 года экономика продемонстрировала лучшие результаты за три года с 1966-69 годов.

    В 1990-х годах российская нефтяная промышленность переживала сильный спад. Поскольку экономика резко сократилась с 1990 по 1995 год, внутренний спрос на нефть упал более чем на 40 процентов, что привело к перенасыщению внутреннего рынка. Ограничения пропускной способности трубопроводной системы страны препятствовали прибыльному экспорту нефти.В период с 1988 по 1998 год добыча нефти в России упала почти вдвое — с 11 миллионов до примерно 6 миллионов баррелей в сутки. Бурение резко упало, как и инвестиции. Международных инвесторов, исследующих российскую нефтяную промышленность, отпугнула неопределенная деловая конъюнктура. Российская нефть казалась убыточной.

    Финансовый кризис в России в августе 1998 года, девальвация рубля и последующий, хотя и совершенно не связанный с этим, рост цен на нефть возродили отрасль. Девальвация резко снизила производственные затраты для российских производителей энергии, в то время как резкое повышение цен на нефть увеличило доходы даже без новых инвестиций или увеличения производства.

    В 2001 году нефтяные компании увеличили добычу и расширили свое международное присутствие. Российские компании ведут бурение на нефть в Алжире, Судане и Ливии. В 2000 году ЛУКОЙЛ приобрел сеть автозаправочных станций вдоль восточного побережья Америки и планировал укрепить свои позиции в США за счет переработки сырой нефти. В Восточной Европе ЛУКОЙЛ приобрел НПЗ в Украине, Румынии и Болгарии; и ЮКОС приобрел крупный пакет акций Transpetrol, словацкого оператора нефтепровода.

    Новые инструменты регулирования и фиксированные налоговые ставки, введенные правительством Путина в 2001 году, значительно улучшили инвестиционный климат для международных операторов. В октябре 2001 года Exxon Mobil объявила о пятилетнем выделении 4 миллиардов долларов — крупнейшей на сегодняшний день разовой иностранной инвестиции России — в свои проекты на Сахалине, богатом энергоносителями российском острове в северной части Тихого океана.

    К концу 2001 года Россия стала настоящим международным энергетическим игроком. Были построены новые участки экспортных трубопроводов, заработал новый российский нефтяной терминал в Финском заливе.Россия заключила амбициозное соглашение с Европейским Союзом о долгосрочном энергетическом сотрудничестве, которое позволит увеличить экспорт нефти своему соседу. Европейский союз уже покупает более половины всего экспорта нефти из России, что составляет около 16 процентов ее потребления нефти.

    Лимиты на российскую нефть

    Но при всех своих недавних успехах Россия никогда не вытеснит ОПЕК на мировых нефтяных рынках. В долгосрочной перспективе она не может сравниться с запасами нефти ОПЕК. По добыче нефти Россия занимает третье место после Саудовской Аравии и США с объемом чуть более 7 млн ​​баррелей в сутки.По экспорту она занимает второе место с объемом около 4 млн баррелей в сутки после Саудовской Аравии с объемом около 7 млн ​​баррелей в сутки. Но она занимает седьмое место по доказанным запасам нефти, имея всего 5 процентов против совокупных 77 процентов стран ОПЕК. Международное энергетическое агентство прогнозирует, что из-за огромной базы запасов ОПЕК увеличение мирового производства в 2010-2020 годах будет в основном за счет стран Ближнего Востока ОПЕК.

    Одним из признаков ограниченности запасов России является то, что ее недавний бум нефтяной промышленности был вызван ростом цен на нефть, а не производством.На самом деле России еще предстоит восстановить добычу до пика в 11 млн баррелей в сутки, которого она достигла до распада СССР. А высокие производственные затраты вкупе с ограниченными запасами не позволят России наращивать свои производственные мощности намного дальше этого уровня. Добыча барреля нефти обходится Саудовской Аравии чуть более чем в 5 долларов; это обходится России в среднем в два раза дороже.

    Если глобальная рецессия и низкий мировой спрос снова приведут к снижению цен на нефть, российские нефтяные компании могут легко вернуться к проблемам 1990-х годов.Для России нефть — слишком волатильный товар, чтобы ставить на него все свое будущее.

