Архив за месяц: Сентябрь 2011

The unconventional hydrocarbon resources of britain’s onshore basins — shale gas

https://www.og.decc.gov.uk/upstream/licensing/shalegas.pdf











Читать далее

Газпром и Турция

Газета «Коммерсантъ», №183 (4724), 30.09.2011
Второй по размеру потребитель «Газпрома» за рубежом — Турция может резко снизить закупки российского газа. Анкара в ультимативной форме потребовала пересмотра цен, которые у нее и так ниже, чем у многих других европейских потребителей. У Турции есть инструменты давления на Россию — от разрешения на прокладку газопровода South Stream до строительства АЭС в Аккую. В результате вопрос о снижении цен может быть решен исключительно на политическом уровне, причем одним из определяющих факторов станут отношения Турции с ЕС.

Как заявил вчера министр энергетики Турции Танер Йылдыз турецкому изданию «Бугюн», со следующего года Турция может не продлить контракт с «Газпромом» о закупках газа по западному маршруту. По его словам, Турция готова на это пойти, если не увидит «существенного снижения цены» на российский газ (какого именно, не уточняется), и турецкая сторона уже направила России свои предложения на этот счет. Если ответ России Турцию не устроит, государственная Botas продлевать контракт с «Газпромом» не станет, сказал министр. При этом даже если этот ответ будет устраивать турецкую сторону, никаких гарантий продления контракта она на себя все равно не берет, господин Йылдыз пообещал лишь «оценить предложения» России.

Речь идет о возможном срыве контракта со страной, которая является для «Газпрома» вторым по величине экспортным рынком в дальнем зарубежье (после Германии). В прошлом году «Газпром» поставил в Турцию 18 млрд куб. м газа, а контракт, о котором говорит господин Йылдыз, обеспечил треть этих поставок (6 млрд куб. м). Это старейший контракт «Газпрома», который монополия исполняет еще в рамках межправительственного соглашения о поставках газа из России в Турцию от 1986 года, заключавшегося на 25 лет. Западный маршрут — это поставки по Трансбалканскому газопроводу, который проходит через территорию Украины, Молдавии, Румынии и Болгарии. По нему у монополии с Турцией подписано два контракта, один из которых и может быть отменен. Остальной газ (8 млрд куб. м в год) поставляется по газопроводу Blue Stream по дну Черного моря.

Вопрос снижения цен на газ Турция поднимала уже неоднократно — в марте этого года он выходил на уровень президента Дмитрия Медведева и премьера Турции Тайипа Эрдогана. Договориться до сих пор не удалось. Однако о готовности не продлевать контракт с Россией и сократить объем закупаемого газа Турция до сих пор не говорила — подобная риторика всегда исходила от наиболее конфликтных потребителей «Газпрома», таких как Украина или Болгария, но только не от потребителей в дальнем зарубежье, готовых максимум на арбитражное разбирательство. При этом в «Газпром экспорте» вчера заявили «Ъ», что готовы к переговорам с Botas, но никаких конкретных предложений от нее пока не получали. Раскрыть условия поставок в Турцию в компании отказались.

По словам источников «Ъ», близких к «Газпрому», а также в российском правительстве, слова Турции о намерении частично отказаться от закупок газа в России в Москве воспринимают, «скорее, как некий блеф». Энергобаланс Турции более чем на 60% зависит от газа, напоминают они, потребление газа, по данным BP, в 2010 году было на уровне 40 млрд куб. м, причем основной объем (36,7 млрд куб. м), по данным «Тройки Диалог», пришелся на импорт, и Россия была крупнейшим поставщиком. Кроме России, газ в Турцию поставлял Иран, «однако его труба работает с перебоями и периодически перекрывается», говорят источники «Ъ», а также поставщик СПГ (7,9 млдр куб. м) и Азербайджан (4,4 млрд куб. м). Быстро заместить 6 млрд куб. м Турция вряд ли сможет, утверждают источники «Ъ».

При этом Турция, которая не выбрала в прошлом году российский газ даже по take or pay, купив 18 млрд против 22 млрд куб. м минимального объема поставок, осталась должна «Газпрому» не менее $1 млрд — рассчитаться по этим штрафам Botas должна не позднее конца октября. Исходя из этого штрафа, цена газа для Турции была в прошлом году на уровне $250 за 1 тыс. куб. м — это существенно ниже среднеевропейской цены в $350. Наверняка в этом году газ стоит уже где-то $350, считает Валерий Нестеров из «Тройки Диалог». Но все равно это «не самые высокие цены в дальнем зарубежье», подчеркивают источники «Ъ».

Несмотря на то что цена для Турции относительно низкая, «туркам даже шли навстречу и давали отсрочки для внесения предложений по контрактной формуле, а они эти сроки не соблюдали». Турция по-прежнему давит на «Газпром», и в Москве, по словам собеседников «Ъ», это расценивают как «откровенную попытку давления на Россию, чтобы набрать очки в глазах Евросоюза», у которого с российской монополией крайне сложные отношения (см. «Ъ» от 29 сентября).

Источники «Ъ» напоминают, что Турция находится в крайне выгодном положении — от нее зависят решения как по одному из ключевых энергополитических проектов России, по строительству газопровода South Stream (Турция до сих пор не дала разрешения на его прокладку в своих водах), так и по его европейскому конкуренту Nabucco. Фактически все перспективные маршруты поставок в Европу газа из Средней Азии, Азербайджана и Ирана завязаны на Турцию. Но при этом отношения турецкого премьера Эрдогана с Евросоюзом за последний год сильно испортились: в своем стремлении добиться вступления страны в ЕС он позволил себе несколько ультимативных заявлений, чего «с Еврокомиссией допускать нельзя».

Теперь же Турция может отыграться на России, объясняют источники «Ъ», потому что Москва «во многом от нее зависима» — не только из-за South Stream, «обязательства по которому, похоже, никто никогда не выполнит», но еще и потому, что нефтепровод Самсун—Джейхан (в котором Россия пообещала Турции принять участие, но заморозила проект) «никогда не окупится, если не вносить изменения в конвенцию Монтре, чтобы ужесточать проводку танкеров через проливы Турции», а также потому, что Россия подписала амбициозное соглашение о строительстве первой в Турции АЭС «Аккую» стоимостью не менее $20 млрд. Будет ли реализован последний проект, также непонятно, потому что «доверие к турецкой стороне низкое». В результате важные для России проекты в Турции могут стать разменной монетой в диалоге Анкары с Евросоюзом.

Исходя из этого, источники «Ъ», близкие к «Газпром экспорту», говорят, что вопрос с ценами на газ для Турции, «скорее, просто некая ширма» и в любом случае он не разрешится до конца года, поскольку «все эти вещи должны решаться пакетно, на уровне вице-премьера Игоря Сечина». Если договориться с Турцией не удастся, ей ничто не мешает не продлевать контракт, считает Михаил Корчемкин из East European Gas Analysis, и «тогда «Газпрому», не исключено, придется договариваться о прокладке того же South Stream уже с Украиной, через ее воды, причем на ее условиях».


http://www.kommersant.ru/doc/1784183

Usgs Assessment: Undiscovered Oil and Gas Resources of the Azov–Kuban Basin Province, 2010

The U.S. Geological Survey, using a geology-based assessment methodology, estimated mean volumes of technically recoverable, conventional, undiscovered petroleum resources at 218 million barrels of crude oil, 4.1 trillion cubic feet of natural gas, and 94 million barrels of natural gas liquids for the Azov–Kuban Basin Province.

