Прогнозирование устойчивого развития нефтегазового комплекса

Российский нефтегазовый комплекс

В Энергетической стратегии России на период до 2020 года указано на несовершенство сложившейся системы управления государственным фондом недр, а также на необходимость внесения принципиальных изменений в сформировавшиеся механизмы воспроизводства сырьевой базы углеводородов.

Недостатки системы государственного управления и контроля в области использования и воспроизводства стратегических видов сырья приводят к форсированной отработке лучших по качеству запасов, низким темпам ввода новых месторождений, нарушениям проектов разработки по осваиваемым месторождениям, недостаточным темпам подготовки запасов и другим негативным тенденциям, снижающим энергетическую безопасность страны.

Поэтапное совершенствование управления развитием минерально-сырьевой базы предполагает анализ текущего ее состояния, определение стратегии ее развития на перспективу и прогнозной оценки потребностей нефтегазовой отрасли [1]. Предлагаемые макроэкономические идеи прогнозирования развития НГК в пределах Юга России разработаны в [2].

Мировой нефтегазовый комплекс в настоящее время находится под угрозой сокращения его обеспеченности сырьевыми ресурсами. Нефтегазодобывающая промышленность подошла к «роковой черте», за которой начинается разработка остаточных запасов. Это обусловлено тем, что накопленная добыча нефти и газа из традиционных коллекторов составляет около половины их начальных прогнозных ресурсов [3; 4].

Нефтегазовый комплекс (НГК) России находится в ином положении. Уникальные размеры территории страны определили наличие нескольких еще неосвоенных нефтегазоносных провинций (в основном, в северных труднодоступных районах), а также ряда потенциально нефтегазоносных провинций. Весьма значимым явилось открытие богатейших (особенно Западно-Сибирской) нефтегазоносных провинций, обладающих уникальным ресурсным потенциалом. Последний представлен значительным количеством крупных и гигантских месторождений углеводородов.

Мировой рынок нефти и газа в условиях глобализации четко разделен между странами-производителями. Россия сохраняет лидерские позиции в добыче нефти и газа и традиционно находится в тройке основных производителей нефти (Саудовская Аравия, Россия, США) и газа (США, Россия, Канада). В то же время ресурсно-сырьевая база НГК России резко дифференцирована. Запасы российского газа (30% мировых) являются самыми большими в мире. Однако положение России среди лидеров нефтедобычи не соответствует уровню текущих запасов, которые, в общем, соответствуют запасам таких стран-импортеров, как Китай и США (7% мировых), но в четыре раза меньше, чем запасы Саудовской Аравии.

Вследствие дисбаланса ресурсно-сырьевой базы НГК России развитие его отраслей в условиях глобализации будет идти в различных направлениях. В мировом топливно-энергетическом балансе природный газ выходит на ведущие позиции из-за его высокой конкурентноспособности сравнительно с другими энергоносителями. Поэтому базовым направлением инновационного развития до 2030-2040 г. в топливно-энергетическом комплексе остается использование природного газа.

Газодобывающая отрасль

Эта отрасль обеспечена ресурсно-сырьевой базой как на кратко-, так и на долгосрочную перспективу. По крайней мере, до 2050 г. будут осваиваться промышленные (текущие) запасы, а также воспроизведенные (доразведанные) запасы, переведенные из прогнозных ресурсов [3].

В ближайшей перспективе будут осваиваться глубокие горизонты в районах традиционной газодобычи, а также залежи в труднодоступных районах Сибири и шельфа арктических морей. До 2016 г. должно завершиться освоение сеноманского газа Западной Сибири [3]. На смену придет расширенная газодобыча в Гыдане и на Ямале (ориентировочно до 2020 г.). Затем настанет очередь валанжин-юрского газа на севере Западной Сибири, а также арктического и дальневосточного шельфа (до 2040-2050 гг.).

В долгосрочной перспективе задачей газовой промышленности станет освоение нетрадиционных источников, в первую очередь это газы в плотных (глинистых) коллекторах Волго-Уральской, Северо-Кавказской, Тимано-Печорской провинций.