    Поднять газ

    Будет ли России лучше с природным газом? Так думают многие в энергетическом комплексе России, и многие российские нефтяные компании расширяют свою деятельность в газовой сфере. Запасы газа в России намного превышают запасы любой другой страны. Действительно, Россия для природного газа является тем же, чем Саудовская Аравия является для нефти. Обладая 32 процентами доказанных мировых запасов, Россия намного опережает Иран (15 процентов), Катар (7 процентов), Саудовскую Аравию и ОАЭ (4 процента), а также США и Алжир (3 процента). В одиночку Газпром, российская газовая компания-гигант, владеет четвертью всех мировых запасов газа, контролирует 90 процентов российской добычи и является крупнейшим в России источником твердой валюты. Его налоговые платежи составляют около 25 процентов от общего объема налоговых поступлений федерального правительства.

    Хотя нефть остается доминирующим мировым источником топлива, значение природного газа возрастает. В настоящее время на него приходится около 23 процентов мирового потребления энергии, и вскоре он вытеснит уголь (чуть более 24 процентов) на мировых рынках.Более широкое использование сжиженного природного газа и усовершенствование технологии трубопроводов превратили газ из местного товара в международный бизнес.

    В Европейском союзе экологические проблемы и значительные местные запасы сделали природный газ самым быстрорастущим источником энергии. На газ приходится 22 процента энергопотребления ЕС (на нефть по-прежнему приходится 44 процента), а Россия долгое время была доминирующим поставщиком в Европу. ЕС покупает 62% всего экспорта газа из России, что, в свою очередь, составляет 20% от общего потребления газа в ЕС.С 1997 года Россия также является основным поставщиком Турции, на долю которой приходится около 70 процентов ее импорта газа. Российское правительство хочет увеличить экспорт в Турцию и удвоить экспорт в Европу в течение следующих 20 лет.

    В 1990-е годы европейские газовые компании, в том числе немецкие Wintershall и Ruhrgas и итальянская ENI, вложили значительные средства в российскую промышленность. Вместе ENI и «Газпром» в настоящее время строят подводный газопровод «Голубой поток» через Черное море для транспортировки российского газа в Турцию.«Газпром» также намерен построить огромный трансъевропейский трубопровод от своего полуострова Ямал на северо-западе Сибири до Германии; построить обходной газопровод вокруг Украины, чтобы избежать перекачивания и незаконной продажи газа из существующей магистрали; и привлечь Финляндию к строительству еще одного трубопровода через Балтийское море из северной части России в Германию. В конце 2001 г. при рекордно высоких доходах от экспорта в размере 14,5 млрд долларов и чистой прибыли в 3,3 млрд долларов будущее «Газпрома» и российского газа выглядело многообещающим.

    Северо-Восточная Азия также стала важным перспективным рынком.На этот регион уже приходится около 20 процентов мирового потребления энергии, а в течение следующих 20 лет на него может приходиться треть всего мирового спроса на энергию. Китай, Япония и Южная Корея хотели бы удовлетворить этот спрос за счет увеличения потребления газа, чтобы снизить затраты на загрязнение и зависимость от ближневосточной нефти. Китай особенно стремится перейти с угля на газ, чтобы уменьшить высокие экологические потери от угля. Российский «Газпром», похоже, готов удовлетворить спрос в Азии. Три основных газоносных региона — Якутия в Восточной Сибири, Ковытка у озера Байкал и остров Сахалин — имеют достаточно хорошее расположение для обслуживания Северо-Восточной Азии.«Газпром» недавно заключил сделки с тремя крупнейшими компаниями Китая о создании ряда совместных предприятий.

    Каспийский бассейн и геополитика российской энергетики

    Значение энергетики для российской экономики и роль России как крупного экспортера нефти и газа неизбежно повлияли на внешнюю политику России. В 1990-х годах это нигде не было более очевидным, чем в Каспийском бассейне, где богатые месторождения нефти и газа и растущий интерес и инвестиции У.С. и международные энергетические компании привели к резким разногласиям между Россией и США.