Introduction
The U.S. Geological Survey (USGS) estimated technically recoverable, conventional, undiscovered oil and gas resources of the Azov–Kuban Basin Province in Ukraine and Russia as part of a program to estimate petroleum resources for priority basins around the world. The province encompasses about 161,000 square kilometers, northeast of the Black Sea (fig. 1). This assessment was based on published geologic information and on commercial data from oil and gas wells and fields, and field production records. The USGS approach is to define total petroleum systems and assessment units, and assess the potential for undiscovered oil and gas resources.

Total Petroleum Systems and Assessment Units
One total petroleum system (TPS), the Mesozoic–Cenozoic Composite, was defined for the Azov-Kuban Basin Province (table 1) to include petroleum source rocks ranging in age from Jurassic through lower Neogene. One assessment unit (AU) was defined geologically within the TPS that encompasses the entire province—Foredeep and Foreland Slope (figs. 1 and 2). A second AU possibly containing continuous accumulations, Foredeep Tight Gas, was identified based on an assumed overpressured section in the basin center, but was not quantitatively assessed in this study.

Major source rocks are mudstones within the middle–upper Eocene and Oligocene–lower Miocene stratigraphic section. Potential source rocks include Lower Cretaceous and Lower to Middle Jurassic mudstones, and possibly Upper Jurassic subsalt black mudstones. Cenozoic source rocks at present are in the oil window; maturation was probably reached in late Miocene to Pliocene time when the greatest amount of sediment was deposited. Older source rocks at present are overmature in oil generation, having matured in the Late Cretaceous to Paleogene. Most known recoverable crude oil was discovered in Paleogene–Neogene reservoirs (down to a depth of 4,600 m) and most of the known recoverable natural gas was discovered in Cretaceous reservoirs (down to a depth of 6,100 m), although Cenozoic reservoirs also contain significant quantities of natural gas. Seal rocks include Oligocene–Miocene mudstones, intraformational mudstones, and Upper Jurassic evaporites, as well as tar in shallow accumulations. Identified traps are formed by structures associated with (1) mud diapirs, (2) compressional structures (faults and anticlines), (3) basement-related anticlines, and (4) drapes over basement highs and inverted Triassic rifts. Jurassic and Cretaceous reef facies also provide traps.

The future potential for undiscovered conventional oil and gas accumulations is in structures associated with mud diapirs, deep (>3.5 km) compressional and basement-related structural traps, and stratigraphic traps, which previously have not been fully exploited. Potential stratigraphic traps include upper Paleogene–Neogene slope and basin gravity-flow deposits, upper Neogene fluvial deposits, and reefs and reef facies in Cretaceous–lower Paleogene and Upper Jurassic subsalt intervals. Offshore areas are less explored than onshore, and therefore have greater potential for undiscovered accumulations.

Assessment Results
Estimates of volumes of technically recoverable, conventional, and undiscovered oil and gas resources are shown in table 1. No attempt was made to estimate economically recoverable resources because it is beyond the scope of this study. The mean volumes of undiscovered petroleum are approximately 218 million barrels (MMB) of crude oil, 4,093 billion cubic feet (BCF) of natural gas (290 BCF of associated and dissolved natural gas and 3,803 BCF of nonassociated natural gas), and 94 MMB of natural gas liquids.

http://pubs.usgs.gov/fs/2011/3052/
http://pubs.usgs.gov/fs/2011/3052/pdf/fs2011-3052.pdf

Чукотка, Билибино. Северный тупик

История заполярного города Билибино начинается в 1955-м году. Именно тогда «ребята семидесятой широты» – разведочный отряд Н. Маковского – встали лагерем на реке Каральваам. Открыли в долине первую золотую россыпь. Началось строительство базы геологоразведчиков. Протянули зимник с Колымы, из порта Зелёный Мыс. Уже в следующем году геологи решили присвоить посёлку имя своего коллеги Ю. Н. Билибина, первооткрывателя «Золотой Колымы». В декабре 1958-го был организован прииск его же имени, а в 1959-м в закрома Родины пошло первое золото Западной Чукотки. Кстати, примерно в это же время чуть севернее и восточнее, ближе к Певеку, происходили события, легшие в основу культового романа Олега Куваева «Территория», – открытие золотых россыпей реки Ичувеем.

Разведка на золото в районе давала хорошие результаты, и в 1962-м году для разработки россыпей было организовано Билибинское районное горнопромышленное управление (БРГПУ). Мощности дизельных электростанций вскоре перестало хватать для обеспечения добычи драгоценного металла. Началось строительство ЛЭП из Певека, и вскоре энергия в Билибино должна была потечь с Чаунской ТЭЦ. Но и этого было мало. В январе 1965-го Совмин СССР принял решение о строительстве Билибинской атомной электростанции, самой восточной в СССР и единственной АЭС в зоне вечной мерзлоты. На стройку, вскоре объявленную всесоюзной ударной комсомольской, приехало несколько сотен добровольцев из Европейской части Союза. В 1974-1976 годах один за другим запустили в работу четыре блока АЭС, которая стала основным производителем электричества в замкнутой энергосистеме Западной Чукотки.

Росла добыча золота. В 1969 году БРГПУ преобразовали в Билибинский горно-обогатительный комбинат (БГОК). Доподлинной статистики его работы нет (всё, что касалось добычи золота, было в Союзе строжайше засекречено), но известно, к примеру, что в промывочный сезон 1969 года предприятие сдало более 14 тонн драгметалла. Игра стоила свеч. Вместе с золотодобычей рос и посёлок Билибино. Построили школы, в их числе детскую музыкальную (1965), отделение связи (1966), детскую районную библиотеку (1967), кинотеатр на 300 мест (1968) и много чего ещё. В Новый год-1971 билибинцы смотрели телепередачи из Москвы – благодаря запущенной накануне телевизионной станции «Орбита», разместившейся на горке неподалёку.

В лучшие годы в посёлке жило до шестнадцати тысяч человек. Гнали руду, производили золото, обслуживали мирный атом. А потом … случился суп с котом – настали лихие, злые девяностые. Чукотское золото оказалось ненужным новой России. Закрылись прииски, ГОК захирел, а с 1997-го и вовсе прекратил добычу, прирастая только долгами. Осталось лишь несколько маломощных старательских артелей. В 1993-м посёлок произвели в города, но это его не спасло. Народ побежал из Билибина на материк. К 2002-му население сократилось до шести с небольшим тысяч, сейчас – около пяти. В 2005-м окончательно юридически ликвидировали обанкротившийся ГОК, оставивший после себя тяжкое наследство в виде многомиллионных долгов бывшим работникам по социальным выплатам. Половина зданий в городе пустует, остатки ГОКа и обслуживавших его производств лежат в руинах. Даже металлоконструкции никто не вывозит на продажу как металлолом: везти по зимнику в Певек (350 км) или Зелёный Мыс (280 км) бессмысленно, чёрный металл обойдётся по цене золота.