Этот рубеж знаменует переход к разработке остаточных запасов традиционных источников газодобычи и к промышленному освоению нетрадиционных источников. К ним в настоящее время относятся: (а) газонасыщенные слабопроницаемые породы с низкой газоотдачей; (б) газовые залежи в плотных песчаниках и сланцевых формациях, а также угленосных толщах; (в) водорастворенный газ подземной гидросферы в освоенных нефтегазоносных провинциях; (г) газы в твердой фазе (газогидраты) [5].

Все указанные скопления газа не могут быть активизированы и выработаны с помощью принятых в газодобыче техногенных депрессий. Процесс их промышленной добычи требует дополнительных физико-химических воздействий на вмещающие породы или непосредственно на газ, что значительно удорожает их освоение и сопровождается значительными отрицательными последствиями для окружающей среды.

Подготовка к освоению газовых скоплений из нетрадиционных источников представляет собой длительный и дорогостоящий проект. Например, США потребовалось 20 лет исследовательских работ (с 1960 по 1980 г.), чтобы наладить рентабельную добычу газа из угольных пластов и плотных песчаников Девона. Еще 20 лет потребовалось, чтобы решить проблему освоения сланцевого газа и наладить с 2000 г. промышленную добычу, обеспечив потребности страны в газе не менее чем на 15 лет.

Известные отрицательные стороны - высокая стоимость газодобычи, технические сложности освоения и негативные экологические последствия - сдерживают широкое внедрение в разработку выявленных нетрадиционных источников газа, в первую очередь слабопроницаемых газонасыщенных пород с низкой газоотдачей. Однако негативные особенности этих источников компенсируются тем, что ресурсы нетрадиционных видов газов более чем на порядок превышают планомерно истощающиеся традиционные запасы [6]. Вполне естественно, что промышленное освоение их в будущем станет неизбежным для России с ее, казалось бы, неисчерпаемой минерально-сырьевой базой [7].

Уже сейчас в пределах обустроенных территорий Европейской России с высоким газопотреблением степень выработанности традиционных центров газодобычи превысила 70%, а на Юге России - она даже выше, причем добыча постепенно падает, а фонд подготовленных структур практически исчерпан. Размеры открываемых месторождений за последние десятилетия резко снизились.

Наиболее вероятным источником дополнительных ресурсов могут стать плотные коллекторы, залегающие на доступных для промышленного освоения глубинах. Возможности их использования изучаются производственными подразделениями НК «Роснефть» в Ставропольском крае. В перспективе они могут быть вовлечены в разработку, поскольку геолого-экономическая оценка определяет умеренную стоимость работ по их освоению, благодаря высокой степени геологической изученности, наличию квалифицированных кадров и развитой инфраструктуры, включая законсервированные скважины, пригодные для восстановления.

Разведанные запасы свободного газа и газовых шапок выявлены на всех континентах, однако основные доказанные объемы газовых залежей сосредоточены в двух регионах: на территории СНГ и в странах Ближнего Востока. По оценкам МЭА, сегодня природный газ является самым востребованным ресурсом. Его потребление и далее будет расти, а доля газа в энергобалансе увеличится в 2 раза. Потребление газа в мире постоянно растет. В России поставлена реальная задача -довести добычу газа к 2020 г. до 900 млрд. куб. м в год. Только такие масштабы производства смогут довести уровень газификации страны до максимума и увеличить поставки газа за рубеж. Возникнет возможность за счет поступающих средств развивать и расширять газовый сектор, а также обеспечить модернизацию старых и становление новых отраслей экономики. Реализация такого проекта, несомненно, возможна, поскольку в свое время сходный по масштабам эксперимент был проведен в Западной Сибири.

Нефтедобывающая отрасль

В России нефтедобыча ограничена в своем развитии сокращением прироста промышленных запасов нефти. Сложившаяся неблагоприятная ситуация, связанная с подготовкой запасов, возникла в результате объективных и субъективных причин. Среди объективных причин - выработанность ресурсов в традиционных центрах нефтедобычи и завершение эпохи разработки месторождений-гигантов с уникальными запасами нефти.