    Российские запасы нефти на Каспии меньше, чем у трех других бывших советских регио- нов — Азербайджана, Казахстана и Туркменистана. В 1990-е годы Россия и три меньшие страны поссорились из-за раздела трофеев Каспийского моря и направления новых маршрутов экспортных трубопроводов. Большую часть десятилетия Россия пыталась сохранить старый правовой режим советских времен, который исключал бы раздел каспийских ресурсов.Он также яростно сопротивлялся поддерживаемым США планам разрушить свою монополию на существующие трубопроводы и транспортировать каспийскую нефть через Кавказ в Турцию.

    С открытием более крупных, чем ожидалось, запасов нефти в российском секторе Каспийского моря и внезапным ростом мировых цен на нефть российское правительство стало более склонным к делимитации Каспийского моря. По мере того как российские нефтяные компании процветали, становились международными игроками и искали новые экспортные возможности, они стали выступать за взаимодействие с Соединенными Штатами, а не за конфронтацию в освоении Каспийского бассейна.В октябре 2001 года новый трубопровод для транспортировки нефти от консорциума под руководством Chevron в Казахстане в российский порт Новороссийск, наконец, заработал на полную мощность. В конце 2001 года, после нескольких лет разногласий, «ЛУКойл» и «ЮКОС» проявили интерес к любимому проекту правительства США — трубопроводу Баку-Тбилиси-Джейхан с азербайджанских месторождений.

    Но Россия и Соединенные Штаты по-прежнему расходятся во мнениях по другим глобальным нефтяным вопросам, особенно по интересам российских энергетических компаний в Ираке. У ЛУКОЙЛа есть многомиллиардный контракт в Ираке на реабилитацию крупных нефтяных месторождений после снятия санкций.В августе 2001 года Ирак передал права на нефтяные месторождения, ранее принадлежавшие Франции, России и российским нефтяным компаниям. Разногласия по Ираку, развертывание американских войск в Центральной Азии для поддержки афганской кампании, обсуждение послевоенного восстановления Афганистана и возрождение в СМИ плана 1997 года международного консорциума во главе с Unocal по строительству газопровода из Туркменистана через Афганистан и Пакистан в Индию обострили чувство региональной конкуренции.

    Нефть была историей 1990-х годов на Каспии, но газ станет предметом обсуждения в следующем десятилетии, если фокус сместится на Центральную Азию.Каспий становится новым крупным глобальным источником газа, большая часть доказанных запасов которого находится в Туркменистане, Казахстане и Узбекистане. Иран, уступающий только России по запасам газа, технически также является прикаспийским государством, у него есть экспорт и большие амбиции на региональных рынках. Вместе Россия и Иран, вероятно, будут доминировать и направлять газовые потоки Центральной Азии.

    Россия имеет гораздо больший контроль над добычей и экспортом газа в Центральной Азии, чем над каспийской нефтью. Все существующие маршруты трубопроводов проходят через Россию, и международным энергетическим компаниям не удалось добиться таких же успехов в добыче газа в Центральной Азии, как в добыче каспийской нефти.

    Россия и Иран, вероятно, также будут преобладать в Южной Азии. Иран готов служить транзитной страной для туркменского газа, а также ведет интенсивные переговоры как с Пакистаном, так и с Индией об экспорте собственного газа. Предлагаемые Ираном трубопроводы будут проходить в обход Афганистана, а также Пакистана, если это необходимо для доступа к индийскому рынку (с трубопроводом под Персидским заливом). «Газпром» активно участвует в разработке иранского газа и разработал собственные планы строительства южного трубопровода.Действительно, в своем публичном заявлении о приоритетах на 2002 год «Газпром» наметил три, а не два основных рынка для компании: Европа, Северо-Восточная Азия и Южная Азия.

    Возникающая, но еще не «супер» энергетическая сила

    Хотя геополитика, кажется, работает в пользу России на мировых газовых рынках, экономическая картина менее радужная. Надежды «Газпрома» на одновременное проникновение на три рынка вряд ли осуществятся в ближайшее время, и ему потребуются значительные иностранные инвестиции, чтобы поддерживать даже существующий экспорт.