Оставшиеся люди как-то выживают. Цены в магазинах запредельные, работы нет. Думаю, что жизнь ещё теплится благодаря АЭС: оттуда свет, тепло и деньги (зарплату в системе Росатома, вроде, выдают регулярно). Но на 2016-2019 годы намечено закрытие станции. И вот тогда Билибино умрёт уже окончательно. Правда, в 20 километрах от города работает подземный золотой рудник «Каральвеем», но он не может принять на работу всех желающих. Впрочем, есть среди билибинцев и вполне жизнерадостные. Как тот парень-таксист, что однажды нас подвозил (такси вообще много, поездка по городу – 80 рублей): в Билибине родился и вырос, всё ему там нравится, уезжать не собирается. Но кому будет нужно такси в мёртвом городе?

Сейчас добраться до Билибина с материка можно только по воздуху (если не считать автозимник Магадан – Зырянка – Билибино длиной 2500 км) из Магадана или Анадыря. Полёт Магадан – Кепервеем (аэродром в 40 километрах от города) займёт три часа и обойдётся в сумму от 10 до 20 тысяч рублей.

Билибино сверху.

http://yesaul.livejournal.com/326846.html
http://fotki.yandex.ru/users/petya-kozlov2012/album/171002/

Цены в Билибино
Если кто думает, что оно компенсируется длинным северным рублём, то вот объявление в свежем номере местной газеты «Золотая Чукотка»: билибинскому аэропорту Кепервеем требуется электромонтёр по обслуживанию и ремонту электрооборудования с окладом 10 100 рублей. Если электромонтёр не заплатит подоходного налога и добавит к зарплате 150 рублей своих, то на эти деньги сможет купить ровно 10 кило сервелата «Мартель». Или, вместо этого, 82 килограмма картошки. Как здесь выживают люди, мне непонятно.
http://yesaul.livejournal.com/324998.html

Билибин, Юрий Александрович
Ю́рий Алекса́ндрович Били́бин (6 (19) мая 1901, Ростов, Ярославская губерния — 4 мая 1952, Ленинград) — геолог, член-корреспондент АН СССР (1946), лауреат Сталинской премии I степени (1946).

С 1921 года учился в Смоленском политехническом институте, затем перевёлся в Петроградский (Ленинградский) горный институт, который окончил в 1926 году.

В 1926—1928 годах геолог треста «Алданзолото», затем руководитель экспедиции Института цветных металлов в Якутии, давшей точный и детальный прогноз золотоносности бассейна местных рек.

Будучи главным геологом базы геологоразведки на Алдане добился отправки в центр Колымы для проверки данных о её золотоносности и оценки промышленного значения. Первая Колымская экспедиция (1928) организована по решению Совета Труда и Обороны СССР Геолкомом ВСХН СССР на средства колымской госконторы «Союззолото». Начальником назначен Ю. А. Билибин. Результатом работы экспедиции явилось открытие Северо-Восточного золотоносного региона. Затем Билибин организовал Вторую Колымскую геологоразведочную экспедицию (руководитель — Цареградский В. А.). В 1931—1932 годах руководитель Колымской базы Главного геологоразведочного управления ВСНХ и геологического сектора ГПУ «Цветметзолото».
Весной 1932 — летом 1933 года главный инженер-геолог технического сектора (впоследствии — Управления добычи полезных ископаемых) дирекции «Дальстроя» и начальник Элекчанской рекогносцеровочной геологоразведочной партии.

С 1935 года вёл курс геологии россыпей золота и платины в Ленинградском горном институте.
Во время Великой Отечественной войны работал в Средней Азии, затем — в Москве. Защитил докторскую диссертацию.

С 1944 года посвятил себя научной работе во ВСЕГЕИ и в Ленинградском отделении Института геологических наук АН СССР. Автор более 60 научных работ, в том числе фундаментального труда «Основы геологии россыпей» (1938).

В честь Ю. А. Билибина назван город Билибино на Чукотке, улицы в Магадане и Якутске, гряда к северо-востоку от Магадана, хребет в горной системе Черского, горный массив в Якутии, вулкан в бассейне реки Большой Анюй, минералы билибинит и билибинскит.
http://ru.wikipedia.org/wiki/Билибин,_Юрий_Александрович

Государственная премия СССР (1946) — за открытие золотоносных районов на северо-востоке СССР.
http://www.mining-enc.ru/b/bilibin/


http://gold-pacific.ru/site/ru/index.php?option=com_content&view=article&id=14&Itemid=18

Л.И.Ефанова1, Ю.С.Симакова2, Т.А.Артеева3, А.Б.Донцов1
1ЗАО Голд Минералс, Сыктывкар
2Институт геологии Коми НЦ УрО Ран, Сыктывкар
3Сыктывкарский государственный университет, Сыктывкар

http://efanova-ludmila.livejournal.com/1262.html
http://au-ru.livejournal.com/592015.html

О геологоразведке Норильского никеля

Оригинал взят у [info]alisa_nn в О геологоразведке

Как развивается геологоразведка в мире и в России и какие планы у "норильского никеля" по расширению его ресурсной базы в своем интервью РБК-ТВ рассказал директор департамента геологоразведки компании Олег Симонов.
Ссылка на запись передачи:
http://rbctv.rbc.ru/archive/sphere/562949981606215.shtml

Восточное Средиземноморье: Турция-Кипр


http://foreignpolicyblogs.com/2011/09/28/beyond-a-turkish-greek-problem/


http://kubkaramazoff.livejournal.com/40460.html

Восточное Средиземноморье, шельф, газ

http://iv-g.livejournal.com/182608.html


http://www.urantia-uai.org/forums/lofiversion/index.php?t776.html

The geodynamics of the Aegean and Anatolia: introduction
(a) Seismicity of the Eastern Mediterranean region and surroundings reported by USGS–NEIC during 1973–2007 with magnitudes for M>3

http://sp.lyellcollection.org/content/291/1/1.full

Undiscovered Oil and Gas of the Nile Delta Basin, Eastern Mediterranean
1.8 billion barrels of recoverable oil,
223 trillion cubic feet of recoverable gas, and
6 billion barrels of natural gas liquids in the Nile Delta Basin Province using a geology-based assessment methodology.


http://iv-g.livejournal.com/170928.html

Assessment of Undiscovered Oil and Gas Resources of the Levant Basin Province, Eastern Mediterranean
mean of 1.7 billion barrels of recoverable oil
mean of 122 trillion cubic feet of recoverable gas in the Levant Basin Province using a geology based assessment methodology.


http://iv-g.livejournal.com/183782.html

Тектоника Восточного Средиземноморья
http://www-odp.tamu.edu/publications/160_SR/160TOC.HTM

Eastern Mediterranean tectonics
http://www.rsmas.miami.edu/users/swdowinski/research-eastmed.html

Jun 1, 2005
‘Bottom-up’ analysis identifies eastern Mediterranean prospects
http://www.offshore-mag.com/index/article-display/230889/articles/offshore/volume-65/issue-6/geology-geophysics/lsquobottom-uprsquo-analysis-identifies-eastern-mediterranean-prospects.html

Совет директоров «Газпрома» одобрил рекордную инвестпрограмму — почти 1,3 трлн руб. на этот год

Совет директоров «Газпрома» одобрил рекордную инвестпрограмму концерна — почти 1,3 трлн руб. на этот год. Планы на 2012-2013 гг. пока такие же масштабные

Вчера совет «Газпрома» утвердил новый бюджет компании на этот год (см. таблицу).