К субъективным причинам относятся последствия резкого демонтажа бывшей государственной геологической службы и расформирования сложившейся тогда системы недропользования. В настоящее время приоритетом нефтедобывающей отрасли является воспроизводство текущих промышленных запасов на фоне деградации их структуры (снижения числа крупных нефтяных месторождений, смещения добывающих активов в труднодоступные районы), а также технического и технологического отставания.

Выбор стратегии развития нефтяной отрасли ограничен дилеммой: экстенсивное или интенсивное направление, т.е. расширение географии центров нефтедобычи за счет труднодоступных регионов Восточной Сибири или освоение глубоких горизонтов в старых нефтегазоносных провинциях.

Любое из выбранных направлений развития НГК потребует значительного расширения сейсморазведочных работ и роста объемов бурения. Финансирование геолого-разведочных работ (ГРР), исходя из достигнутого уровня нефтедобычи и стоимости поисков нефти (1 доллар за 1 баррель), составит до 3-4 млрд. долл. в год. И это только на простое воспроизводство запасов нефти, в то время как на расширенное - вдвое больше. Такова оценка вложений в стратегическое развитие нефтяной отрасли, которая определяет энергетическую безопасность России и соответствующие доходы от экспорта.

В прогнозах развития мировой экономики прослежена тенденция неуклонного роста цен на нефть. К 2030 г. ожидается пик мировой добычи нефти [8].

Потенциальные объемы мировой добычи нефти до 2030 г., по прогнозной оценке Международного энергетического агентства (МЭА), показаны на рис. 1¹.

Стратегическая задача государства заключается в оптимальном подходе к воспроизводству запасов углеводородов. Ресурсный потенциал Российского НГК сосредоточен в новых месторождениях Сибири и континентального шельфа [4]. В то же время реализация таких масштабных проектов на неосвоенных территориях затруднена необходимостью весьма крупных капиталовложений (табл. 1) и значительными геолого-экономическими рисками.

Таблица 1

Показатели проведения ГРР на нефть и газ на территории России

Год	Затраты на ГРР, млн. руб.				Добыча углеводородов
	Всего	Из них за счет средств			Нефть, млн. т	Конденсат, млн. т	Свободный газ, млрд. куб. м
		федерального бюджета	бюджетов субъектов РФ	недропользователей
2010	155426	8837	240	146349	486	16	623
2011	170365	8677	45	161543	490	17	643
2012	181383	12821	75	168478	502	16	600

Источник: данные ФГУП «ВНИГНИ».

Приоритетные объекты поисковых ГРР определяются на основе геолого-экономических оценок и геоэкологических условий. Главным при этом становится уровень остаточных (потенциальных и перспективных) ресурсов старых нефтеносных провинций.

Экономическая целесообразность их разработки зависит от стоимости добычи 1 т у.т. и величины остаточных ресурсов.

Потенциальные ресурсы новых нефтегазоносных провинций в труднодоступных регионах (Восточно-Сибирской, Баренцевоморской, Охотоморской, шельфа арктических морей и Берингова моря) в настоящее время находятся на начальной стадии освоения (табл. 2). Для каждой из этих провинций дальнейшие стадии освоения должны определяться не только экономической целесообразностью и экологическими издержками, но и государственным приоритетом (необходимостью экономического развития восточных регионов России).