    Несмотря на свои огромные запасы, добыча «Газпрома» за последние несколько лет упала, поскольку газовые месторождения Западной Сибири, на долю которых приходится 75 процентов текущей добычи, истощились. В 2001 г., хотя выручка от экспорта и чистая прибыль увеличились, объемы экспорта «Газпрома» сократились на 4% по сравнению с планами 2001 г. и сократились на 3% по сравнению с объемами 2000 г. Как и в случае с нефтью, высокие цены, а не добыча, увеличили доходы «Газпрома». Долг «Газпрома» также оценивается в 11–13 миллиардов долларов, и за последнее десятилетие ему не удалось модернизировать существующую инфраструктуру. Введено в эксплуатацию только одно крупное новое газовое месторождение.

    Отраслевые аналитики сомневаются в способности «Газпрома» увеличить экспорт в Европу, а также построить новые трубопроводы и выполнить ожидаемые долгосрочные контракты со странами Северо-Восточной Азии. По их словам, «Газпрому» потребуется сохранить контроль над запасами газа в Центральной Азии, чтобы удовлетворить европейский спрос, и потребуются огромные иностранные инвестиции для реализации проектов в Азии. На сегодняшний день стратегия «Газпрома» заключалась в том, чтобы экспортировать российский газ на валютные рынки Западной Европы и предоставить Туркменистану возможность поставлять газ бывшим советским республикам, таким как Украина, которые отстали от платежей за энергоносители России.Эту стратегию будет трудно поддерживать, поскольку государства региона пытаются осваивать другие рынки и экспортные маршруты. Впереди новые ссоры между центральноазиатскими государствами и Россией.

    В Северо-Восточной Азии «Газпром» также сталкивается с конкуренцией со стороны других поставщиков, включая Австралию, Бангладеш, Индонезию и Малайзию. Даже если он сможет обеспечить газ, в ближайшем будущем спрос будет неопределенным. Япония, Китай и Южная Корея по-прежнему нуждаются в значительном дерегулировании и улучшении внутренней инфраструктуры, чтобы обеспечить развитие энергетических рынков.Япония не имеет внутренней сети газопроводов и находится в разгаре финансового кризиса. Южная Корея имеет развитую газовую инфраструктуру, но ее рынок слишком мал, чтобы оправдать строительство сухопутных трубопроводов из России через Китай и Северную Корею. Китаю не хватает инфраструктуры для основного внутреннего использования газа, и ему по-прежнему нужны транспортные и городские распределительные сети.

    Хотя Россия является важным игроком на мировых нефтяных рынках, особенно в Европе, она не может конкурировать или вытеснять Ближний Восток и другие страны ОПЕК в долгосрочной перспективе.Изменения в глобальном потреблении энергии и растущие усилия по поиску альтернатив нефти и углю делают газ ресурсом будущего. Запасы газа в России огромны и еще не полностью освоены. Ее геополитическое положение, охватывающее Европу и Азию, с газовыми месторождениями, простирающимися от запада до востока Сибири и острова Сахалин, дает России уникальный охват. Благодаря значительным иностранным инвестициям, улучшению производства и строительству трубопроводов и другой инфраструктуры Россия сможет удовлетворить растущий спрос на природный газ.Уже добившись значительных успехов в поставках газа в Европу, он, вероятно, начнет выходить на азиатские рынки в ближайшее десятилетие. В 2002 году Россия является новой энергетической державой. В ближайшие 20 лет она может стать энергетической сверхдержавой.

    Где в мире находятся ископаемые виды топлива, которые нельзя сжигать, чтобы сдержать глобальное потепление?

    Канада, Россия, Саудовская Аравия и США не могут сжигать большую часть угля, нефти и газа, находящихся на их национальных территориях, если мир хочет сдержать глобальное потепление.Таков вывод нового анализа, направленного на определение того, что потребуется для того, чтобы средняя глобальная температура не повысилась более чем на 2 градуса по Цельсию в этом столетии — цель, принятая в ходе продолжающихся переговоров в рамках Рамочной конвенции Организации Объединенных Наций об изменении климата.