Поскольку этот документ — аналог управленческой отчетности «Газпрома» и его основных 100%-ных «дочек», рынок обычно ориентируется только на план концерна по инвестициям. И он будет рекордным для компании — 1,277 трлн руб., на 460 млрд руб. больше, чем в прежней редакции инвестпрограммы на 2011 г., которая утверждалась советом прошлой осенью, сообщила пресс-служба «Газпрома».

Новых крупных покупок не планируется, говорит сотрудник концерна: самая серьезная поправка в бюджете — включение расходов на имущественный комплекс «Русиа петролеум» (купленный на аукционе в марте за 25,8 млрд руб. с НДС). Остальные средства распределены по всем стратегическим проектам «Газпрома», добавляет собеседник «Ведомостей». В частности, увеличены капвложения в обустройство Бованенковского и Киринского месторождений, говорится в пресс-релизе «Газпрома», а также в ключевые газотранспортные проекты (в газопроводы с Бованенково, которое планируется запустить в 2012 г., в сахалинскую трассу, в газопроводы на Северо-Западе, к которым подключен балтийский Nord Stream, а также в запущенный в июне олимпийский газопровод Джубга — Лазаревское — Сочи).

Кроме того, предусмотрен рост инвестиций «в обеспечение прохождения пиковых нагрузок осенне-зимних периодов 2011-2012 и 2012-2013 гг.» (по всем объектам — от добычи до подземного хранения), отмечается в пресс-релизе, но детали не уточняются. Представитель «Газпрома» их также не раскрыл.

«Газпром» почти всегда корректирует инвестпрограммы в течение года, но такой серьезный рост происходит впервые. Год назад прогнозы по доходам были слишком консервативными, объясняет менеджер «Газпрома»: было понятно, что выручка будет выше и что рост капвложений также необходим, в том числе для прохождения пиков, ведь спрос на газ вышел на докризисный уровень. Еще летом топ-менеджеры «Газпрома» заговорили о том, что инвестпрограмма этого года будет больше 1 трлн руб. (а реальные инвестиции за девять месяцев уже превысили первоначальный план на весь год).

Судя по цифрам «Газпрома», он пересмотрел не только оценку выручки на 2011 г., но и заложил серьезный остаток денежных средств, который получался в начале года (свыше 330 млрд руб.). При первой верстке бюджета не было понятно, сколько денег останется по факту, объясняет сотрудник «Газпрома». Представитель концерна комментировать это не стал. Как и план компании по инвестициям на 2012 г.

До кризиса «Газпром» рассчитывал потратить на инвестиции 1,55 трлн руб. еще в 2010 г., в 2011 г. — выйти на 1,6 трлн, а через год сбавить темпы до 1,1 трлн. В августе зампред правления «Газпрома» Андрей Круглов говорил, что пока инвестпланы на 2012-2013 гг. сопоставимы с нынешним — по «1,2 трлн руб. примерно более триллиона» в год. Если не рухнут цены на нефть (от которых зависит экспортная выручка «Газпрома»), денег на такие инвестиции должно хватить, считает аналитик UBS Максим Мошков. Его прогноз по операционному денежному потоку «Газпрома» (до вычета расходов на инвестиции и проценты по займам) — $41,7 млрд на этот год, $51,5 млрд — на 2012-й, $47,1 млрд — на 2013-й. И это с учетом планов Минфина по двукратному росту НДПИ для «Газпрома» с 2012 г. (см. врез), а также с учетом переноса индексации тарифов на газ с января на июль.

http://www.vedomosti.ru/newspaper/article/268179/trillion_dlya_gazproma

«Роснефть» планирует к 2020 г. увеличить добычу нефти в 1,5 раза до 180 млн т в год

«Роснефть» планирует к 2020 г. увеличить добычу нефти в 1,5 раза до 180 млн т в год. Это обернется для компании двукратным ростом затрат на освоение недр — до 500 млрд руб. в год

Благодаря покупке активов ЮКОСа «Роснефть» еще несколько лет назад стала лидером по добыче нефти в России. Но останавливаться на этом она не планирует. К 2020 г. добыча нефти компании может вырасти до 160-180 млн т в год, сообщил вице-президент «Роснефти» Гани Гилаев. Это на 34-50% больше результата за 2010 г. (см. график).

На сей раз локомотивами роста станут действующие проекты компании в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, сказал Гилаев. Точный объем инвестиций для такого скачка он не назвал. Но отметил, что, по его мнению, на это потребуется «очень примерно около 500 млрд руб. ежегодно». До 2020 г. получается 4 трлн руб. (около $125 млрд). Сейчас компания тратит на добычу почти в 2 раза меньше: на 2011 г. запланировано 260 млрд руб., а вся инвестпрограмма на этот год — 507 млрд руб.

Для «Роснефти» это большие затраты, говорит аналитик БКС Андрей Полищук. По его расчетам, в ближайшие несколько лет компания будет генерировать операционный денежный поток на уровне $15-18 млрд.

Главный проект «Роснефти» — Ванкорское месторождение в Красноярском крае. В прошлом году там было добыто 12,4 млн т, план на 2011 г. — 14,8 млн т. На проектный уровень добычи — 25 млн т — Ванкор должен выйти к 2014 г. К этому времени «Роснефть» планирует запустить еще один крупный проект — Юрубчено-Тохомское месторождение. ТЭО проекта еще не готово, сказал Гилаев: параметры будут зависеть от налоговых льгот, которые «Роснефть» просит уже около года. По расчетам «Роснефти», на пике месторождение сможет давать около 20 млн т нефти в год.

«Роснефть» планирует и зарубежную экспансию. В рамках стратегического сотрудничества с ExxonMobil компания планирует войти в ряд зарубежных проектов. С точным перечнем «Роснефть» должна определиться к концу года, сказал вчера президент ExxonMobil Russia Гленн Уоллер. По его словам, госхолдинг может получить до 30% в одном или нескольких североамериканских проектах компании.