Таблица 2

Остаточные (неразведанные) перспективные и потенциальные ресурсы категорий С₃-Д₁

Провинция	Нефть, млрд. т	Газ, трлн. куб. м	Всего, млрд. т у.т.
Западно-Сибирская - уникальная с концентрированным ареалом	29,0	48,6	77,6
Восточно-Сибирская - крупная	11,4	41,2	52,6
Волго-Уральская - крупная с концентрированным ареалом	4,7	6,6	11,3
Тимано-Печорская - крупная с рассеянным ареалом	2,4	1,6	4,0
Прикаспийская - уникальная с концентрированным ареалом	6,0	34,0	40,0
Северо-Кавказская - крупная с рассеянным ареалом	0,6	1,3	1,9
Континентальный шельф	12,5	63,7	76,2
Всего	66,6	197,0	263,6

При создании доктрины устойчивого развития НГК необходимо учесть опыт структурной перестройки в США, где при разработке месторождений в нефтедобывающих районах (с падающей добычей), нефтяные компании снижали с течением времени текущие расходы на капитальный ремонт скважин в соответствии с уровнем добычи. При этом, естественно, они не тратили средства на повышение коэффициента извлечения нефти.

Такую политику в середине прошлого века практиковали крупные нефтяные компании, у которых общая себестоимость добычи была очень высока. Оценив негативные последствия такого развития НГК, американское правительство построило иную систему эксплуатации месторождений, которая устроила бизнес [9]. Лицензии на разработку новых месторождений (практически с нуля) получали по контракту крупные компании, которые добывали 25-30% легко извлекаемых (на естественном режиме) запасов нефти. Затем они продавали месторождения (в целом, частями, поскважинно) компаниям среднего уровня. Последние вырабатывали еще 25-30% нефти (до предела своей себестоимости).

Следующий (заключительный) этап разработки осуществляли мелкие владельцы, которые покупали у компаний среднего уровня отдельные скважины. Эти владельцы (хозяева магазинов, кафе, баров, фермеры и др.) имели обычно от одной до пяти-семи скважин, но в целом в их собственности на сегодняшний день оказалось более 90% скважин, пробуренных на нефть в пределах территории США. При этом владельцы получают значительный доход от скважин, поскольку обслуживанием оборудования вплоть до сдачи нефти и газа в государственную систему сбора продукции занимаются сервисные операторские компании.

Приоритеты устойчивого развития НГК

В Российском НГК приоритеты в области устойчивого развития при освоении шельфа северных морей определила ОАО «Газпром нефть» (см. [11]). Система приоритетов компании включает все элементы современной модели устойчивого развития (рис. 2)².

Конкурентноспособный бизнес нефтяной компании в современных условиях глобализации должен ориентировать свои усилия на основе парадигмы конкурентных преимуществ. Долгосрочную конкуренцию ВИНК характеризуют четыре индикатора: инновации, качество, сервис и скорость реализации нововведений [12]. Они являются базовыми показателями целенаправленной и долгосрочной деятельности высококвалифицированного коллектива.

Доминирующее положение ВИНК в экономике России связано со значительной государственной поддержкой. В частности, в ходе приватизации (1990-е годы) ВИНК получили лицензии на крупнейшие нефтяные месторождения.При разработке крупных (и гигантских) месторождений вследствие эффекта масштаба производства уменьшаются издержки на единицу продукции российского нефтегазового комплекса. Запасы углеводородов отечественных ВИНК превышают запасы западных компаний, и их потребность в поисковых ГРР значительно снижена. В то же время в последние годы добыча превышает ресурсный потенциал подготавливаемых к разработке месторождений, и восполнения запасов не происходит. Экспертные оценки показывают, что российские ВИНК тратят на ГРР только 1% стоимости тонны нефти, тогда как зарубежные компании - в среднем 5%. Ограниченные запасы западных компаний и мотивируют необходимость инвестиций в ГРР для поддержания стабильного уровня добычи.

Процессы глобализации, резко возросшие в конце XX в., определили рост конкуренции на мировом рынке. Усиление конкуренции способствовало выработке новых подходов к управлению, которые привели к обоснованию теории стратегического менеджмента. В развитии научно-технического комплекса ведущие позиции начинает занимать инновационная составляющая, реализующая возможности назревшей модернизации ключевых отраслей национальной экономики.

В период становления ВИНК успешная деятельность фирмы определялась оптимизацией внутренней структуры и наличием ресурсной базы (при относительном постоянстве основных факторов внешней среды). К настоящему времени стало ясно, что конкурентноспособность зависит не только от профессионализма управляющих фирмой и ее внутренних резервов, но и от изменения внешних факторов воздействия.

Сложившаяся ситуация на мировом рынке углеводородов определяет необходимость существенной интенсификации инновационной деятельности, которая при стабилизации (и снижении) цен на углеводородное сырье может обеспечить рентабельность добычи в новых районах. Необходимо шире использовать достижения современной фундаментальной науки. В качестве позитивного примера следует привести открытие матричной нефти [7], которая является составной частью газоконденсатных месторождений карбонатной формации. Экспериментальные разработки определили технологическую схему извлечения высокомолекулярных компонентов матричной нефти. Анализ развития нефтегазовой отрасли свидетельствует о том, что на новый уровень экономического развития вышли те производители нефти и газа, которые создали современный перерабатывающий и нефтегазохимический комплекс.

Бизнес-модель, соответствующая сегодняшней геолого-экономической ситуации, в общем, интегрирует положительные качества при реализации долгосрочных планов как государства, так и ВИНК [3]. Финансирование по бизнес-модели осуществляется государством и ВИНК. На эти средства существующие (или вновь созданные) корпоративные структуры могут проводить ГРР, в том числе и связанные со значительными геологическими рисками (освоение глубоких горизонтов, бурение параметрических скважин, исследование шельфа и др.).

При этом следует придерживаться эколого-экономического подхода. Необходимо снижать экологические издержки производства, связанные с загрязнением окружающей среды из-за износа оборудования и системы транспортировки продукции, учитывать техногенные риски, которые влияют на формы и методы эксплуатации промышленных объектов [8-9].

Инвестирование ГРР всегда проблематично, долговременно и затратно, поскольку с позиции экономической эффективности весьма сложно предсказать будущий доход от промышленного освоения выявленных залежей [13], особенно на начальных стадиях геолого-экономической оценки прогнозных и перспективных ресурсов.

В сложившейся ситуации важным является предложение ФГУП «ВНИГНИ» [14] оценивать ресурсную базу не только на основе степени геологической изученности, но и с позиции экономической эффективности освоения месторождений. Дифференциация геологических запасов по экономической эффективности на основе государственного подхода, а также интересов инвесторов, позволит государству эффективнее стимулировать инвестиционную политику освоения выявленных запасов.

Участие государства, снижающее геологические риски, позволит заинтересовать ВИНК в выполнении долгосрочных проектов в связи с уменьшением собственных рисков и повышением ценности приобретаемых лицензий.

Одна из главных проблем недропользования заключается в модернизации лицензионных соглашений. Предлагаются различные меры и, в частности [15], ввести заявочный принцип формирования «Перечней участков недр на геологическое изучение» (кроме участков федерального значения). Соответственно предлагается ускорить процесс включения перспективных объектов в этот «Перечень...». Требуется также усовершенствовать нормативно-правовую базу недропользования (увеличить сроки пользования недрами, усовершенствовать аукционный механизм и др.). Все это будет содействовать развитию российского НГК.

Развитие минерально-сырьевой базы на Юге России

На Юге России сырьевой сектор экономики приобретает важнейшее значение. Территория Южного и Северо-Кавказского федеральных округов обладает уникальной структурой минерально-сырьевой базы, которая в состоянии обеспечить стабильное социально-экономическое развитие этого региона [16]. Минерально-сырьевая база имеет нефтегазовую ориентацию, хотя ресурсы многих твердых полезных ископаемых весьма значительны.

В современных условиях реализации всех плюсов «вертикали власти» и снижающейся эффективности национальной экономической системы необходимо внедрение инновационных моделей развития, в частности, межрегиональных кластеров. Примером положительного применения кластерных технологий (даже в условиях экономического кризиса) служит объединение предприятий Свердловской области, Пермского края, Республики Башкортостан [17], Дальнего Востока и Забайкалья [18].

Концепция кластера [19, 20] определяет форму организации производства, оптимизирующую инновационные разработки. Кластерный подход принят в большинстве развитых стран (практически во всех европейских странах имеются национальные кластерные программы). Например, Финляндия отказалась от отраслевой схемы национального хозяйства, перейдя на кластерную модель [21].

Принятая в 2010 г. «Стратегия развития геологической отрасли до 2030 года» определяет объекты программно-целевого планирования в сфере геологического изучения недр, воспроизводства и использования минерально-сырьевой базы в виде минерально-сырьевых центров (МСЦ). Последние призваны решать задачи государственного управления фондом недр (координации геолого-разведочных работ и лицензионного процесса, обеспечения и планирования инфраструктуры). При этом первостепенной задачей развития МСЦ следует считать разработку оптимального варианта формирования структуры ресурсной базы и возможностей ее расширения за счет неразведанных ресурсов.

В пределах Юга России в результате планомерных ГРР в акватории северной части Каспийского моря и прилегающих территорий подготовлена сырьевая база, которая может стать основой Каспийского нефтегазового минерально-сырьевого кластера. Каспийский МСЦ с учетом прилегающих действующих месторождений в состоянии достигнуть годовой мощности до 35-40 млн. т у. т. [22].

МСЦ рассматривается как единая ресурсно-инфраструктурная система, которая помимо ресурсной, включает энергетическую, транспортную, кадровую составляющие, обеспечивающие синергетический эффект [2]. Такое развитие промышленного потенциала на сырьевой основе и последовательное расширение технологических цепочек переработки сырья с ориентацией на инновационные решения представляет собой путь решения экономических проблем хронически дотационных регионов.

В первую очередь следует направить усилия на освоение мелких и низкорентабельных месторождений с помощью малого бизнеса [23]. Малый бизнес в нефтяной отрасли более прозрачен и нацелен на рост прибыли за счет внедрения передового производственно-технологического опыта и современного менеджмента. Такой подход определяется привлечением инвестиций, в основном, в инновационные разработки в производственный процесс.

В сложившейся ситуации предлагаются различные меры, в частности положительный опыт стимулирования нефтяной отрасли ОАО «Татнефть» [24]. В целом необходим индивидуальный подход к применению особых преференций, которые зависят от комплексной геолого-экономической оценки, включая возможности сбыта готовой продукции. Для подготовленных к разработке месторождений должны быть установлены уровни извлечения основных и попутных продуктов, отвечающие принятым стандартам (коэффициент извлечения нефти, освоение конденсата и утилизация попутного газа).

Решение о стимулировании процесса освоения низкорентабельных месторождений малым бизнесом необходимо увязывать с объективной оценкой первоочередных объектов освоения. В условиях Северо-Кавказского региона успешность многолетних ГРР составила 30-35%. Тот факт, что две трети поисковых объектов в самой изученной нефтегазоносной провинции России оказались непродуктивными, свидетельствует о несовершенстве современной прогнозно-поисковой модели. Необходимо изменить общий подход к прогнозированию развития НГК, перенести акцент на современные представления о генезисе нефти [25].

---

¹ Материалы Международного энергетического агентства (http://www.iea.org/).

² Устойчивое развитие нового нефтегазового региона (кластера) предполагает формирование механизмов обеспечения экономического роста, уровня потребления и социального согласия в обществе. Эффективность взаимодействия отмеченных институциональных структур демонстрирует, например, Норвегия в процессе освоения шельфа Северного моря [10].

---

Литература

1. Лебедько Г.И., Моисеенко В.Г., Лебедько А.Г. Основы государственного управления недропользованием (углеводородное сырье). Ростов-на-Дону: Изд-во СКНЦВШ ЮФУАПСН, 2008.

2. Лебедько А.Г. Эколого-экономические аспекты развития нефтегазового кластера Юга России. Ростов-на-Дону: Изд-во СКНЦ ВШ ЮФУ АПСН, 2013.

3. Варшавская И.Е., Волож Ю.А., Дмитриевский А.Н., Леонов Ю.Г., Милетенко Н.В., Федонкин М.А. Новые подходы к решению проблемы роста ресурсной базы углеводородного сырья // Геология нефти и газа. 2011. № 2.

4. Варламов А.И., Афанасенков А.П., Лоджевская М.И. и др. Количественная оценка ресурсного потенциала углеводородного сырья России и ближайшие перспективы наращивания его разведанной части // Геология нефти и газа. 2013. Спец. выпуск.

5. Аксельрод С.М. Разведка и опытная эксплуатация газогидратов (по материалам зарубежной литературы). Научный доклад. М., 2010.

6. Якуцени В.П., Жарков А.М., Петрова Ю.Э. Нетрадиционные источники природных газов: перспективы и проблемы их освоения //Геология нефти и газа. 2012. № 6.

7. Дмитриевский А.Н. Инновационное развитие нефтяной и газовой промышленности в России //Бурение и нефть. 2012. № 1.

8. Синяк Ю.В., Некрасов А.С., Воронина С.А. и др. Топливно-энергетический комплекс России: возможности и перспективы // Проблемы прогнозирования. 2013. № 1.

9. Веселков С. Концепция развития нефтегазовой отрасли в регионах с существенно выработанными запасами месторождений // ТЭК Кубани. 2006. № 22.

10. Фадеев А.М., Череповицын А.Е., Ларичкин Ф.Д. Устойчивое развитие нового добывающего региона при реализации нефтегазовых проектов на шельфе Арктики // Стратегия развития. 2012. № 1(19).

11. Отчет компании «Газпром нефть» о деятельности в области устойчивого развития за 2012 г. http://www.gazprom-neft.ru/annual-reports/2012/Gazprom-Neft_CSR_Report_2012_rus.pdf

12. Ивантер В.В., Комков Н.И. Основные положения концепции инновационной индустриализации России // Проблемы прогнозирования. 2012. № 5.

13. Ампилов Ю.П., Герт А.А. Экономическая геология. М.: Геоинформмарк, 2006.

14. Варламов А.И., Петерсилье В.И., Пороскун В.И. О классификации запасов и ресурсов нефти и газа // Геология нефти и газа. 2013. Спец. вып.

15. Давыденко Б.И., Пороскун В.И., Розанова Г.И. и др. Современное состояние недропользования на углеводородное сырье в Российской Федерации //Геология нефти и газа. 2013. Спец. вып.

16. Лебедько Г.И., Кулындышева Ю.В., Лебедько А.Г. Нефть и газ Северо-Кавказской нефтегазоносной провинции (геолого-экономическая оценка). Монография. Ростов-на-Дону: Изд-во СКНЦВШЮФУ АПСН, 2008.

17. Программа развития кооперации на территории Свердловской области до 2020 года / Под ред. А.Л. Гредина и А.И. Татаркина. Екатеринбург, 2009.

18. Ивантер В.В., Кожемяко О.Н., Кувалин Д.Б. Долгосрочное социально-экономическое развитие Дальнего Востока и Забайкалья: основные проблемы и задачи //Проблемы прогнозирования. 2013. № 4.

19. Мигранян А.А. Теоретические аспекты формирования конкурентоспособных кластеров // URL: http://www.krsu.edu.kg/vestnik/v3/a15.html

20. Мингалиева Ж., Ткачева С. Кластеры и формирование структуры региона //МЭ и МО. 2000. № 5.

21. Сутырин С.Ф., Филиппов П.Н. Кластеры конкурентоспособности Финляндии // Вестник СПб ГУ. 2004. Сер. 5. № 1.

22. Орлов В.П. Новые центры сырьевого обеспечения экономического роста на период до 2030 //Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. 2009. № 3.

23. Маликов А. Мелочь, а затратно //Нефть России. 2010. № 4.

24. Корзун Е. Большие возможности малых компаний //Мировая энергетика. 2007. № 8.

25. Лебедько Г. И. Синергетика нефтегазообразования. Монография. Изд. LAP LAMBERT Academic Publishing. 2012.