    «Если мы хотим достичь предела в два градуса наиболее экономичным способом, более 80 процентов современного угля, половина газа и одна треть нефти должны быть классифицированы как негорючие», — сказал Кристоф Макглэйд, научный сотрудник Университета. Институт устойчивых ресурсов Лондонского колледжа (ISR) и ведущий автор отчета, опубликованного в Nature 8 января, во время пресс-конференции.( Scientific American входит в состав Nature Publishing Group.) Эти глобальные ограничения действуют, даже если технологии, способные улавливать углекислый газ и утилизировать его, получат широкое распространение в течение следующего десятилетия. «Быстрое развитие [улавливания и хранения углерода] позволяет вам производить лишь немного больше».

    Согласно исследованию, обширные месторождения угля, обнаруженные в Китае, России и США, должны оставаться под землей, как и большая часть природного газа на Ближнем Востоке.Тем не менее, природный газ в других частях мира, таких как США, может сыграть большую роль в снижении загрязнения CO2, но только в том случае, если он будет использоваться для замены еще более грязного угля и не будет препятствовать использованию большего количества ядерных или возобновляемых источников энергии. в процессе постройки.

    Исследовательский проект начался с расчета Межправительственной группы экспертов ООН по изменению климата, согласно которому для того, чтобы иметь хотя бы 40-процентный шанс удержать глобальное потепление ниже 2 градусов по Цельсию, в атмосферу может быть выброшено от 900 до 1200 гигатонн углекислого газа.Используя этот бюджет, МакГлейд и экономист ISR Пол Экинс с помощью компьютерного моделирования исследовали, «какие ископаемые виды топлива не должны использоваться и где они находятся», объяснил Экинс.

    Как и другие исследователи до них, исследователи быстро обнаружили, что примерно две трети известных и ожидаемых месторождений ископаемого топлива не могут быть сожжены. Если бы мир сжег весь уголь, нефть и природный газ, которые уже известны и могут быть извлечены с прибылью, в атмосферу попало бы примерно 3000 гигатонн CO2 — почти в три раза больше, чем в США.N. Предложенный Межправительственной группой экспертов по изменению климата бюджет выбросов CO2.

    Но затем новый анализ предпринял дополнительный шаг, чтобы посмотреть, какие страны и территории обладают этими несгораемыми ресурсами и запасами, используя оценки Британской геологической службы, Геологической службы США и других источников данных. Так, например, на всем Ближнем Востоке не следует сжигать 260 миллиардов баррелей нефти, чтобы достичь цели в 2 градуса по Цельсию, что примерно эквивалентно предполагаемым текущим запасам только Саудовской Аравии.Кроме того, Макглэйд добавил, что любая нефть или газ, обнаруженные в Арктике, не должны использоваться.

    Канада обладает крупнейшей в мире долей несгораемой нефти, потому что большая часть этих запасов находится в форме битуминозных песков, смеси битума и песка, для преобразования которой в пригодные для использования нефтепродукты требуется сжигание природного газа. «Восемьдесят пять процентов его резервной базы в 50 миллиардов баррелей должны оставаться в недрах», — сказал Макглэйд.

    Региональное распределение запасов, несгоревших до 2050 г. , чтобы температура не превышала 2 °C даже с CCS

    Регион Масло Газ Уголь
      Гб % Ткм % Гт %
    Африка 23 21% 4.4 33% 28 85%
    Канада 39 74% 0,3 24% 5,0 75%
    Китай и Индия 9 25% 2,9 63% 180 66%
    БСС 27 18% 31 50% 203 94%
    Южная и Южная Америка 58 39% 4. 8 53% 8 51%
    Европа 5,0 20% 0,6 11% 65 78%
    Ближний Восток 263 38% 46 61% 3,4 99%
    Тихоокеанский регион ОЭСР 2,1 37% 2.2 56% 83 93%
    ОПР 2,0 9% 2,2 24% 10 34%
    США 2,8 6% 0,3 4% 235 92%
    Глобальный 431 33% 95 49% 819 82%


    Предоставлено UCL

    Обозначение любого ископаемого топлива как негорючего означало бы сейсмический сдвиг в глобальной политике и бизнесе. «В 2013 году нефтяные компании потратили 670 миллиардов долларов на разведку новых месторождений нефти и газа, — отметил Экинс. «Можно спросить, зачем они это делают, когда в земле больше, чем мы можем позволить себе сжечь?»