У других нефтяных компаний планы скромнее. «Газпром нефть» планирует нарастить добычу к 2020 г. почти вдвое до 100 млн т н. э. в год и потратить на эти цели $80 млрд. «Лукойл» планы по добыче не раскрывает, но ранее его президент Вагит Алекперов говорил, что в ближайшие 5-6 лет компания будет тратить на нее $10 млрд ежегодно. ТНК-ВР к 2020 г. инвестирует в развитие добычи $45 млрд, сказал недавно вице-президент компании по стратегии Стэн Мирошник. Как при этом увеличится добыча, представитель компании не говорит.

http://www.vedomosti.ru/newspaper/article/268205/rosneft_ne_melochitsya

«Акрон» взял Rio Tinto младшим партнером

Агрохимический холдинг «Акрон» Вячеслава Кантора заполучил в партнеры одну из крупнейших в мире горнорудных компаний — Rio Tinto. «Дочка» «Акрона» North Atlantic Potash получила 60% в СП с горнодобывающим гигантом. Новоявленные партнеры займутся геологоразведкой калийных месторождений в Канаде, а если им будет сопутствовать удача, то и их освоением.

Вчера «Акрон» сообщил, что его канадская «дочка» North Atlantic Potash и компания Rio Tinto заключили соглашение о создании СП для изучения возможностей разработки калийного месторождения и потенциального строительства горнообогатительного комплекса. Речь идет о принадлежащих North Atlantic Potash разрешениях на геологические изыскания на калийных участках на юге Саскачевана. СП охватывает девять лицензионных участков общей площадью 241 тыс. га, планируется осуществление крупномасштабной программы по разведке месторождений, говорится в сообщении «Акрона».

Как рассказал РБК daily президент North Atlantic Potash Арие Цукерман, на первом этапе 60% в СП получит его компания, а 40% — Rio Tinto. Но соглашение предусматривает возможность для Rio Tinto по итогам изысканий увеличить долю вплоть до 80%.

Для «Акрона» (выручка в 2010 году — 1,5 млрд долл.) партнерство с Rio Tinto (60,3 млрд долл.), несомненно, открывает большие возможности. «Мы уверены, что с профессиональным опытом и финансовыми возможностями, которые Rio Tinto привнесла в это СП, мы сможем стать крупнейшим производственным рудником в Канаде»,— цитирует пресс-служба «Акрона» Арие Цукермана. «Тот факт, что это уникальное СП, объединяющие две компании с совершенно разной стоимостью, различными горнорудными, финансовыми и сбытовыми возможностями, дает ему высокие шансы довести дело до строительства новой калийной шахты в Канаде», — добавил он РБК daily.

«Скорее всего, первоначальные затраты на проект (в разведку) понесет именно Rio Tinto, а возможно, и дальнейшие инвестиции будут с ее стороны. То есть Rio Tinto внесет в СП прежде всего свои финансы и опыт в горнодобыче, а «дочка» «Акрона» — лицензии», — считает Константин Юминов из Райффайзенбанка. «У самого «Акрона» могли возникнуть сложности с реализацией этого проекта, — добавляет Михаил Сафин из «Ренессанс Капитала». — У компании недостаточно опыта в калийной отрасли, да и опыта работы в Канаде».

В свою очередь Rio Tinto не против приобщиться к бизнесу с рентабельностью под 60%, рассуждает г-н Юминов. Компания неоднократно проявляла интерес к калийным активам. В 2006 году она затеяла крупный проект Potasio Rio Colorado в Аргентине, но в начале 2009-го продала аргентинские и канадские калийные активы бразильской горнодобывающей компании Vale. Год назад на российском рынке ходили слухи, что Rio Tinto намерена приобрести долю в «Уралкалии». В июне этого года компания создала СП с китайской Chinalco для разработки полезных ископаемых в Китае — сначала меди, а в перспективе и калия.

Теоретически не исключено, что «Акрон» привлечет своего нового партнера и к российским калийным проектам. В июле компания объявила, что рассматривает возможность продажи 49% в проекте освоения Талицкого участка калийного Верхнекамского месторождения. Впрочем, аналитики сошлись во мнении, что такой сценарий маловероятен.
http://www.rbcdaily.ru/2011/09/28/industry/562949981601661

blackbourn: Прикспийская низменность


Читать далее

UsgsAssessment: Undiscovered PetroleumResources of the North and East Margins of the Siberian Craton

May 2008


http://pubs.usgs.gov/fs/2008/3020/
http://pubs.usgs.gov/fs/2008/3020/pdf/FS08-3020_508.pdf

blackbourn: Украинские Карпаты


Читать далее

Сургутнефтегаз: годовой отчет 2010

http://www.surgutneftegas.ru/ru/investors/reports/annual/
http://www.surgutneftegas.ru/uploaded/GodOtchRus2010(1).pdf

Per Capita Oil

Peak Oil Per Capita

A reader asks to see a graph of global oil supply per capita — here it is. The global population data are from the US census bureau, and the oil supply data are from ASPO through 1979 and EIA total liquids after that (the two sources agree to within a percent or so in the overlap).
http://earlywarn.blogspot.com/2011/09/peak-oil-per-capita.html

Per Capita Oil Consumption Around the World

Following up on yesterday’s post of global oil production per capita, the above graph shows oil consumption per capita for an illustrative selection of countries around the world (along with the world line in black for comparison). You can see that the developed countries all had peak consumption in the 1970s, fell in the early 1980s, then were flat for a while and began declining again. In Europe, that second decline began in the mid 90s and has been gradual. In the US it started in 2005 and has been rather abrupt.


http://earlywarn.blogspot.com/2011/09/per-capita-oil-consumption-around-world.html

World Per Capita Oil Consumption 1965 — 2009

The per capita consumption of oil and total primary energy were calculated for the world using data derived from the BP Statistical Review of World Energy (Web: http://www.bp.com) and the CIA World Factbook. (Web: http://www.cia.gov/publications/the-world-factbook/index.htm).
The average value for the 27 years inclusive from 1983-2009 was 4.54 bbl/P/Y with a standard deviation of 0.10 bbl/P/Y.


http://pages.ca.inter.net/~jhwalsh/oilcapv3pages.pdf

17.09.2011
1 trillion — Number of barrels of oil produced since the start of the industry
1.4 trillion — Estimated number of barrels currently considered technically and economically accessible—out of 5 trillion total barrels of petroleum resources in the ground
30% — Increase in annual world oil production since 1978

http://online.wsj.com/article/SB10001424053111904060604576572552998674340.html

21.09.2011
There will be peak oil
http://www.energybulletin.net/stories/2011-09-21/there-will-be-peak-oil
— — — — — — — — — —
Реклама авто США 1939-1969
http://www.darkroastedblend.com/2007/01/cars-girls-american-vintage-ads.html

Добыча нефти в России


http://neftianka.livejournal.com/173955.html

С особенностями статистики в нефтегазовой отрасли пришлось плотно столкнуться при подборе информации для инфографики. Я был готов к тому, что данные из разных источников сходиться не будут, но чтобы настолько!
В плане точности на первом месте «Сургутнефтегаз». Всё полностью понятно и прозрачно, данные компании и данные ЦДУ ТЭК совпадают.
ЛУКОЙЛ и «Роснефть» тоже выглядят неплохо, учитывая их масштабы. Одна компания недавно добыла полтора миллиарда тонн нефти, другая готовится. Небольшие расхождения вполне объяснимы, кроме того, всё равно для инфографики данные округлялись.
С другими компаниями пришлось повозиться. Например, «Газпром нефть» по данным ЦДУ ТЭК добыла 29,8 млн тонн, а по годовому отчёту выходит 49,6 млн тонн. Вы, наверное, подумали, что причина в учёте добычи «Славнефти», принадлежащей «Газпром нефти» и ТНК-BP в равных долях? «Славнефть» в 2010 году добыла 18 с небольшим миллионов тонн нефти, а разница в цифрах — 19,8 млн тонн! Оказалось, что компания представляет свою структуру совсем не так, как полагают в Министерстве энергетики. Пришлось повозиться, выясняя, кому какое предприятие принадлежит.
В годовом отчёте «Газпром нефть» указывает данные по добыче газа в кубических футах. Ну от ТНК-BP ещё можно было ждать такого, компания такая же русская, как и британская. Но «Газпром нефть» не имеет и не собирается иметь крупных иностранных инвесторов. Почему она измеряет добычу газа в кубических футах?
http://neftianka.livejournal.com/175708.html

Комментарии к записи
— «компания представляет свою структуру совсем не так, как полагают в Министерстве энергетики»
Скорее, уважаемое министерство следует каким-то своим, глубоко аутентичным путем. МСФО четко определяют что и как должно консолидироваться в отчетности — так что следует доверять годовому отчету.
«Почему она измеряет добычу газа в кубических футах?»
1. Газпромнефть котируется в Лондоне.
2. Годовые отчеты пишутся для инвесторов.
3. Инвесторам понятнее футы, поскольку в этой же системе мер отчитываются международные компании.

— Сводка по добыче нефти — не финансовый отчёт, правила МСФО для Министерства не указ. Согласен, что данные самой компании важнее для анализа. Для инфографики использовались данные компаний. Акции «Газпром нефти» котируются ещё и во Франкфурте, но сколько их там? Процента два, наверное, от общего числа. Я считаю, что инвесторам удобнее измерять газ в кубических метрах, по крайней мере российским инвесторам. Кстати, BP не стесняется указывать вместе с баррелями тонны, рядом с футами — метры. Кстати, названия файлов годовых отчётов — это вообще жесть! Лучше всех дело обстоит у «Газпрома» — «gazprom-annual-report-2010-rus.pdf». ЛУКОЙЛ называет файлы русскими именами, что выглядит довольно коряво на комьютерах без поддержки кириллицы. Абсолютный лидер по грамотному наименованию годовых отчётов — «Татнефть»!

— «правила МСФО для Министерства не указ»
Это само собой. Просто если эти правила отличаются от общеупотребимых (а де-факто таковыми являются МСФО), то возникают недоразумения вроде случившегося с Вами.

«Акции «Газпром нефти» котируются ещё и во Франкфурте»
Если уж на то пошло, основная площадка — вообще, ММВБ (по крайней мере, формально).

«по крайней мере российским инвесторам»
Теперь Вы знаете, какую аудиторию менеджмент считает ключевой 🙂

Я согласен, что для компании из страны со стопроцентно-метрической системой отчитываться исключительно в футах-фунтах странно, но причины мне понятны.

Usgs Assessment:Undiscovered Oil and Gas Resources of the West Siberian Basin Province, Russia, 2010


http://pubs.usgs.gov/fs/2011/3050/
http://pubs.usgs.gov/fs/2011/3050/pdf/fs2011-3050.pdf

Usgs Assessment: Undiscovered Oil and Gas Resources of Libya and Tunisia, 2010

Using a geology-based assessment methodology, the U.S. Geological Survey estimated means of 3.97 billion barrels of undiscovered oil, 38.5 trillion cubic feet of undiscovered natural gas, and 1.47 billion barrels of undiscovered natural gas liquids in two provinces of North Africa.

Introduction
The U.S. Geological Survey (USGS) assessed the potential for undiscovered conventional oil and gas fields within two geologic provinces of North Africa―Sirte Basin in Libya and Pelagian Basin in Tunisia and western Libya―as part of the USGS World Petroleum Resources Project (fig. 1). The Sirte Basin originated as a Cretaceous rift that evolved into a post-rift basin dominated by thermal subsidence; it is characterized by carbonate deposition on high blocks and fine-grained clastic deposition in troughs.

The Pelagian Basin was dominated by Mesozoic and Cenozoic subsidence related to tectonism along the northern margin of the African plate. One total petroleum system (TPS) was defined in the Sirte Basin Province, and two TPSs were defined in the Pelagian Basin Province. The Sirte Rachmat Composite TPS in the Sirte Basin Province contains the post-rift Coniacian−Campanian Sirte−Rachmat organic-rich shale/marl, which was deposited in troughs across the Sirte Basin during the early phase of thermal subsidence. Major reservoirs in the Sirte Basin Province include syn-rift continental sandstones and post-rift shallow-marine carbonates, with shales and evaporites acting as seals for hydrocarbon reservoirs. Two assessment units (AU) were defined within the Sirte−Rachmat Composite TPS: the Onshore Sirte Carbonate−Clastic AU and the Offshore Sirte Basin AU.

Within the Pelagian Basin, two TPSs were retained for this assessment.
The Jurassic−Cretaceous Composite TPS consists of fluids from Jurassic and Cretaceous deep-marine shales that migrated into Jurassic−Cretaceous shallow marine limestones and Upper Cretaceous fractured deepwater chalks. Seals include Jurassic and Cretaceous shales and evaporites. One AU was defined for this TPS, the Jurassic−Cretaceous Structural/Stratigraphic AU. The Bou Dabbous Cenozoic TPS contains the Eocene Bou Dabbous organic-rich shale, with hydrocarbons that migrated into lower and middle Eocene shallow-water limestones that are


Figure 1. Locations of the Sirte and Pelagian Basin Provinces, North Africa. AU, assessment unit

sealed by overlying shales and marls. This TPS contains the Bou Dabbous−Cenozoic Structural/Stratigraphic AU. The methodology for the assessment included a complete geologic framework description for each province, based mainly on published literature and the definition of petroleum systems and assessment units within these systems. Exploration and discovery history was a critical part of the methodology used to estimate sizes and numbers of undiscovered accumulations. In areas where there are few or no discoveries (for example, offshore Sirte Basin), geologic analogs were used as a basis for estimating volumes of undiscovered oil and gas resources. Each assessment unit was assessed for undiscovered oil and nonassociated gas accumulations, and coproduct ratios were used to calculate the volumes of associated gas (gas in oil fields) and natural gas liquids.

Resource Summary
The USGS assessed undiscovered conventional oil and gas resources within the three TPSs in the Sirte and Pelagian Basin Provinces (table 1). The mean total of undiscovered oil in these two provinces is 3,974 million barrels of oil (MMBO), with a range from 1,119 MMBO (95 percent probability) to 9,044 MMBO (5 percent probability); for undiscovered gas the mean total is 38,509 billion cubic feet of gas (BCFG), with a range from 11,520 to 84,347 BCFG; and the mean total for natural gas is 1,466 million barrels of natural gas liquids (MMBNGL), with a range from 405 to 3,384 MMBNGL.

About 90 percent of the mean total of undiscovered oil (3,545 MMBO), 85 percent of the mean total of undiscovered gas (32,451 BCFC), and 89 percent of the mean total of undiscovered natural gas liquids (1,298 MMBNGL) are estimated to be in the Sirte Basin Province. Of these volumes, 64 percent of the undiscovered oil (2,267 MMBO), 80 percent of the undiscovered gas (25,609 BCFG), and 78 percent of the undiscovered natural gas liquids (1,010 MMBNGL) are in the Offshore Sirte Basin AU, with the remaining percentages in the Onshore Sirte Carbonate−Clastic AU. The higher percentage of undiscovered oil and gas resources assessed in the Offshore Sirte Basin AU reflects the relatively underexplored history of this part of the Sirte Basin Province.
Overall, the assessment indicates that 80−90 percent of the undiscovered oil and gas resources are in the Sirte Basin Province, there is significantly more total undiscovered gas resource in both provinces (38,509 BCFG or 6,640 MMBOE) than total undiscovered oil resource (3,974 MMBO), and (3) there is almost twice as much undiscovered gas (25,609 BCFG or 4,415 MMBOE) in the Offshore Sirte Basin AU as there is undiscovered oil (2,267 MMBO).

http://pubs.usgs.gov/fs/2011/3105/
http://pubs.usgs.gov/fs/2011/3105/pdf/FS11-3105.pdf

Уроки Ливии для российских нефтегазовых компаний

Первое объяснение, которое может прийти в голову: события в Ливии, безусловно, спровоцированы нефтяным фактором, и основные участники этого конфликта — государства НАТО, и прежде всего Италия, Франция и США — конечно, рассчитывают на то, что им удастся получить гораздо более лояльное руководство и, соответственно, контролировать ливийскую нефть и увеличить ее поставки на мировой рынок.

Но бывшего ливийского диктатора нельзя назвать врагом европейцев. Более того, европейцы пошли на сделку с Каддафи, когда отказались «лепить» из него террориста и закрыли глаза на теракт в небе над Шотландией. Муамара Каддафи с удовольствием принимали в европейских столицах, а он открыто издевался над хозяевами (как было, к примеру, во время визита Каддафи во Францию, когда его издевательства над Саркози были отмечены французскими газетами). Это не мешало ЕС получать нефть от Ливии.

Конечно, сейчас можно сказать, что с новым руководством в Ливии будет проще общаться. Но повторю еще раз: нефть от Каддафи у европейцев была и так, и они во многом проекты на территории Ливии контролировали. Муамар Каддафи — это в делах не Уго Чавес: тот вообще выгнал все иностранные компании из Венесуэлы. И если сперва в Венесуэлу российские компании заходили через самого Чавеса, то, например, в Ливию попадали через иностранные компании. Так, «Газпром нефть» получила долю в проекте Elefant через Eni, а вовсе не через Каддафи. Теперь Ливия превращается в хаос. Страна будет неуправляемой, возможно, в течение нескольких лет. Не исключен даже раздел этого государства, если учесть, что там имеет место быть племенная структура.

Кстати, России хаос в Ливии только выгоден. Как ни крути, все-таки Ливия России конкурент на мировом рынке нефти и потенциально сильный конкурент на европейском рынке газа. Напомню, что Ливия в прошлом году произвела 77,5 млн тонн нефти, и почти все было поставлено на экспорт. Это довольно серьезные объемы. По газу ситуация более благоприятная: Ливия поставляла в 2010 году чуть менее 10 млрд кубометров газа в Италию и символический объем СПГ в Испанию, но это потенциально был крупный производитель. Италия при помощи ливийского фактора в том числе добилась уступок по контрактам у «Газпрома». Таким образом, убирая Ливию на несколько лет с энергетической карты мира, мы получим определенные бонусы.

На основании чего мы предполагаем, что в течение нескольких лет Ливия не сможет оставаться даже на уровне 2010 года? Очень просто. Давайте посмотрим на ситуацию в Ираке. Очень похожая история: диктатора меняли при помощи западных войск. К чему это привело? Сравнив показатели 2001 года и 2003 года, в начале которого началась военная операция, мы увидим, что добыча нефти в Ираке упала в два раза — практически на 60 млн тонн. Прошло восемь лет, и только сейчас Ирак выходит на объем добычи, который был в 2000–2001 годах. Таким образом, восемь лет оказались потеряны для нефтяной индустрии Ирака, и только сейчас отрасль начинает оживать. Не исключено, что то же самое будет с Ливией. И для России это хорошо.

Второй вопрос заключается в том, послужат ли события в Ливии уроком нашим нефтяным компаниям, которые мечтали в рамках странной стратегии глобализации залезть везде, в том числе в Ливию. Хотелось бы, чтобы ливийская история имела отрезвляющие последствия. Мне кажется, опасно и непродуманно было бы бежать к новому руководству Ливии со словами: «Мы санкции-то поддерживали, мы душой за вас были! Можно нам вернуть контрактики, и мы будем в вас вкладывать денежки?» Я вообще противник этой странной игры в глобализацию, когда российские нефтяные компании бегают по миру, и вместо того чтобы инвестировать в Восточную Сибирь, в российский шельф, о котором столько разговоров, вкладывают деньги в Ливию, в Венесуэлу, в черную Африку и прочие весьма экзотические и политически неустойчивые регионы. Кстати, снова вспомним пример Ирака: еще в 1997 году «ЛУКойл» получил лицензию на добычу в рамках крупного проекта Западная Курна-2. Сейчас «ЛУКойл» вернулся в этот проект в рамках международного консорциума. Можно, конечно, сказать, что, несмотря на имевшиеся риски, «ЛУКойл» по-прежнему в добыче. Но тут есть несколько очень любопытных нюансов: во-первых, лицензию у российской компании отобрало еще правительство Саддама Хусейна в декабре 2002 года по той причине, что вместо того чтобы начать добычу, «ЛУКойл» пошел к американцам и стал вести переговоры о подключении американской компании к проекту. А в Ливию мы, получается, вошли буквально накануне свержения режима Каддафи. Поэтому тут просто физически будет меньше шансов получить лицензии. Можно только потерять и время, и деньги.

Второй момент еще более важен. Допустим, вернемся мы в Elefant и в другие ливийские проекты, но эффективна ли эта стратегия вложения в ту же самую Курну? Вот «ЛУКойл» ближайшие четыре-пять лет должен инвестировать в проект порядка 5 млрд долларов, при том что условия работы там далеко не шоколадные. Там установлен предельный уровень добычи, на который компании нужно выйти, — 120 тыс. баррелей в сутки, и только после превышения этого предела консорциум будет получать премию в размере 1,15 доллара за баррель. Цифры не такие уж фантастические, а объем инвестиций достаточно приличный. Так вот, если мы будем такие суммы по 4–5 млрд вкладывать в проекты в Ираке, в Ливии, в Венесуэле, потом, наверное, не придется удивляться, что у нас недоинвестирована Восточная Сибирь и российский шельф, а мы все принимаем какие-то программы, нацеленные на рост добычи в государстве.

Может быть, мы все-таки определенные позитивные уроки из ливийской истории извлечем и больше не будем бегать по миру в поисках мифической глобальности.
http://expert.ru/2011/08/22/livijskaya-istoriya-prepodnosit-nam-horoshij-urok/

Газовый российско-украинский договор 2009 г.


Читать далее

И снова о техрегламенте

Оригинал взят у в И снова о техрегламенте

СПГ Китаю в августе обходился в $363

Оригинал взят у в СПГ Китаю в августе обходился в $363

После того как цены на СПГ взлетели, как то притихли и апокалиптические прогнозы о том как нагнет Китай газпром.

Импорт сжиженного природного газа (СПГ) в Китай  сократился в августе до 1,05 млн тонн с 1,18 млн тонн в июле. Цена закупленного газа в минувшем месяце составила $495 за тонну против $433 в июле.
http://www.oilru.com/news/278850/

$495 за тонну это $363 за м3 или на 10% дешевле, чем газпром в августе поставлял газ Германии и ровно та же цена, по которой СПГ сейчас торгуется в Европе.  Интересно, Китай еще надеется выбить из газпрома $250 ?

Eurogas Statistical Report 2010













http://www.eurogas.org/uploaded/Eurogas%20Statistical%20Report%202010_Final%20291110.pdf

Годовые отчеты
http://www.eurogas.org/publications_annualReport.aspx

Контракт на транзит российского газа + дополнение про аванс «Газпрому»


Читать далее

Usgs Assessment: Dnieper–Donets Basin Province and Pripyat Basin Province

Introduction
The U.S. Geological Survey (USGS) estimated technically recoverable, conventional, undiscovered oil and gas resources of the Dnieper–Donets Basin Province and Pripyat Basin Province in
Russia, Ukraine and Belarus as part of a program to estimate these resources for priority basins around the world. The Dnieper–Donets Basin Province encompasses about 99,000 square kilometers and the Pripyat Basin Province, 35,000 square kilometers (fig. 1). These assessments were based on published geologic information and on commercial data from oil and gas wells and fields, and field production records. The USGS approach is to define total petroleum systems and assessment units, and assess the potential for undiscovered oil and gas resources.


Figure 1. Generalized map showing the boundaries of the Pripyat Basin and Dnieper-Donets Basin geologic provinces (red lines), centerpoints of oil and gas fields (green and red circles, respectively), and the location of geologic cross section A-A’ shown in figure 2 (green line). Country boundaries are represented by blue lines. Field data from IHS Energy (2009); geologic province boundaries from Persits and others (1998).

Total Petroleum Systems and Assessment Units
One total petroleum system (TPS), the Paleozoic Composite, was defined for the Dnieper–Donets Basin and Pripyat Basin Provinces (table 1). It was defined to include petroleum source rocks ranging in age from Upper Devonian through Carboniferous. Two assessment units (AU) were defined geologically within the TPS, each encompassing the respective provinces—Clastic and
Carbonate Reservoirs for the Dnieper–Donets Basin Province and Carbonate Reservoirs for the Pripyat Basin Province (figs. 1 and 2). Two additional AUs containing continuous accumulations, Continuous Basin–Centered Gas and Visean Shale Gas, were identified in the Dnieper–Donets Basin Province, but were not quantitatively assessed in this study.


Figure 2. Geologic cross section for the Dnieper-Donets Basin. See figure 1 for location. Modified from Ulmishek (2001) and Law and others (1998). Explanation: 1, Upper Devonian; 2, Devonian evaporites; 3, Carboniferous; 4, Permian; 5, Triassic; 6, Jurassic; 7, Cretaceous; 8, Cenozoic; 9, oil accumulation; 10, gas accumulation; 11, top of overpressure; 12, 100° C isotherm; 13, 0.9 percent vitrinite reflectance isochore; 14, stratigraphic boundary.

In the Dnieper–Donets Basin Province, source rocks include the Visean Rudov Bed, Carboniferous mudstones and coals, and possibly Frasnian and lower Famennian mudstones (Ulmishek and others, 1994; Ulmishek, 2001). These source rocks at present are in the lower part of the oil window and upper part of the gas window; however, they attained maximum maturation during the Late Permian. Reservoir rocks are mainly Carboniferous to Lower Permian sandstones. Other reservoirs are in Lower Carboniferous and Lower Permian carbonate rocks, fractured metamorphic basement rocks, and Devonian carbonate rocks. Seal rocks include Devonian and Permian evaporites and intraformational mudstones. Traps are mostly structural, associated with salt and fault blocks,
drapes, reef facies, and stratigraphic pinchouts. Undiscovered accumulations could exist in deeper structural and stratigraphic traps and in association with complex salt structures.

Source rocks in the Pripyat Basin Province primarily are Frasnian (Moiseev Bed) and lower Famennian mudstones (Ulmishek and others, 1994). Reservoir rocks include Devonian carbonate
rocks and Carboniferous to Lower Permian sandstones. Devonian and Permian evaporites and intraformational mudstones serve as seal rocks. Traps are mostly structural, associated with salt and fault blocks, drapes, reef facies, and pinchouts. Nearly all of the known accumulations are in the northern part of the Carbonate Reservoirs AU (fig. 1), probably because of an underlying magmatic body that increased thermal maturation of the source rocks. Undiscovered accumulations could exist in traps similar to those already discovered in the northern part of the AU.

Assessment Results
Estimates of volumes of technically recoverable, conventional, and undiscovered oil and gas resources are shown in table 1. No attempt was made to estimate economically recoverable resources because it is beyond the scope of this study. The mean volumes of undiscovered petroleum in the Dnieper-Donets Basin Province are estimated at approximately 84 million barrels (MMB) of crude oil, 4,739 billion cubic feet (BCF) of natural gas (286 BCF of associated and dissolved natural gas and 4,453 BCF of nonassociated natural gas), and 130 MMB of natural gas liquids. The mean volumes of undiscovered petroleum in the Pripyat Basin Province are estimated at approximately 39 MMB of crude oil, 48 BCF of natural gas (31 BCF of associated and dissolved natural gas and 17 BCF of nonassociated natural gas), and 1 MMB of natural gas liquids. The mean volumes of undiscovered petroleum for both provinces combined are approximately 123 MMB of crude oil, 4,787 BCF of natural gas (317 BCF of associated and dissolved natural gas and 4,470 BCF of nonassociated natural gas), and 130 MMB of natural gas liquids.


http://pubs.usgs.gov/fs/2011/3051/
http://pubs.usgs.gov/fs/2011/3051/pdf/fs2011-3051.pdf