    В настоящее время мир приближается к глобальному потеплению на целых 5 градусов по Цельсию, что эквивалентно сжиганию дополнительно примерно 300 миллиардов метрических тонн угля и 220 миллиардов баррелей нефти, включая некоторые запасы, которые, вероятно, будут обнаружены в быстро тающая Арктика. Чтобы избежать сжигания всего этого ископаемого топлива, компьютерная модель ISR предлагает построить больше атомных электростанций, переключиться на солнечную энергию на крышах и сжигать биотопливо, улавливая и сохраняя полученный углерод, чтобы помочь снизить концентрацию CO2 в атмосфере.Эти концентрации уже достигли 400 частей на миллион, что является самым высоким уровнем, наблюдаемым по крайней мере за 800 000 лет. «Переход на более эффективные транспортные средства — вот что будет делать модель», — добавил Макглэйд.

    Хотя анализ представляет собой всего лишь компьютерную модель, он показывает последствия борьбы с изменением климата для владельцев ископаемого топлива — будь то корпорации или страны. Сегодня во всем мире ископаемое топливо, особенно уголь, сжигается с возрастающей скоростью, чтобы обеспечивать энергией растущую экономику и обеспечивать свет, охлаждение, компьютеры и другие современные услуги и удобства.Этот всплеск потребления является, по-видимому, неизбежной платой за улучшение качества жизни миллиардов людей, все еще живущих в энергетической бедности, но все более несовместимых с усилиями по борьбе с изменением климата, которое нанесет наибольший вред беднейшим слоям населения.

    Таким образом, возникает многотриллионный вопрос: какие страны и компании откажутся от сжигания ископаемого топлива, чтобы другие могли сжигать их долю? «Политики в Китае, Европе и США все говорят, что они поддерживают это ограничение в 2 градуса», — отметил Экинс.«Это имеет определенные последствия».

    Никакой новой добычи нефти, газа или угля, если к 2050 году мир достигнет нуля, заявляет Всемирная энергетическая организация | Ископаемое топливо

    Эксплуатация и разработка новых нефтяных и газовых месторождений должны быть остановлены в этом году, и нельзя строить новые угольные электростанции, если мир хочет оставаться в безопасных пределах глобального нагревания и достичь цели нулевых выбросов к 2050 году. Об этом сообщила ведущая мировая энергетическая организация.

    В своем самом сильном предупреждении о необходимости резкого сокращения использования ископаемого топлива Международное энергетическое агентство (МЭА) также призвало не продавать новые автомобили, работающие на ископаемом топливе, после 2035 года и увеличить глобальные инвестиции в энергетику более чем вдвое по сравнению с $2 трлн (£1.42 трлн) в год до 5 трлн долларов (3,54 трлн фунтов стерлингов). Результатом станет не экономическое бремя, как утверждают некоторые, а чистая выгода для экономики.

    Фатих Бироль, исполнительный директор МЭА и один из ведущих мировых экономистов в области энергетики, сказал Guardian: «Если правительства серьезно относятся к климатическому кризису, то с этого момента не может быть новых инвестиций в нефть, газ и уголь. год.»

    Он сказал, что от правительств всего мира требуется новая решительная политика: «Все больше и больше стран приходят к нулевым обязательствам, что очень хорошо, но я вижу огромный и растущий разрыв между риторикой [правительств] и реальность.

    МЭА выпустило свой самый полный отчет о том, что необходимо для достижения мировых климатических целей, последствия которых будут ощущаться во всем мире. Немногие правительства намерены остановить разведку ископаемого топлива. Великобритания лицензирует новые нефтяные и газовые месторождения в Северном море, Китай строит угольные электростанции, а нефтяные компании продолжают инвестировать в новые производства.

    Бироль сказал, что они должны пересмотреть свое решение. «Наш доклад никому ничего не запрещает. Если правительства планируют инвестиции, это зависит от них.Но если правительства возьмут на себя обязательства по достижению нулевых выбросов, они должны увидеть, каковы будут последствия».

    В прошлом месяце МЭА предупредило, что выбросы вырастут вторым по величине за всю историю наблюдений, в основном из-за возрождения добычи угля после прошлогодних ограничений.

    Обещания, сделанные правительствами в преддверии переговоров ООН по климату Cop26, которые должны состояться в Глазго в ноябре этого года, также недостаточны и должны быть усилены, если мир хочет ограничить повышение температуры до 1.По его словам, на 5 градусов выше доиндустриального уровня. Этот предел, за пределами которого ученые предсказывают ужасные последствия климатических изменений, является амбициозной целью Парижского соглашения 2015 года и потребует сокращения вдвое выбросов парниковых газов в этом десятилетии.

    Отчет показал, что эти меры создадут 30 миллионов новых рабочих мест и добавят 0,4 процентных пункта в год к росту мирового ВВП. Бироль сказал, что в таких секторах, как угольная промышленность, будет потеряно около 5 миллионов рабочих мест, но правительства могут многое сделать для облегчения перехода.

    Бироль сказал, что технология сокращения вдвое выбросов к 2030 году уже доступна и должна быть развернута еще быстрее. «Огромную часть можно сделать с помощью существующих технологий, в этом нет никаких проблем», — сказал он.

    Джон Керри, посланник США по климату, вызвал споры, когда в выходные предположил, что половина сокращения выбросов углерода, необходимого для достижения нулевого уровня выбросов к 2050 году, будет достигнута с использованием новых технологий. Эксперты по климату, в том числе Майкл Манн, все больше обеспокоены тем, что некоторые новые критические анализы климатических действий, такие как книга, недавно опубликованная миллиардером программного обеспечения Биллом Гейтсом, слишком много внимания уделяют идее о том, что футуристические технологии спасут мир от климатического хаоса, а не сосредоточиться на том, что можно сделать сегодня. Поскольку климат реагирует на кумулятивные выбросы, а не на текущие выбросы, если сокращение выбросов углерода оставить на будущее и не сделать в этом десятилетии, будет слишком поздно оставаться в пределах 1,5°C.

    Бироль ясно дал понять, что технология, необходимая для достижения чистого нуля, не является ни фантастической, ни футуристической. Он сказал: «Эти технологии уже изобретены, но еще не в полной мере. Инновации имеют решающее значение, но технологии с нами».

    Важнейшими новыми технологиями, находящимися в разработке, являются: усовершенствованные батареи, особенно для использования в электромобилях; водород; и улавливание углерода.

    Они потребуются, поскольку в некоторых секторах декарбонизация особенно затруднена, например, в производстве стали и цемента, в авиации и судоходстве, а также в секторах, использующих большегрузные дорожные транспортные средства. Бироль сказал, что большая часть остальной части мировой экономики может быть обезуглерожена с помощью экономичных технологий, которые уже широко используются, таких как ветровая и солнечная энергия.

    МЭА поставило перед правительствами 400 целей, включая поэтапный отказ от новых автомобилей, работающих на ископаемом топливе, с 2035 года и декарбонизацию глобального производства электроэнергии к 2040 году.В его анализе также учитывался рост населения планеты примерно на 2 миллиарда человек, а также необходимость обеспечения электроэнергией 785 миллионов человек, не имеющих к ней доступа, и экологически чистого приготовления пищи для 2,6 миллиарда человек, у которых в настоящее время ее нет. Это будет стоить около 40 миллиардов долларов в год, или 1% мировых ежегодных инвестиций в энергетический сектор, и сократит преждевременную смертность от загрязнения воздуха внутри помещений примерно на 2,5 миллиона в год.

    Графика

    МЭА подготовило отчет — наиболее полный из всех, когда-либо отражающий глобальные требования для достижения цели нулевых чистых выбросов — по запросу правительства Великобритании.

    Алок Шарма, назначенный президент Cop26 и бывший бизнес-секретарь Великобритании, сказал: «Мы должны действовать сейчас, чтобы расширить масштабы чистых технологий во всех секторах и постепенно отказаться от использования угольных электростанций и автомобилей, загрязняющих окружающую среду, в ближайшее десятилетие. Наша первая цель для Великобритании в качестве председателя Cop26 — поставить мир на путь снижения выбросов, пока они не достигнут нуля к середине этого века».

    Рабочая сила

    Великобритания начала процесс лицензирования новых нефтяных и газовых месторождений в Северном море, а также рассматривает возможность строительства новой угольной шахты для коксующегося угля.Бироль сказал, что правительствам следует подумать о том, что произойдет с будущим спросом и могут ли они остаться с безнадежными активами в будущем.

    Он добавил, что МЭА прогнозирует снижение мирового спроса на нефть с нынешних 90 млн баррелей в день до примерно 24 млн баррелей в день к 2050 году. инвестиции в угольные шахты», — сказал он. «Это зависит от того, насколько серьезно правительства относятся к изменению климата».

    Увеличение количества рабочих мест

    Эта статья была изменена 18 мая 2021 года.В более ранней версии говорилось, что МЭА прогнозирует, что мировой спрос на нефть снизится примерно до 24 млн баррелей в день к 2030 году; на самом деле это был 2050 год.

    GEO ExPro — Безуглеродная Россия: барьеры и возможности

    Солнечная энергетика развивалась особенно медленно. Первая электростанция была открыта в 2010 году, но с тех пор установленная мощность довольно быстро увеличилась примерно до 1,3 ГВтч к 2019 году. В настоящее время строится ряд проектов, при этом тарифная система поощряет несколько недавних совместных предприятий, включая солнечную электростанцию ​​​​мощностью 45 МВт, открытую в 2019 году. Март 2021 года в Бурятии, недалеко от границы с Монголией, где 300 солнечных дней в году.По оценкам, валовой потенциал солнечной энергии в стране составляет более двух миллионов тонн угольного эквивалента, при этом регионы Черного и Каспийского морей, Северный Кавказ, Дальний Восток и Южная Сибирь являются районами, где солнечная энергия может быть наиболее легко доступна. Предполагается, что даже многие арктические поселения России могли бы извлечь выгоду из гибридных солнечных и дизельных электростанций, которые сократят расходы и решат проблемы цепочки поставок и дефицита.

    Дальнейший зеленый потенциал

    Обладая обширной необитаемой территорией, включающей около 20% мировых лесов, и большим количеством сельскохозяйственных отходов, считается, что Россия обладает крупнейшими в мире ресурсами биомассы.Это один из крупнейших производителей древесных гранул, и эта отрасль быстро развивается, хотя следует помнить, что леса являются важным поглотителем углерода. Считается, что в настоящее время страна использует только 12% своего биоэнергетического потенциала.

    Сила приливов тоже имеет потенциал. Одна из крупнейших в мире приливных электростанций Кислая Губа в Баренцевом море общей мощностью 1,7 МВт была построена в 1968 г., и планируется разработать огромный проект мощностью 87 ГВт в Пенжинском заливе Охотского моря, который средняя высота прилива 10 м.

    Кроме того, использование биомассы, солнечных и ветровых ресурсов страны поможет России производить больше зеленого водорода. В последнее время были предприняты шаги по развитию использования водорода, при этом разработка ископаемого топлива остается главным приоритетом. Например, в официальных российских пакетах мер по восстановлению после пандемии отсутствуют какие-либо стимулы для зеленого сектора, и лишь немногие российские банки будут инвестировать в проекты по возобновляемым источникам энергии и декарбонизации из-за длительного периода окупаемости.

    Правительство уделяет ограниченное внимание развитию технологий, необходимых для альтернативных источников энергии, что делает их стоимость выше, чем где-либо еще; настаивание на местных технологиях содержания не помогает.Еще одним фактором являются суровые природные условия в стране, особенно долгая и суровая зима. Лед оказывает особенно пагубное воздействие на ветряные турбины, в то время как снег, покрывающий солнечную панель, останавливает ее работу, а эффекты замерзания-оттаивания могут вызвать серьезные проблемы, что делает обслуживание более дорогим. Для решения этих вопросов необходимы обширные исследования.

    Переход энергии будет дорогим; высокопоставленный кремлевский советник сказал перед саммитом COP26, что это может стоить российской экономике примерно 1 доллар.

    Добавить комментарий

    Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *