Архив за месяц: Октябрь 2013

imf.org: World Economic Outlook (WEO), октябрь 2013

http://www.imf.org/external/pubs/ft/weo/2013/02/
http://www.imf.org/external/pubs/ft/weo/2013/02/pdf/text.pdf

— — — —
31 Май 2013
World Economic Outlook (WEO), апрель 2013

Считалочки иранские нефтегазовые

Итак, давным-давно, когда США и Иран дружили, американцы покупали у иранцев нефть. В какой-то момент (если не ошибаюсь, в 1992 году) американцы просто устали перевозить им доллары (Иран ведь признавал фактически только наличку). И они предложили: давайте мы отправим вам двух офицеров Федеральной резервной системы США вместе с печатным станком, дадим клише, и вы будете печатать себе доллары сами. Сколько нефти поставили, столько и напечатали. Все благополучно работало до определенного момента, пока ядерная программа Ирана не стала костью в горле в США. Американцы тут же расторгли все договора, забрали станок, уничтожили клише. Но остались те доллары, что были уже напечатаны. Американцы заявили, что все эти доллары — просто бумага. Номера купюр известны, и они якобы выведены Федеральной резервной системой из денежного баланса, а любая попытка ввести их во внешний рынок приведет к скандалу. Иранцы стали судорожно думать, что делать с этими долларами. Напечатано их было шесть триллионов.

— Триллионов?!
— Да. Вы не ослышались. Года два иранцы размышляли. И в начале «нулевых» годов подали челобитную — умоляли помочь, потому как эти деньги им очень нужны и, в конце концов, честно ими заработаны (нефти-то они отправили США на всю эту сумму). После долгих консультаций был образован альянс, состоящий из трех стран — Россия, Германия, Италия, — чтобы помочь мусульманским братьям реализовать эти триллионы с пользой для всех. Все доллары из Ирана были перевезены в Германию, сгружены во Франкфурте и сконвертированы, переведены в евро. Иранцы в первый раз серьезно потеряли здесь на такой конвертации. Получилось всего 3 триллиона. Свежими, отпечатанными специально с этой целью 500-евровыми купюрами. Немецкие власти, от греха подальше, потребовали убрать евро с территории Германии в 24 часа. «Бринкс» — единственный перевозчик, сертифицированный европейским Центробанком на перевозку денежных средств, — получил заказ на всю эту гигантскую сумму. В результате деньги эти были доставлены и находятся сейчас в 27 странах, включая страны СНГ — Украину, Казахстан и Азербайджан. Они не только в самолетах, но и на складах, на пароходах. Большая часть — в депозитариях местных банков.
http://www.mk.ru/social/article/2013/09/30/923015-raskryita-tayna-samoleta-s-20-000-000-000-evro-na-bortu.html
http://konfuzij.livejournal.com/1108906.html

Подсчитал по данным
BP Statistical Review of World Energy June 2013
Стоимость иранского нефтегазового экспорта в 1978-2012.
В 1978 г. началась исламская революция в Иране
Общая стоимость экспорта нефти составила 1.015 трлн. долларов.
Чистого экспорта газа за указанный период вообще не было, например:
Экспорт, Billion cubic feet per day в 2000-2012:
-0.3 -0.4 -0.4 -0.1 -0.2 -0.1 0.0 -0.1 -0.3 0.0 0.2 -0.2 0.4

6 триллионов долларов никак не могло скопиться, не могло быть даже 3 триллионов, поскольку у Ирана счет текущих операций стал выходить устойчиво в положительную область только с 2005 г.

Iran balance of trade, USD Million
с 1973

с 1989

http://www.tradingeconomics.com/iran/balance-of-trade

Iran Current Account, USD Million
с 1973

с 1989

http://www.tradingeconomics.com/iran/current-account

— — — —

http://iv-g.livejournal.com/690668.html

kommersant.ru: Нефть и газ Якутии (2008)

10.11.2008
Из-за суровых климатических условий и отсутствия необходимой инфраструктуры углеводородные месторождения Якутии долгое время не разрабатывались. Однако благодаря включению их в систему трубопровода Восточная Сибирь—Тихий океан республика может превратиться из алмазодобывающей в нефтегазовую провинцию России.

По запасам полезных ископаемых Якутия — один из богатейших регионов страны. На территории площадью более 3 млн кв. км добывается 90% всех российских алмазов и 25% золота, сосредоточены почти все запасы сурьмы, открыты крупные месторождения нефти и газа.

Масштабное промышленное освоение природных богатств республики началось в 1920-х годах с разработки золотоносных алданских месторождений. Нефть нашли позднее — в 1930-е годы полярник Иван Папанин во время одной из своих арктических экспедиций пробурил скважину на побережье Северного Ледовитого океана. В годы Великой Отечественной войны в морском порту Тикси, в устье реки Лены, работали американские установки по добыче и переработке нефти. Однако в перспективность добычи углеводородов на территории Якутии мало кто верил, пока в 1956 году Всероссийский научно-исследовательский геологоразведочный институт не разработал первую карту вероятной нефтегазоносности региона. В том же 1956 году было открыто первое месторождение природного газа — Усть-Вилюйское, положившее начало развитию якутской нефтегазовой отрасли, а в 1970 году — первое нефтегазоконденсатное, Среднеботуобинское.

Все нефтегазоконденсатные месторождения республики — их порядка 30 — были открыты в советское время. С распадом СССР геологоразведка на ее территории остановилась, и Якутию признали проблемным регионом. Дело в том, что из-за суровых климатических условий и вечномерзлых грунтов проведение геологоразведочных работ здесь требует значительных капиталовложений, а окупить их при отсутствии каналов транспортировки сырья на отдаленные рынки сбыта практически невозможно.

На сегодняшний день разведанные запасы нефти в Якутии составляют более 300 млн т, газа — 2,3 трлн куб. м. При этом более 90% запасов сосредоточены на трех крупных нефтегазоконденсатных месторождениях — Талаканском, Чаяндинском (нефтяная оторочка северного блока) и Среднеботуобинском, которые будут включены в строящийся нефтепровод Восточная Сибирь—Тихий океан (ВСТО). С запуска этого проекта и начался новый этап освоения якутских недр.

Потерянный Талакан

Талаканское нефтегазоконденсатное месторождение, расположенное в юго-западной части Якутии,— одно из крупнейших в Восточной Сибири. Его извлекаемые запасы оцениваются в 120 млн т нефти и 60 млрд куб. м газа. В 2007 году на долю Талакана пришлось 75% всей добытой в Якутии нефти.

Месторождение было открыто в 1987 году, однако из-за отсутствия финансирования развернуть полномасштабную геологоразведку сразу не удалось. В начале 1990-х судьбой месторождения всерьез озаботились власти республики: на средства из местного бюджета они провели все геологические работы, необходимые для начала разработки. В 2001 году конкурс на право освоения Талакана выиграло ОАО «Саханефтегаз» (50,38% акций которого в следующем году перешли под контроль ЮКОСа), которое предложило за лицензию $501 млн. Однако в феврале 2002 года «Саханефтегаз» отказался выполнить обязательства по платежу, и Минприроды отозвало лицензию. Был объявлен новый аукцион, заявки на участие в котором подали почти все крупные нефтяные компании, включая «Газпром» и французскую Total. Но под предлогом доработки условий лицензионного соглашения аукцион отменили, а постоянную лицензию (сроком на 25 лет) на освоение Талакана на бесконкурсной основе выдали «добросовестному недропользователю» компании «Сургутнефтегаз», предложившей вторую по величине премию в размере $61 млн. В середине 2004 года компания заключила сделку с ЮКОСом о выкупе у него оставленного на месторождении имущества. Так Талакан стал первым в череде потерянных активов ЮКОСа.

Тем не менее до октября 2003 года опытно-промышленную разработку на центральном блоке месторождения вела компания «Ленанефтегаз» — дочерняя структура «Саханефтегаза». За это время компания построила 108-километровый трубопровод для перекачки нефти с Талакана к терминалу на реке Лена, создав тем самым минимальную инфраструктуру для обеспечения внутренних потребностей республики в углеводородном сырье. По трубопроводу нефть поступает на нефтебазу в поселке Витим, где она частично перерабатывается на маломощных НПЗ, а частично транспортируется по реке в другие населенные пункты для сжигания в котельных. Правда, период навигации здесь длится недолго — с мая по октябрь, а в некоторые наиболее отдаленные районы — не более двух с половиной месяцев. Отсутствие круглогодичной схемы транспортировки стало одной из причин того, что с 2004 по 2008 год на Талакане было добыто всего 1,4 млн т нефти.

Умножить на ВСТО

Однако в ближайшее время эта проблема может быть решена — заменой неполноценному трубопроводу через Витим станет ВСТО, который откроет российской нефти выход на рынки Азии и США. В октябре 2008 года в реверсном режиме заработал 1100-километровый участок этого нефтепровода — Талакан—Усть-Кут—Тайшет, что позволило запустить промышленную эксплуатацию месторождения. По прогнозам, на этом участке будет перекачиваться до 4 тыс. т нефти в сутки. В 2009 году на Талакане планируется добыть уже около 2 млн т нефти, а начиная с 2016 года — добывать не менее 7,5 млн т ежегодно. Такой прирост добычи потребует от «Сургутнефтегаза» внушительных инвестиций (пока компания вложила в освоение Талакана около 102 млрд руб.).

Одним из инициаторов создания транснациональной трубопроводной системы стал экс-глава НК ЮКОС Михаил Ходорковский: в конце 1999 года он провел переговоры с представителями Китайской национальной нефтяной компании (CNPC) о строительстве нефтепровода из России в Китай. Летом 2001 года премьер Михаил Касьянов и председатель КНР Цзян Цзэминь подписали соглашение «Об основных принципах разработки технико-экономического обоснования нефтепровода Россия—Китай». Стоимость проекта Ангарск—Дацин, в разработке которого участвовали ЮКОС, CNPC и «Транснефть», оценили в $1,7 млрд. Через год «Транснефть» выступила с альтернативным проектом нефтепровода Ангарск—Находка, который горячо поддержал премьер-министр Японии Дзюнъитиро Коидзуми. В мае 2003 года проекты объединили в систему ВСТО: в новом варианте маршрута основная труба соединяла Ангарск и Находку и имела ответвление на Дацин. Однако экологическая комиссия Минприроды новый проект не одобрила. «Транснефти» пришлось заменить отправной пункт маршрута на Тайшет (Иркутская область), а конечный — сначала на бухту Перевозную, а позднее — на бухту Козьмино (Приморский край). В таком виде проект был утвержден и одобрен Министерством природных ресурсов.

Очередной скандал вокруг проекта ВСТО разгорелся в 2006 году. Изначально прокладывать трубу предполагалось в непосредственной близости от озера Байкал, всего в 800 м от берега (это позволило бы сократить маршрут, а значит, и расходы на строительство). Таким образом, в случае аварии на нефтепроводе акватория Байкала оказалась бы под угрозой экологической катастрофы. Разумеется, такой вариант вызвал резкую критику со стороны экологов, общественных организаций и администраций регионов, в том числе Якутии. Вскоре последовала реакция федеральных властей: выступая на совещании в Томске, тогдашний президент Владимир Путин дал указание главе «Транснефти» Семену Вайнштоку отодвинуть трубу на 40 км севернее водозаборной зоны, за что был прозван «спасителем Байкала».

Однако и этот вариант не стал окончательным. Оказалось, что в 40 км к северу расположены сейсмоопасные горные массивы и прокладывать нефтепровод в этой местности было бы экономически нецелесообразно. После очередного пересмотра маршрута трубу решили передвинуть еще дальше — на 400 км от берега озера. В итоге нефтепровод обойдет водоохранную зону на участке Усть-Кут (Иркутская область)—Ленск (Якутия)—Тында (Амурская область) и пройдет по спланированному ранее маршруту до Сковородино (Амурская область). Общая протяженность нефтепровода ВСТО составит более 4,1 тыс. км, пропускная мощность — до 80 млн т нефти в год, из которых 30 млн т планируется экспортировать в китайский Дацин.

Удлинение трассы ВСТО активно лоббировало руководство Якутии, ведь при таком раскладе третья часть нефтепровода — более 1,3 тыс. км — пройдет по территории республики, в непосредственной близости от ее углеводородных месторождений. Местные власти надеются, что включение якутских месторождений в систему ВСТО привлечет в регион инвесторов и изменит структуру ВРП, основная доля в котором будет приходиться на нефтедобывающую отрасль.

В трубу ВСТО планируется закачивать и нефть Среднеботуобинского нефтегазоконденсатного месторождения (его запасы оцениваются в 70 млн т нефти и порядка 180 млрд куб. м газа). Сегодня нефтедобыча здесь осуществляется в опытном режиме — в 2007 году добыто 20,3 тыс. т. Лицензией на разработку центрального блока месторождения владеет ООО «Таас-Юрях нефтегазодобыча», в числе его учредителей нефтяная компания Urals Energy, гендиректор и совладелец которой — бывший зять Бориса Ельцина Леонид Дьяченко.

Подача сырья со Среднеботуобинского НГКМ в магистральный трубопровод начнется в 2010 году. Планируется, что на первом этапе «Таас-Юрях нефтегазодобыча» будет ежегодно получать 1,5 млн т нефти, в дальнейшем объемы увеличатся до 4,5 млн т в год.

При этом одной из основных задач, определенных лицензионным соглашением по освоению Среднеботуобинского месторождения, является строительство в Ленске первого в Якутии нефтеперерабатывающего завода мощностью 0,5-1,5 млн т. Предприятие будет ориентировано на выпуск нефтепродуктов для местного рынка.

Внеконкурсная Чаянда

Якутия обладает значительным потенциалом и в газовом секторе: через несколько лет она может стать одним из центров газодобычи в России. Промышленная добыча газа в республике началась в 1960-х годах, тогда же был построен действующий до сих пор газопровод до Якутска протяженностью 450 км. На протяжении многих лет Якутск оставался единственным газифицированным городом на Дальнем Востоке.

На сегодняшний день ресурсную базу Якутии составляют Средневилюйское (запасы газа оцениваются в 124,7 млрд куб. м, конденсата — в 5,5 млн т) и Мастахское (газ — 24,7 млрд куб. м, конденсат — 700 тыс. т) газоконденсатные месторождения. В прошлом году они дали 1,1 млрд и 147,3 млн куб. м газа соответственно. Разрабатывает месторождения ОАО «Якутгазпром», образованное на базе бывшего подразделения «Газпрома» в 1994 году, после разграничения госсобственности между федеральным центром и республикой. В 2007 году 76% акций «Якутгазпрома» приобрело ООО «Славия», владельцем которого является группа «Сумма Капитал», еще 23% принадлежат компании «Саханефтегаз», подконтрольной правительству республики. Еще около 200 млн куб. м газа было добыто в прошлом году на северном блоке Среднеботуобинского месторождения, где добычу ведет ОАО «АЛРОСА-Газ».

Между тем крупнейшее в Якутии Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение, открытое в 1980-х годах, до сих пор не разрабатывается, хотя его освоение позволило бы газифицировать сразу несколько регионов Восточной Сибири и Дальнего Востока. Оно расположено в Ленском районе республики и является вторым по величине на востоке страны после Ковыктинского (Иркутская область): его запасы оцениваются в 1,2 трлн куб. м газа (из которых доказаны только 380 млрд) и 68,4 млн т нефти и конденсата.

В 2003 году интерес к Чаяндинскому месторождению проявила уже упоминавшаяся китайская нефтяная корпорация CNPC. Однако в связи с тем, что месторождение было включено в список стратегических, компания-нерезидент не могла претендовать на участие в его разработке. Более того, из-за отсутствия законодательных поправок касательно стратегических месторождений Чаянда не выставлялась на торги.

Коренной перелом в судьбе месторождения наступил в феврале 2008 года. Покидая совет директоров «Газпрома», тогда еще первый вице-премьер Дмитрий Медведев поручил Минпромэнерго и Минприроды подготовить проект правительственного постановления о передаче Чаяндинского месторождения под контроль госмонополии. Законодательно оформить такой подарок было несложно: по закону «О газоснабжении» государство имеет право на бесконкурсной основе передавать месторождения федерального значения владельцу единой системы газоснабжения, то есть «Газпрому». Монополист давно планировал сделать месторождение ресурсной базой газопровода «Алтай», по которому газ будет поставляться в Китай (правда, о цене стороны пока не договорились).

Сначала между профильными министерствами возникли разногласия по поводу поручения Медведева. Если Минпромэнерго одобрило передачу лицензии на разработку «Газпрому», то министр природных ресурсов Юрий Трутнев высказался против, сославшись на закон «О недрах», который разрешает такие процедуры только на основе тендеров или аукционов. Однако уже весной 2008 года премьер-министр Виктор Зубков подписал распоряжение о передаче газовому холдингу на бесконкурсной основе Чаяндинского НГКМ, а в июле министр Трутнев заявил, что «Газпром» дополнительно получит лицензии на разработку еще девяти стратегических месторождений.

По прогнозам экспертов, промышленная добыча газа на этом месторождении начнется не раньше чем через пять-шесть лет. Разработку могут затруднить примеси гелия и других газов, поэтому, прежде чем начать его масштабное освоение, нужно создать газохимические мощности и подземное хранилище газа, а это потребует многомиллионных инвестиций.

Дальнейшие перспективы Чаянды зависят не только от политики «Газпрома», но и от проекта газовой трубы вдоль ВСТО. Если планы «Газпрома» и «Транснефти» по строительству газопровода-дублера будут реализованы, Чаяндинское и Ковыктинское месторождения станут его ресурсной базой.

http://www.kommersant.ru/doc/1052464

Углеводородные месторождения Якутии

*Даются извлекаемые запасы нефти категорий ABC1 C2 по российской классификации.
**Включены в список стратегических месторождений РФ.
Источники: информационно-аналитический центр «Минерал», открытые интернет-источники.
http://www.kommersant.ru/doc/1054024


http://www.kommersant.ru/doc/1054025

Фронт переработки
Развивать нефтегазовую отрасль Якутия собирается, опираясь не только на трубы, но и на рельсы.

В 2007 году под эгидой якутского правительства была учреждена «Восточно-Сибирская газо-химическая компания» (ВСГХК). Ей предстоит построить комплекс, рассчитанный на ежегодное производство 450 тыс. тонн метанола, 200 тыс. тонн аммиака и 400 тыс. тонн синтетического моторного топлива (высокооктановый бензин по стандарту Евро-4 и дизтопливо), которое будет реализовываться в республике через сеть автозаправочных станций. Аммиак и метанол предполагается экспортировать в страны Азиатско-Тихоокеанского региона: по словам представителей ВСГХК, уже достигнуты предварительные соглашения с южно-азиатскими трейдерами. В связи этим в перспективе возможно увеличение выпуска метанола до 1,5 млн тонн в год. В качестве сырья предполагается использовать природный газ и конденсат месторождений Вилюйского геологического района, запасы которого оцениваются в 463 млрд куб. м. Для доставки сырья к производственной площадке, которая будет размещена в Центральной Якутии, планируется задействовать инфраструктуру «Сахатранснефтегаза». Транспортировка готовой продукции, согласно проекту, будет осуществляться по ныне строящейся железнодорожной магистрали Беркакит—Томмот— Кердем, которая должна подойти к столице республики в 2013 году. Из Якутска продукция будет доставляться железной дорогой в порт Восточный (обслуживает ООО «Восточный нефтехимический терминал»), а оттуда по морю до конечного потребителя.

Проект будет реализовываться поэтапно. На 2009 год намечен ввод в строй опытно-промышленной установки, которая сможет выпускать в год 3,5 тыс. тонн метанола и 1,5 тыс. тонн моторного топлива. Основные мощности предприятия будут вводиться в эксплуатацию с 2012 по 2015 год по мере сдачи каждой из трех линий производства. Размер инвестиций в создание ВСГХК оценивается в 31 млрд руб. С выходом предприятия на проектную мощность среднегодовая выручка от реализации проекта может превысить 18 млрд руб. в год. Однако источники финансирования проекта пока не определены.
http://www.kommersant.ru/doc/1054023

«Наша задача — превратить Якутию в новый нефтегазовый центр»
К 2020 году республика может стать восточным центром нефтегазодобычи России. О том, что обеспечит региону такой статус, «Власти» рассказал первый заместитель министра промышленности Республики Саха (Якутия) Валерий Максимов.

— Сколько на сегодняшний день добывается нефти и газа на якутских месторождениях?
— В прошлом году на территории Якутии было добыто 1,2 млрд кубометров газа и более 297 тыс. т нефти. Однако мы ожидаем, что в ближайшие годы темпы добычи углеводородов многократно увеличатся — потенциал региона огромен. По прогнозам компании «Сургутнефтегаз», к 2010 году ежегодный объем нефтедобычи в Якутии может вырасти до 3 млн т, к 2015 году — до 5 млн, а к 2020-му — до 9 млн т.

— Что обеспечит такой мощный прирост?
— Главным образом ввод в эксплуатацию первой очереди трубопроводной системы Восточная Сибирь—Тихий океан. Ожидается, что объемы транспорта нефти по нефтепроводу составят от 30 млн до 80 млн т в год.

— Тем не менее в настоящее время углеводородные месторождения Якутии освоены крайне слабо. Причина в сложных климатических условиях?
— Конечно, природные условия в этом регионе очень тяжелые. Достаточно сказать, что средняя температура воздуха в зимний период — -45°С. Однако, несмотря на это, работы по геологическому изучению недр проводятся в полном объеме. Интенсивность этих работ зависит скорее от объемов финансирования: их стоимость гораздо выше, чем, скажем, в Западной Сибири.

— Существует ли комплексная программа развития нефтегазовой отрасли республики?
— Да. У нас разработан проект «Основных направлений развития нефтяной и газовой промышленности Республики Саха (Якутия) до 2020 года». В ближайшее время он будет рассмотрен на экономическом совете при правительстве республики. Этот документ подготовлен с учетом действующих законов, постановлений федерального правительства, а также «Энергетической стратегии России до 2020 года» и «Схемы комплексного развития производительных сил, транспорта и энергетики Республики Саха (Якутия)». Глобальная задача, которая обозначена в «Основных направлениях»,— превращение Якутии не просто в динамично развивающийся регион Восточной Сибири, но в новый, восточный центр нефтяной и газовой промышленности России.

— Добиться этого будет непросто, ведь в Якутии практически отсутствует инфраструктура для транспортировки нефти и газа. Как будет решаться эта проблема?
— На первом этапе, в 2008-2012 годах, развитие нефтегазового комплекса будет ориентировано на реконструкцию, модернизацию и увеличение мощностей по добыче и транспортировке сырья за пределы республики. Сделать это мы рассчитываем за счет дальнейшего промышленного обустройства Талаканского, Средневилюйского, Среднеботуобинского и Среднетюнгского месторождений. На Талаканском и Среднеботуобинском месторождениях планируется построить новые объекты инфраструктуры нефтедобычи. Речь идет в первую очередь о трубопроводной системе Восточная Сибирь—Тихий океан, которая позволит наладить поставки нефти и газа с месторождений республики на рынки Дальнего Востока и стран Азиатско-Тихоокеанского региона.

Модернизация транспортной инфраструктуры даст нам возможность активно заняться газификацией населенных пунктов республики. К 2012 году мы планируем завершить строительство третьей нитки магистрального газопровода Средневилюйское газоконденсатное месторождение—Мастах—Берге—Якутск, которая обеспечит газоснабжение жителей Центрального района республики, а также достроить вторую нитку газопровода Таас-Юрях—Мирный, по которой газ пойдет в западную часть региона. Кроме того, будут созданы производственные мощности для удовлетворения внутренних потребностей республики в светлых нефтепродуктах и налаживания системы мониторинга экологической обстановки в ее нефтегазовых провинциях.

В период с 2013 по 2020 год мы сосредоточим усилия на наращивании сырьевой базы и создании новых мощностей по переработке нефти и газа. В том числе по получению синтетического моторного топлива из природного газа, а также по утилизации, хранению и транспортировке гелия.

— Очевидно, что такая программа развития местного ТЭКа сделает Якутию инвестиционно привлекательным регионом. Готова ли республика к приходу крупных инвесторов? Как вы относитесь к возможности привлечения иностранных партнеров к разработке месторождений?
— В настоящее время добычей нефти в республике занимается несколько компаний — «Сургутнефтегаз», «Таас-Юрях нефтегазодобыча», «Иреляхнефть» (принадлежит АЛРОСА), «Газпромнефть-Ангара» и «Ленанефтегаз». Газ добывают компании «Якутгазпром», «АЛРОСА-Газ», «Ленск-Газ» и «Сахатранснефтегаз». В скором времени ожидается приход ОАО «Газпром», которое владеет лицензией на разработку Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения. Что касается партнерства с иностранными игроками, то «Сахатранснефтегаз» сейчас ведет переговоры с Японской национальной корпорацией по нефти, газу и металлам (JOGMEC) о совместном освоении и разработке газоконденсатных месторождений.
http://www.kommersant.ru/doc/1052435

Дело на триллион
Освоние нефтегазовых месторождений Восточной Сибири потребует такого объема инвестиций, которого ни одна российская компания в одиночку не потянет, считает председатель концерна Shell в России Крис Финлейсон.

Очевидно, что в условиях, когда действующие месторождения нефти и газа в России вырабатываются, а объемы ежегодно добываемого сырья в лучшем случае держатся на одном уровне, добиться прироста добычи без ввода в эксплуатацию новых месторождений будет непросто. И нефтяники, и правительство признают, что в ближайшей перспективе производство нефти и газа в России будет обеспечиваться за счет разработки удаленных и пока слабо разведанных месторождений Восточной Сибири и арктического шельфа. Это, в свою очередь, потребует решения серьезных технических, экологических и инвестиционных задач.

По оценкам ряда российских компаний, только для поддержания нефтедобычи на уровне 8,5-9 млн баррелей в сутки на протяжении ближайших 20 лет потребуется вложить порядка $1 трлн в освоение новых месторождений. Это минимальная сумма инвестиций, которая позволит компенсировать снижение запасов истощаемых месторождений Западной Сибири.

Сегодня углеводородные ресурсы нефтегазоносной провинции Восточной Сибири практически не осваиваются, формирование нового нефтегазового комплекса сдерживается рядом факторов. Во-первых, сказываются крайне низкая степень разведанности региона — в Якутии она составляет порядка 3% — и недостаточная изученность экологической системы территории. Во-вторых, в регионе плохо развита инженерная и транспортная инфраструктура. Работы по созданию таких инфраструктурных объектов сейчас активно ведутся в рамках сооружения трубопроводной системы Восточная Сибирь—Тихий океан. Несомненно, ввод в эксплуатацию ВСТО станет мощным стимулом для расширения нефте- и газодобычи в регионе.

Реализация таких масштабных проектов и разработка новых месторождений потребуют привлечения значительных трудовых ресурсов из других регионов страны, а следовательно, и создания необходимой социальной инфраструктуры (строительства нового жилья, предприятий социально-бытовой сферы), которая на сегодняшний день здесь практически отсутствует.

В целом освоение нефте- и газоносных месторождений в Якутии — задача, сравнимая по сложности с освоением всего Северного моря, где для достижения максимального объема нефте- и газодобычи потребовалось 30 лет. Решить эту задачу усилиями отдельно взятой добывающей компании и даже целой отрасли одной страны не представляется возможным. Помимо мощной технологической базы требуются колоссальные инвестиции и человеческие ресурсы.

Стоит отметить, что капиталовложения в разработку нефтегазовых месторождений Якутии несут с собой много специфических рисков для инвесторов: сказывается и уже упомянутое отсутствие инженерной инфраструктуры, и сложные климатические условия, и значительный срок реализации проектов. В этих условиях важнейшим стимулом для инвесторов может стать благоприятная политика государства, уравновешивающая возросший риск и долгие сроки освоения недр с достаточной капиталоотдачей.

В этом году вступил в силу закон «О порядке осуществления иностранных инвестиций» в отрасли, имеющие стратегическое значение для обеспечения обороны и безопасности государства, а также были приняты новые поправки к закону о недрах. Цель этих законодательных инициатив — регламентировать участие иностранных инвесторов в разведке и разработке новых месторождений. Законы могут эффективно работать и поощрять иностранные инвестиции только при условии прозрачности процесса регулирования и устранения административных барьеров.

Некоторые положения нового закона требуют дополнительных разъяснений. Например, как обсуждалось недавно на консультативном совете по иностранным инвестициям, в случае открытия месторождения нефти или газа федерального значения правительство РФ может отказать иностранному недропользователю в праве на разработку, если возникнет угроза обороне страны и государственной безопасности. Однако четкого определения того, какие действия могут быть расценены как угроза госбезопасности, закон не дает. Такая неясность может стать фактором, серьезно сдерживающим участие иностранных нефтяных компаний в проведении геологоразведочных работ на новых месторождениях.

Для увеличения добычи нефти и газа в Якутии и других северных районах России потребуется также серьезно доработать систему налогообложения. На наш взгляд, система налогообложения недропользователей должна учитывать существенные авансовые инвестиции, долгие сроки освоения месторождений, высокие риски и необходимость конкурентной окупаемости при дальнейшем обеспечении рентабельности проекта для правительства.

http://www.kommersant.ru/doc/1052463

Состояние ресурсной базы УВ Восточной Сибири и Якутии, перспективы наращивания и освоения. 2009. 2

Состояние ресурсной базы УВ Восточной Сибири и Якутии, перспективы наращивания и освоения. 2009. 1

Программа геологического изучения и предоставления в пользование месторождений углеводородного сырья Восточной Сибири и Республики Саха(Якутия) утверждена приказом Министра природных ресурсов РФ (№ 219 от 29.07.2005). Подготовка Программы – Осуществлена в целях реализации Распоряжения Правительства РФ от 31.12.2004 «О проектировании и строительстве трубопроводной системы «Восточная Сибирь – Тихий Океан» (ВСТО) Цель Программы – Ресурсное обеспечение трубопроводной системы «Восточная Сибирь – Тихий Океан» на уровне 56-80 млн т сырой нефти в год Мероприятия – Программа геологоразведочных работ по приросту запасов нефти в зоне строительства трубопроводной системы ВСТО. Подпрограмма параметрического бурения и региональных геофизических работ. Программа лицензирования недр Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) Сроки реализации – 2005-2010 гг. и до 2020 г.


http://900igr.net/zip/geografija/Respublika-Sakha.html

— — — —
Ход реализации программы геологического изучения и предоставления в пользование месторождений углеводородного сырья Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) (2006)

Стратегия разработки углеводородов на Таймыре (2008)

2007 год для нефтяной отрасли СибФО

Petroleum Geology and Resources of the Baykit High Province, East Siberia, Russia. 2001

ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча»

Компания была зарегистрирована в 2002 году и является крупнейшей нефтяной компанией со штаб-квартирой в Республике Саха (Якутия). Персонал Компании составляет 533 человека и возрастет до 800 человек в 3 квартале 2013 года. Офисы и представительства ООО «ТЮНГД» расположены в городах Ленск, Якутск, Москва, Усть-Кут, Тюмень, Самара и на Среднеботуобинском месторождении.
http://www.tyngd.ru/?page_id=2

Основная задача ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча» состоит в обеспечении своевременного полномасштабного освоения принадлежащих ей лицензионных участков Среднеботуобинского нефтегазоконденсатного месторождения (СБМ)

и обеспечения максимального роста рыночной стоимости Компании.
Эту задачу планируется решить путем наиболее эффективной комбинации активов и стратегических преимуществ Компании: одного из крупнейшего в Восточной Сибири по разведанным запасам нефти Среднеботуобинского месторождения и проходящего в непосредственной близости от месторождения стратегического магистрального нефтепровода «Восточная Сибирь – Тихий океан», что в условиях активной государственной политики по поддержке развития ТЭК Восточной Сибири создает объективную базу для успешного решения поставленной задачи.
http://www.tyngd.ru/?page_id=1161

2012
Начато крупномасштабное обустройство СБ НГКМ
Пробурено 20 новых добывающих горизонтальных скважин с использованием 3 буровых установок
Закончено строительство части нефтепроводов
ЦКР Роснедра утвердила дополнение к Технологической схеме
Обеспечен задел для реализации стратегической цели- запуска месторождения в мае 2013 г.
Показатели добычи по Технологической схеме подтверждены результатами независимой работы по гидродинамическому моделированию, проведенной компанией «Халибертон консалтинг» (Лэндмарк)
Закончена процедура врезки в систему «ВСТО»
Подтверждены запасы по международной классификации компанией DeGolyer and MacNaughton
Проведена внутритрубная диагностическая инспекция нефтепровода международной компанией ROSEN EUROPE
2011
Март 2011 года- действие Лицензии на право недропользования с целью добычи углеводородного сырья в пределах Центрального блока СБ НГКМ Республики Саха (Якутия) продлено до 2041 г. Осуществлено строительство горизонтальных скважин
Сентябрь 2011 года – начало приобретения оборудования для выполнения строительства нефтепровода и обустройства месторождения
Декабрь 2011 года – заключение контрактов с основными подрядчиками по строительно-монтажным работам
2010
Продолжено выполнение основной программы бурения эксплуатационных скважин на Центральном блоке СБ НГКМ
Проведена независимая оценка запасов нефти компанией DeGolyer & MacNaughton
Завершены работы по переоценке запасов нефти и газа Ботуобинского горизонта СБ НГКМ. Извлекаемые запасы нефти возросли еще на 5%. Отчет по запасам утвержден Государственной комиссией по запасам
Разработан проект строительства газотурбинной электростанции для собственных нужд
Организован собственный дорожно-строительный участок, оформлено вступление в СРО
По материалам 3D сейсморазведки и данным бурения проведено исследование верхней части разреза и картирование положения трапповых тел, зон вечной мерзлоты и солей, оценены перспективы поиска водоносных и поглощающих горизонтов. Полученные данные активно используются для оптимизации траекторий скважин и снижения стоимости бурения
В сентябре при бурении эксплуатационных скважин достигнуты рекордные для Восточной Сибири темпы проходки – 340 метров/сутки
В декабре на заседании ЦКР утвержден проект Технологической схемы разработки Среднеботуобинского НГКМ
2009
Завершена программа 1-го этапа сейсморазведочных работ 3D в пределах Центрального блока. В двух скважинах, расположенных на Центральном блоке и Курунгском участке, выполнены работы по вертикальному сейсмопрофилированию
Получено положительное решение Госэкспертизы по проекту «Обустройство Центрального блока СБ НГКМ»
Закончена мобилизация подрядчиков, бурового оборудования и материалов для бурения эксплуатационных скважин на Центральном блоке СБ НГКМ
Начато выполнение основной программы бурения эксплуатационных скважин на Центральном блоке СБ НГКМ (апрель). До конца 2009 года было завершено бурение трех добывающих скважин
Получено положительное решение Госэкспертизы по проекту строительства нефтепровода «СБ НГКМ – трубопровод ВСТО»
В декабре компания Urals Energy Public Company Limited в счет погашения долга передала свою долю (35,329% акций ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча») компании ООО «Сбербанк Капитал» (100% дочерняя компания Сбербанка РФ)
2008
Разработана электронная база геолого-геофизических материалов по СБ НГКМ, а также новые геологическая и гидродинамическая модели месторождения и возможные сценарии добычи нефти
В марте Государственной комиссией по запасам утверждена оперативная оценка запасов нефти и газа по Ботуобинскому горизонту Центрального блока СБ НГКМ. Прирост извлекаемых запасов нефти составил почти 100%
Продолжена реализация 1-го этапа программы сейсморазведочных работ 3D на Центральном блоке и полностью выполнена программа сейсморазведочных работ 2D на Курунгском участке
Завершена предварительная программа бурения (12 БГС) компанией Schlumberger и начата подготовка к реализации основной программы бурения
Получено положительное заключение по проекту бурения эксплуатационных скважин на Центральном блоке СБ НГКМ
Завершено оформление аренды земельных участков и участков лесного фонда под строительство первоочередных объектов обустройства и инфраструктуры СБ НГКМ
Заключены контракты на бурение новых горизонтальных скважин с Нижневартовскбурнефть, дочерней компанией TNK BP, одним из ведущих российских буровых подрядчиков. Управление сервисами для обеспечения бурения было возложено на международную компанию Halliburton International, Inc.
Начата мобилизация подрядчиков, бурового оборудования и материалов для бурения эксплуатационных скважин на Центральном блоке СБ НГКМ
Завершена разработка Проекта обустройства и Проекта строительства нефтепровода «СБ НГКМ – трубопровод ВСТО». Документы сданы на Госэкспертизу
2007
Получена лицензия на геологическое изучение, разведку и добычу углеводородного сырья в пределах Курунгского участка, расположенного в непосредственной близости от Центрального блока месторождения.
Приняты на баланс 17 ликвидированных скважин, пробуренных ранее на Осинский горизонт, с целью обеспечения их мониторинга
В ноябре в состав участников Компании вошли Urals Energy Public Company Limited и международный инвестиционный фонд Ashmore Group
Начата реализация 1-го этапа программы сейсморазведочных работ 3D в пределах Центрального блока СБ НГКМ
Разработаны Декларации о намерениях по Проекту обустройства Центрального блока СБ НГКМ и Проекту строительства нефтепровода «СБ НГКМ – трубопровод ВСТО», оформлены акты выбора земельных участков и трасс, выполнены инженерные изыскания на площади месторождения и по трассе нефтепровода
Выполнены отводы карьеров строительного грунта, оформлены разрешения и получена лицензия на добычу общераспространенных полезных ископаемых на карьерах «Среднеботуобинский №3» и «Среднеботуобинский №4»
Разработан рабочий проект по карьерам и по отсыпке первоочередных площадок и внутрипромысловых дорог, на который получено положительное заключение Госэкспертизы РФ
Мобилизован строительный подрядчик и начаты отсыпки грунта для первоочередных объектов по плану обустройства месторождения
Подготовлен отчет по оперативному подсчету запасов нефти, газа и конденсата
Завершена разработка группового проекта бурения эксплуатационных скважин на Центральном блоке СБ НГКМ
2006
Разработан концептуальный план освоения Центрального блока СБ НГКМ международной компанией Petrofac International Ltd
У ОАО «Якутгазпром» выкуплены и оформлены в собственность 8 скважин
Начата работа по созданию трехмерных геологической и гидродинамической моделей месторождения
2005
Приобретены 29 скважин у Министерства имущественных отношений РС(Я)
Разработан проект бурения боковых горизонтальных стволов в ранее пробуренных разведочных скважинах и получено положительное заключение Госэкспертизы РФ
В декабре начаты работы по выполнению компанией Shlumberger первого этапа программы бурения 12 боковых горизонтальных стволов в существующих скважинах
2004
Завершена ОПЭ Центрального блока СБ НГКМ
В декабре прошла экспертизу и утверждена в ЦКР Минприроды РФ «Технологическая схема разработки Центрального блока СБ НГКМ»
1970
Открыто Среднеботуобинское месторождение
http://www.tyngd.ru/?page_id=61

Иван Меньшиков
Генеральный директор
Родился в 1956 г. в Москве. В 1980 г. закончил МГУ им. М.В.Ломоносова (Институт стран Азии и Африки) по специальности «Международные экономические отношения». В 2007 году получил степень магистра делового администрирования (МВА) в Открытом Университете (Великобритания). Кандидат экономических наук.
1997 – 2003 — Вице-президент, директор департамента по инвестициям ОАО «Тюменская нефтяная компания».
2003 – 2008 — Заместитель директора департамента корпоративного финансирования Управления финансов и казначейства ОАО «ТНК-ВР Менеджмент».
с июля 2008 — Генеральный директор ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча».
http://www.tyngd.ru/?page_id=1602

Участники ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча»

В административном отношении Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторождение (СБ НГКМ) находится на территории Мирнинского района Республики Саха (Якутия), в 130 км на юго-запад от г. Мирного и в 140 км к северо-западу от г. Ленска.

Территориально месторождение расположено в пределах Лено-Вилюйской равнины Средне-Сибирского плоскогорья, в междуречье Лены и Вилюя, в бассейне правого притока р. Вилюй – реки Улахан-Ботуобуя. Эта река несудоходна, только в период весенне-летнего паводка возможно плавание на легких моторных лодках. Годовой сток составляет 120-130 млн.м3.

Гидрография района представлена также рекой Таас-Юрэх и рядом других более мелких. Питание рек в основном снеговое. Долины рек и ручьев заболоченны – около 10% рассматриваемой территории занимают болота и заболоченные земли. Ледостав наступает в первой декаде октября, вскрытие рек – в конце апреля, начале мая. Наибольшая толщина льда на непромерзающих реках составляет 120 см.

Рельеф представляет собой всхолмленную равнину, расчлененную густой сетью временных водотоков. Абсолютные отметки 300-390 м.

Климат Мирнинского района является резко континентальным. Основными факторами, влияющими на суровость климата, являются глубоко континентальное материковое положение и горное обрамление равнины с востока, юго-востока и юга, препятствующие проникновению влажных масс воздуха с Тихого океана. Особую суровость природных условий района определяет зима средней продолжительностью 7 месяцев, с ясной погодой и низкими температурами. Средняя месячная температура воздуха в январе держится в пределах от –28°С до –40°С. Достаточно часто отрицательные температуры зимой достигают минус 50-57°С. Средняя продолжительность отопительного сезона составляет 270 дней.

Весна и осень практически отсутствуют. Летом жаркие дни (температура поднимается до +30°С) сменяются холодными ночами. Средняя месячная температура воздуха в июле в Мирнинском районе варьируется от +12°С до +18°С. Осадков в районе выпадает мало, высушенная за лето почва слабо увлажняется и, замерзая в конце сентября, уходит под снег в сухом состоянии. Снегопады наиболее характерны для октября-ноября. Толщина снежного покрова для участков с ровной поверхностью 35-50 см. Число дней со снежным покровом 200 суток в год.

Главной особенностью инженерно-геологических условий месторождения является повсеместное развитие многолетнемерзлых пород, залегающих до глубины 400 м. Наибольшая толщина сезонного оттаивания 3,5-3,9 м характерна для водораздельных участков, покрытых сосновым лесом.

На площади СБ НГКМ и вблизи от него имеются выходы строительных материалов – кирпичной глины, известняков, гравия, песка, гипса, бутового камня. Месторождение гальки и гравия, пригодных для строительных и автодорожных работ, расположено в пределах второй надпойменной террасы р. Улахан-Ботуобуя. Оценочные запасы – 120-150 млн.т. В верховье р. Таас-Юрэх находятся выходы траппов, пригодных для приготовления щебня как наполнителя бетонов марки 300 и выше, а также в автодорожном строительстве. Строительный лес в районе встречается в виде отдельных рощ.

Среднеботуобинское месторождение было открыто в 1970 г. и на протяжении последующих 15 лет на нем осуществлялось разведочное бурение. В итоге на 01.07.2010 на Центральном нефтяном блоке месторождения имеется 67 скважин (50 – на Ботуобинский горизонт и 17 – на Осинский), из которых 6 скважин находились в освоении, 3 скважины в бездействии и 58 законсервированы или ликвидированы. Большинство законсервированных скважин готовы к возобновлению их эксплуатации. На 12 ранее пробуренных скважинах компанией Schlumberger в период 2005-2008 гг. было проведено бурение боковых горизонтальных стволов на Ботуобинский горизонт. Все БГС оказались успешными и готовы к эксплуатации. На Курунгском участке пробурено 6 поисково-разведочных скважин, 5 из них ликвидированы, одна оказалась продуктивной по Ботуобинскому горизонту и законсервирована. В непосредственной близости от СБ НГКМ расположены Тас-Юряхское, Бес-Юряхское, Иреляхское, Мирнинское, Северо-Нилбинское, Хотого-Мурбайское нефтегазоконденсатные и нефтяные месторождения, находящиеся на различной стадии освоения (в разведке, обустройстве или разработке).

Несмотря на существенный потенциал природных ресурсов Восточной Сибири, запасы углеводородного сырья в этом регионе остаются большей частью неосвоенными из-за географической удаленности и суровости климатических условий (зимы порой длятся до 9 месяцев). Слабая развитость системы дорог в регионе затрудняет как транспортировку необходимого оборудования на месторождение, так и вывоз продукции. В настоящее время основной формой транспортировки является Байкало-Амурская федеральная железная дорога до г. Усть-Кут (ст.Лена, порт Осетрово) и далее – баржей до Ленска (протяженность водного маршрута – 961 км). В решение проблемы вывоза добываемого углеводородного сырья большой вклад должен внести трубопровод «Восточная Сибирь – Тихий океан» (ВСТО).

Лицензионные участки ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча»: Центральный блок СБ НГКМ, Курунгский
http://www.tyngd.ru/?page_id=75

Независимый аудит запасов, проведенный компанией DeGolyer and MacNaughton, подтвердил, что по состоянию на апрель 2012 года совокупные доказанные и вероятные запасы нефти составили 991 млн. баррелей по принятым на Западе стандартам «Системы управления углеводородными ресурсами» (Petroleum Resources Management System (PRMS), утвержденным в марте 2007 г. американским Обществом инженеров-нефтяников (SPE) , Всемирным нефтяным советом (WPC) , Американской ассоциацией геологов-нефтяников (AAPG) и Американским Обществом инженеров по оценке нефти и газа (SPEE). Доказанные и вероятные запасы товарного газа в соответствии с этими стандартами составляют 60 млрд. куб. м.
http://www.tyngd.ru/?page_id=100

Презентация проекта освоения Среднеботуобинского НГКМ (Центральный блок и Курунгский участок)


http://www.tyngd.ru/?page_id=65

— — — —
Сравнительная характеристика литолого-петрофизических параметров песчаных пластов Марковского и Среднеботуобинcкого месторождений

Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторождение


http://iv-g.livejournal.com/442378.html

Лено-Тунгусская нефтегазоносная провинция
http://www.mining-enc.ru/l/leno-tungusskaya-neftegazonosnaya-provinciya/
http://iv-g.livejournal.com/308561.html

Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторождение (СБ НГКМ) в административном отношении находится на территории Мирнинского района Республики Саха (Якутия), в 130 км на юго-запад от г. Мирного и в 140 км к северо-западу от г. Ленска.

Территориально Среднеботуобинское месторождение расположено в пределах Лено-Вилюйской равнины Средне-Сибирского плоскогорья, в междуречье Лены и Вилюя, в бассейне правого притока р. Вилюй – реки Улахан-Ботуобуя. Эта река несудоходна, только в период весенне-летнего паводка возможно плавание на легких моторных лодках. Годовой сток составляет 120-130 млн.м3.

Гидрография района представлена также рекой Таас-Юрэх и рядом других более мелких. Питание рек в основном снеговое. Долины рек и ручьев заболоченны – около 10% рассматриваемой территории занимают болота и заболоченные земли. Ледостав наступает в первой декаде октября, вскрытие рек – в конце апреля, начале мая. Наибольшая толщина льда на непромерзающих реках составляет 120 см. Рельеф представляет собой всхолмленную равнину, расчлененную густой сетью временных водотоков. Абсолютные отметки 300-390 м.

Климат Мирнинского района является резко континентальным. Основными факторами, влияющими на суровость климата, являются глубоко континентальное материковое положение и горное обрамление равнины с востока, юго-востока и юга, препятствующие проникновению влажных масс воздуха с Тихого океана. Особую суровость природных условий района определяет зима средней продолжительностью 7 месяцев, с ясной погодой и низкими температурами. Средняя месячная температура воздуха в январе держится в пределах от –28°С до –40°С. Достаточно часто отрицательные температуры зимой достигают минус 50-57°С. Средняя продолжительность отопительного сезона составляет 270 дней.

Весна и осень практически отсутствуют. Летом жаркие дни (температура поднимается до +30°С) сменяются холодными ночами. Средняя месячная температура воздуха в июле в Мирнинском районе варьируется от +12°С до +18°С. Осадков в районе выпадает мало, высушенная за лето почва слабо увлажняется и, замерзая в конце сентября, уходит под снег в сухом состоянии. Снегопады наиболее характерны для октября-ноября. Толщина снежного покрова для участков с ровной поверхностью 35-50 см. Число дней со снежным покровом 200 суток в год.

Главной особенностью инженерно-геологических условий Среднеботуобинского месторождения является повсеместное развитие многолетнемерзлых пород, залегающих до глубины 400 м. Наибольшая толщина сезонного оттаивания 3,5-3,9 м характерна для водораздельных участков, покрытых сосновым лесом.

На площади Среднеботуобинского месторождения и вблизи от него имеются выходы строительных материалов – кирпичной глины, известняков, гравия, песка, гипса, бутового камня. Месторождение гальки и гравия, пригодных для строительных и автодорожных работ, расположено в пределах второй надпойменной террасы р. Улахан-Ботуобуя. Оценочные запасы – 120-150 млн.т. В верховье р. Таас-Юрэх находятся выходы траппов, пригодных для приготовления щебня как наполнителя бетонов марки 300 и выше, а также в автодорожном строительстве. Строительный лес в районе встречается в виде отдельных рощ.

Среднеботуобинское месторождение было открыто в 1970 году и на протяжении последующих 15 лет на нем осуществлялось разведочное бурение. В итоге на 01.07.2010 на Центральном нефтяном блоке месторождения имеется 67 скважин (50 – на Ботуобинский горизонт и 17 – на Осинский), из которых 6 скважин находились в освоении, 3 скважины в бездействии и 58 законсервированы или ликвидированы. Большинство законсервированных скважин готовы к возобновлению их эксплуатации. На 12 ранее пробуренных скважинах компанией Schlumberger в период 2005-2008 гг. было проведено бурение боковых горизонтальных стволов на Ботуобинский горизонт. Все БГС оказались успешными и готовы к эксплуатации. На Курунгском участке пробурено 6 поисково-разведочных скважин, 5 из них ликвидированы, одна оказалась продуктивной по Ботуобинскому горизонту и законсервирована. В непосредственной близости от Среднеботуобинского месторождения расположены Тас-Юряхское, Бес-Юряхское, Иреляхское, Мирнинское, Северо-Нилбинское, Хотого-Мурбайское нефтегазоконденсатные и нефтяные месторождения, находящиеся на различной стадии освоения (в разведке, обустройстве или разработке).

Несмотря на существенный потенциал природных ресурсов Восточной Сибири, запасы углеводородного сырья в этом регионе остаются большей частью неосвоенными из-за географической удаленности и суровости климатических условий (зимы порой длятся до 9 месяцев). Слабая развитость системы дорог в регионе затрудняет как транспортировку необходимого оборудования на месторождение, так и вывоз продукции. В настоящее время основной формой транспортировки является Байкало-Амурская федеральная железная дорога до г. Усть-Кут (ст.Лена, порт Осетрово) и далее – баржей до Ленска (протяженность водного маршрута – 961 км). В решение проблемы вывоза добываемого углеводородного сырья большой вклад должен внести трубопровод «Восточная Сибирь – Тихий океан» (ВСТО).
http://www.neftyaniki.ru/publ/russian_oilfields/jakutija_sakha_respublika/srednebotuobinskoe/21-1-0-1051

Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторождение

Входит в Лено-Тунгусскую нефтегазоносную провинцию.
Открыто в 1970. Залежи выявлены на глуб. 1427-1950 м. Плотность нефти 867 кг/м3.
Содержание S 0,89%.

Где-то здесь с 1976 по 1987 годы были произведены шесть ядерных взрывов мощностью 15 килотонн из серий взрывов «Ока», «Шексна», «Нева» для интенсификации добычи нефти и один мощностью 3,2 кт для создания подземного нефтехранилища.
Вот полный список взрывов, проведенных на месторождении:
Интенсификация притоков нефти и газа из скважин, заказчик — Мингео СССР:
– «Ока», 05.11.76 г.; Мирнинский улус, в 38 км от с. Таас-Юрях; 15кт
– «Вятка», 08.10.78 г.; Мирнинский улус, в 26 км от с. Таас-Юрях; 15 кт
— «Шексна», 08.10.79 г.; Мирнинский улус, в 7 км от с. Таас-Юрях; 15 кт
-«Нева-1», 10.10.1982 г.; Мирнинский улус, в 31,5 км от с. Таас-Юрях; 15 кт
– «Нева-2», 07.07.87 г.; Мирнинский улус, в 40,5 км от с. Таас-Юрях; 15 кт
– «Нева-3», 24.07.87 г.; Мирнинский улус, в 42,5 км от с. Таас-Юрях; 15 кт

Создание подземной емкости для хранения неф-ти, заказчик – Мингео СССР:
– «Скв. № 101», 1987 г.; Мирнинский улус, в 41,4 км от с. Таас-Юрях; 3,2 кт

Сравнительная характеристика литолого-петрофизических параметров песчаных пластов Марковского и Среднеботуобинcкого месторождений

Среднеботуобинское НГКМ входит в Лено-Тунгусскую нефтегазоносную провинцию (НГП) и приурочено к Среднеботуобинской и Курунгской структурам северо-восточного склона Непско-Ботуобинской антеклизы.

Продуктивным считается подсолевой терригенный комплекс (ПТК) стратиграфически приуроченный к нижнемотской подсвите венд-нижнекембрийского возраста.

Промышленные притоки нефти и газа связаны главным образом с песчаными пластами, которые по местному детальному расчленению относятся к парфеновско- ботуобинскому горизонтам.

Залежи выявлены на глубине 1427-1950 м.

Залежи пластов Б1-2 (осинский горизонт) билирской и В5 (ботуобинский горизонт) бюкской свит.

В отдельных скважинах получены притоки нефти и газа из пластов В12 (улаханский горизонт) и В13 (талахский горизонт) курсовской свиты. Залежь пласта Б1-2 — нефтегазовая, массивная, литологически замкнутая, блоковая. Тип коллектора, сложенного известняками и доломитами с прослоями мергелей, порово-каверновый. Залежь имеет сложное строение за счет резких фациальных изменений продуктивных пород и разрывных нарушений. Мощность пласта 60-70 м, эффективная мощность достигает 20 м.

Залежь пласта В5 нефтегазовая, пластовая, антиклинальная, тектонически экранированная, блоковая. Мощность пласта изменяется от 1-2 м на севере до 36 м на юге структуры, эффективная мощность составляет до 90 % от общей. Пористость коллектора — 9-16 %. Особенностью залежи является наклонное положение водонефтяного контакта. Высота газовой шапки изменяется от 40 м на севере структуры до 20 м на юге, нефтяной оторочки — от 1 м на северо-западе до 18 м на юго-востоке.

Залежь пластаВ12 — газовая, пластовая, антиклинальная, литологически ограниченная, тектонически экранированная — локализована на севере месторождения в районе выклинивания пласта В5, отделенного глинистыми породами мощностью 10-15 м. Мощность пласта В12 изменяется от 0 до 17 м. Пористость коллектора, представленного серыми средне-мелкозернистыми песчаниками, составляет 11-15 %.

На Центральном нефтяном блоке месторождения имеется 67 скважин (50 — на Ботуобинский горизонт и 17 — на Осинский), из которых 6 скважин находились в освоении, 3 скважины в бездействии и 58 законсервированы или ликвидированы. Большинство законсервированных скважин готовы к возобновлению их эксплуатации. На 12 ранее пробуренных скважинах компанией Schlumberger в период 2005-2008 гг. было проведено бурение боковых горизонтальных стволов на Ботуобинский горизонт, которые готовы к эксплуатации. На Курунгском участке пробурено 6 поисково-разведочных скважин, 5 из них ликвидированы, одна оказалась продуктивной по Ботуобинскому горизонту и законсервирована.

В непосредственной близости от Среднеботуобинского НГКМ расположены Тас-Юряхское, Бес-Юряхское, Иреляхское, Мирнинское, Северо-Нилбинское, Хотого-Мурбайское НГКМ и нефтяные месторождения, находящиеся на различной стадии освоения.
http://neftegaz.ru/tech_library/view/4659
http://geofut.com/index.php/Srednebotuobinskoe-neftegazovoe-mestorojdenie
http://referat911.ru/Geologiya/srednebotuobinskoe-neftyanoe-mestorozhdenie/69335-1573318-place1.html

http://geofut.com/index.php/Inie-mestorojdeniya-nefti
http://geofut.com/index.php/Plastovoe-davlenie
http://geofut.com/index.php/Nepsko-Botuobinskaya-antekliza
http://geofut.com/index.php/Osadkonakoplenie

Cреднеботуобинское месторождение с извлекаемыми запасами по категории С1+С2 123 млн. т. нефти и 181 млрд. куб. м газа
http://sakhalife.ru/node/15844

Дополнение к «Технологической схеме разработки Среднеботуобинского НГКМ (Центральный и Северный блоки)»

На месторождении построен газопровод «Среднеботуобинское месторождение-г. Мирный» диаметром 500 мм, по которому подается газ, добываемый из залежи Северного блока в объеме 190-250 млн. м3 в год в зависимости от потребностей алмазодобывающей промышленности (протяженность 175 км). В 650 км к востоку от месторождения проходит действующий газопровод Мастах-Якутск.
http://gostiru.ru/art/131993

Территориальные особенности природно-ресурсного потенциала России и его влияние на формирование

http://900igr.net/prezentatsii/geografija/Respublika-Sakha/Respublika-Sakha.html
— — — —
Схема распределения золота в нефтях месторождений Лено-Тунгусской НГП

Границы: 1 — нефтеносных провинций, 2 — нефтегазоносных областей (I — Непско-Ботуобинская, II — Катангская, III — Северо-Алданская, IV — Западно-Вилюйская, V — Присаяно-Енисейская), 3-4 — пликативных структур платформенного чехла (3 — антеклиз, синеклиз, 4 — сводов, мегавалов); 5 — разрывные нарушения; 6 — контуры рифогенных зон;7- месторождения и площади: 1 — Джелиндуконское, 2 — Мирнинская, 3 — Верхненюйская, 4 — Иктехское, 5 — Таас-Юряхское, 6 — Среднеботуобинское, 7 — Дулисьминское,8- Верхневилючанское, 9 — Озерное, 10 — Маччобинское, 11 — Верхнечонское; в скобках содержание золота, мг/т.
http://geolib.narod.ru/OilGasGeo/1995/09/Stat/stat04.html
— — — —
ЛИТЕРАТУРА

Конторович А.Э. Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири. Непско-Ботуобинский район. 1994
http://rutracker.org/forum/viewtopic.php?t=3345097
http://www.twirpx.com/file/652432/
Анциферов А.С, Бакин В.Е., Воробьев В.Н. и др. Непско-Ботуобинская антеклиза — новая перспективная область добычи нефти и газа на Востоке СССР. 1986
http://www.twirpx.com/file/477952/
Шемин Г.Г. Геология и перспективы нефтегазоносности венда и нижнего кембрия центральных районов сибирской платформы (непско-ботуобинская, байкитская антеклизы и катангская седловина). 2007
http://www.twirpx.com/file/789809/
— —
Диссертации
Юрчик, Ирина Ивановна. Оценка гидрогеохимических условий разработки месторождений нефти и газа Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области :Лено-тунгусская нефтегазоносная провинция. 2007
http://www.dissercat.com/content/otsenka-gidrogeokhimicheskikh-uslovii-razrabotki-mestorozhdenii-nefti-i-gaza-nepsko-botuobin#ixzz2gN5qB900

Белихова Светлана Викторовна. Особенности размещения залежей нефти и газа в верхневендско-кембрийских карбонатных отложениях Непско-Ботуобинской антеклизы. 1991
http://earthpapers.net/osobennosti-razmescheniya-zalezhey-nefti-i-gaza-v-verhnevendsko-kembriyskih-karbonatnyh-otlozheniyah-nepsko-botuobinskoy-

Назарова, Марина Николаевна. Гидрогеологические условия нефтегазоности Непско-Ботуобинской антеклизы. 2001
http://www.dissercat.com/content/gidrogeologicheskie-usloviya-neftegazonosti-nepsko-botuobinskoi-anteklizy
— —

Оценка перспектив нефтегазоносности вендских отложений юга Сибирской платформы. 1988
http://www.geolib.ru/OilGasGeo/1988/02/Stat/stat02.html

РИОН. Прогнозирование месторождений УВ в Непско-Ботуобинской НГО
на основе потенциальных полей
http://www.rosgeophysica.ru/stat1.html

http://www.ipgg.nsc.ru/Science/Reports/2012/The-most-important-scientific-achievements/Shared%20Documents/P-VII-59-1.aspx

Украина и газ

Эксперт: Закрывая заводы на Украине, олигарх Фирташ хочет понравиться Кремлю
http://regnum.ru/news/1716606.html

Компания Ostchem Holding Дмитрия Фирташа получила от «Газпрома» 35-процентную скидку на газ для закачки в подземные газохранилища (ПХГ), сообщает «Коммерсантъ». Из-за этого «Газпром» потеряет около 700 миллионов долларов доходов.

Ранее президент России Владимир Путин заявил, что «Газпром» предоставил Украине скидку на газ, продав ей топливо для заполнения ПХГ по 260 долларов за тысячу кубометров. Речь шла о поставке 5 миллиардов кубометров газа. Таким образом, уровень запасов в ПХГ Украины будет доведен до 19 миллиардов кубометров. Именно такое количество «Газпром» считал необходимым для обеспечения бесперебойного транзита газа в Европу зимой.

Накопление нужного объема газа является одним из обязательств Украины по договору с «Газпромом». В то же время у основного покупателя «Нафтогаза» нет средств на приобретение топлива. Летом украинский монополист закачал в ПХГ 11 миллиардов кубометров, использовав для их покупки миллиард долларов, полученный от «Газпрома» в качестве предоплаты.

Ostchem Фирташа, между тем, также наращивал закупки, приобретя с начала года 6,8 миллиарда кубометров. Благодаря новому контракту бизнесмен обойдет «Нафтогаз» в качестве главного импортера российского топлива.

Как отмечает издание, в ближайшее время закупать газ для Украины у российской монополии будет только Ostchem.

До конфликта 2009 года Фирташ был ключевым партнером «Газпрома» в предприятии RosUkrEnergo. Оно закупало газ у России и затем реализовывало его на Украине. По оценкам аналитиков, суточная чистая прибыль Фирташа от такого партнерства составляла миллион долларов.

После скандала четырехлетней давности компания была ликвидирована, а единственным покупателем «Газпрома» остался государственный «Нафтогаз». В 2011 году структура Фирташа вернулась на рынок, но долгое время закупала газ по ценам, близким к тем, по которым его приобретал «Нафтогаз». Сейчас он получил скидку на топливо, которое будет получено в рамках квоты следующего года (8 миллиардов кубометров).
http://lenta.ru/news/2013/10/09/firtash/

«Никакой нормализации отношений между Украиной и Россией в газовой сфере после предоставления скидок со стороны «Газпрома» на закачку газа в хранилища пока не предвидится», — заявил в комментарии корреспонденту ИА REGNUM эксперт, экс-спикер «Нафтогаза Украины» Валентин Землянский. «Скидка сейчас была предоставлена частным трейдерам, которые и закачали газ в хранилища. НАК «Нафтогаз» по прежнему закупает российский газ в рамках контракта по цене около 400 долларов за тысячу кубометров. В данной ситуации предоставлением скидки и кредита российский «Газпром» решает сугубо свои личные задачи. Главная из них — обеспечить транзит российского газа в осенне-зимний период и не более того», — отметил Землянский.
http://regnum.ru/news/polit/1717222.html

«Газпром» «не без ведома российского руководства» дал Украине скидку, чтобы «закачать необходимый газ» в подземные хранилища, рассказал вчера Путин. «По-моему, $260 за 1000 кубов, — добавил президент. — Примерно, я могу ошибиться в каких-то долларах, когда цена для Украины совсем недавно была $400, а сейчас она упала где-то до $380-390».

Представитель «Газпрома» уточнил, что по $260 за 1000 куб. м газа монополия поставит 5 млрд куб. м газа Ostchem Group. Это крупный украинский химический холдинг, входящий в Group DF Дмитрия Фирташа. «Это те объемы, которые нужны Ostchem Group в следующем году», — добавил представитель «Газпрома».

Но у российской компании есть опцион на обратный выкуп газа в зимний период, чтобы бесперебойно обеспечивать потребности европейских клиентов, продолжает он

Почему газ поставляется не государственному «Нафтогазу» и почему компания Фирташа получила скидку, представитель «Газпрома» не говорит. У «Нафтогаза» нет денег на дополнительные закупки газа, добавляет источник, близкий к российской компании.

Фирташ давно сотрудничает с «Газпромом». В 2002 г. он создал EuralTransGas, которая поставляла туркменский газ на Украину. Затем он создал с «Газпромом» Rosukrenergo, которая в 2006-2008 гг. была эксклюзивным поставщиком импортного газа на Украину. Годовой оборот трейдера превышал $10 млрд. Но в 2009 г., после последней газовой войны между Россией и Украиной, «Газпром» и «Нафтогаз» подписали прямой контракт на поставку газа.

Ранее представитель «Нафтогаза» заявлял о планах закачать в хранилища только 14 млрд куб. м газа. Нужно не менее 19-20 млрд куб. м, настаивал предправления «Газпрома» Алексей Миллер. В конце сентября «Нафтогаз» отчитался о закачке 15 млрд куб. м газа. За счет дополнительных 5 млрд «Газпром» доведет запасы в хранилищах до желаемого уровня.

Путин добавил также, что российские банки «10 дней назад, конечно, не без моего ведома, оформили Украине очередной кредит» на $750 млн.

Кто именно получил эти деньги, президент не уточнил. Представитель «Газпрома» уверяет, что ему это тоже не известно. Представитель ВТБ говорит, что банк участвует в пуле, но от дальнейших комментариев отказался. Первый вице-президент и член правления Газпромбанка (один из крупных кредиторов украинского «Нафтогаза») Екатерина Трофимова заявила, что ее банк в сделке не участвовал. Представители «Нафтогаза» и ВЭБа от комментариев отказались. Их коллега из Group DF не смог ответить на вопросы «Ведомостей». А представители Сбербанка и украинского Минэнерго были недоступны для журналистов.

Кредит потребовался для частичного финансирования сделки с Ostchem, считает эксперт Института энергетических исследований Юрий Корольчук. Он отмечает, что до начала отопительного сезона партнеры успеют закачать в хранилища лишь около 3-3,5 млрд куб. газа. Но и этого объема хватит, если температурный режим в Европе и на Украине будет в пределах нормы, полагает Корольчук. Сделка с Фирташем указывает на отсутствие желания со стороны «Газпрома» договариваться с «Нафтогазом», рассуждает эксперт. Российской компании легче найти общий язык с Фирташем, так как в данном случае существует больше возможностей, для того чтобы контролировать подачу газа в Европу в случае необходимости.

Если бы «Газпром» продал газ по текущим ценам ($402, по словам представителя компании), то получил бы не $1,3 млрд, а $2 млрд, говорит старший аналитик ИК «Анкоринвест» Сергей Вахрамеев.

Впрочем, убытков может и не быть, предупреждает аналитик «Сбербанк CIB» Валерий Нестеров. Это произойдет, если «Газпром» выкупит большую часть газа по опциону и поставит его в Европу. «Интерес же Фирташа может быть в том, чтобы выбрать невостребованную часть газа по льготной цене», — заключает аналитик.
Читайте далее: http://www.vedomosti.ru/companies/news/17267911/firtash-poluchil-skidku-ot-gazproma

В целом с начала 2013 года в Украину импортировано 19,6 млрд куб. м газа, из которых 18,2 млрд кубометров — российский газ, импортированный НАК «Нафтогазом» и OstChem Дмитрия Фирташа. При этом потребление газа в Украине сократилось на 8,3%. Транзит «Газпрома» увеличился на 0,6%.

В сентябре 2013 года в Украину было импортировано в целом 4,389 млрд куб. м природного газа. Об этом свидетельствуют имеющиеся в распоряжении ZN.UA данные, полученные от источника в Министерстве энергетики и угольной промышленности Украины.

В том числе из России импортировано 3,699 млрд куб. м газа НАК «Нафтогаз Украины» от «Газпрома», компанией OstChem Дмитрия Фирташа – 346 млн куб. м газа. Из Европы поступило 100,9 млн – через территорию Польши в адрес «Нафтогаза», 242,3 – через территорию Венгрии.

В целом за девять месяцев (январь-сентябрь 2013 г.) в Украину импортировано 19,6 млрд куб. м газа. Из этого объема 11,4 млрд куб. м газа импортировано «Нафтогазом» от российского «Газпрома», 6,8 млрд куб. м – OstChem Фирташа. Реверс газа из Европы составил 1,5 млрд куб. м: 800 млн куб. м — через территорию Польши «Нафтогазом» от немецкой RWE, 700 млн куб. м — через территорию Венгрии (напомним, импорт могут осуществлять LLC Ukranien Oil-Gas Compani Сергея Курченко и ДТЭК Рината Ахметова).

Транзит российского газа через территорию Украины в страны Европы в сентябре составил 7,916 млрд куб. м газа, а с начала года – 61,0 млрд куб. м газа. Это на 0,66% (400 млн куб. м газа) больше, чем за аналогичный период в 2012 году.

С учетом поставок российского газа в страны СНГ, объем транзита через ГТС Украины составляет 62,5 млрд куб. м «газпромовского» газа.

В подземных хранилищах (ПХГ) Украины по состоянию на начало октября находилось 15,804 млрд куб. м газа. В сентябре в ПХГ было закачано 3,764 млрд куб. м, всего с начала года — 10,2 млрд куб. м газа.

Из этого объема НАК «Нафтогазу» принадлежит 8,9 млрд куб. м газа (из которых 3,633 млрд кубов были закачаны в сентябре), 400 млн куб. м – государственному «Черноморнефтегазу», 100 млн — OstChem Д.Фирташа (в этом месяце трейдер не осуществлял закачку газа в ПХГ). Еще 700 млн куб. м газа составляет импорт из Европы. Остальные 200 млн куб. м принадлежат другим компаниям.

Напомним, ранее в начале сентября бизнесмен Дмитрий Фирташ заявил, что до конца октября его структуры импортируют и закачают в ПХГ еще 5 млрд куб. м газа.

Отбор газа из ПХГ с начала года составил 9,3 млрд куб. м газа (из них 8,6 млрд кубов отобрал НАК «Нафтогаз», 200 млн – «Черноморнефтегаз» и еще 500 млн – другие владельцы газа).

Потребление газа в Украине с начала года сократилось на 7,2% (по сравнению с 9 мес. 2012 г.) и составило в целом 34,7 млрд куб м. При этом непосредственно потребители получили 32,2 куб. м газа (минус 8,3%), а 2,4 млрд кубов составил технологический газ (для обслуживания ГТС).

Из потребленных в сентябре предприятиями химической промышленности 222 млн куб. м газа, 164,5 млн куб. м составил газ, импортированный OstChem Фирташа (по итогам января-сентября — 4,8 млрд и 4,3 млрд куб. м соответственно).

Предприятия теплокоммунэнерго (ТКЭ) использовали по итогам 9 мес. 2013 года уже 6,3 млрд куб. м.

Внутренняя добыча газа в Украине по итогам девяти месяцев составила 15,9 млрд кубов, в том 11,3 млрд ку. м газа добыто государственно «Укргазвидобування» (1,216 млрд кубометров — в сентябре).

Как известно, прогнозный баланс газа на 2013 год предусматривает импорт Украиной в 2013 году 27,3 млрд куб. м природного газа, из которых НАК «Нафтогаз Украины» должен импортировать 18 млрд куб. м российского газа от «Газпрома», а Ostchem бизнесмена Дмитрия Фирташа – еще 8 млрд куб. м. Импорт реверсного газа от RWE Supply&Trading GmbH (Германия) – 1,3 млрд куб. м.

В 2013 году импорт газа в страну со стороны РФ и Европы осуществляют «Нафтогаз Украины», OstChem, ВЕТЭК и ДТЭК.

Напомним, в 2012 году Украина в лице «Нафтогаза Украины» и OstChem Holding Limited импортировала 32 млрд 926,965 млн куб. м газа из РФ и Германии на сумму $ 14,25 млрд.
http://zn.ua/ECONOMICS/naftogaz-importiroval-v-sentyabre-3-8-mlrd-kub-m-gaza-firtash-poka-priostanovil-postavki-130299_.html

Реверсные поставки газа из Европы резко сократились — не хватает мощностей

Даже незначительное похолодание привело к тому, что поток реверсного газа из Венгрии и Польши резко сократился, а цены на него стали непривлекательными.
Сложившаяся в последние дни на европейском газовом рынке ситуация показала, что необходимо сделать Украине для того, чтобы стать полноценным газовым хабом.

Реверсные поставки газа из Европы стали резко сокращаться: если импорт из Венгрии сократился почти в два раза, то импорт с территории Польши и вовсе остановился. Для того чтобы реализовать стремление Украины использовать рыночные механизмы для уменьшения энергетической зависимости от России, необходимо инвестировать в развитие дополнительных соединительных трубопроводов $ 50-60 млн, отмечают эксперты.

В частности, как сообщила компания-оператор венгерской газотранспортной системы FGSZ Ltd, суточный объем импорта газа из Венгрии в Украину сократился с 9 млн до 3,9-5,2 млн кубометров. Оператор газотранспортной системы Польши Gaz-System сообщил, что поставки газа через Польшу с октября приостановлены (еще в конце прошлого месяца суточный объем импорта составлял более 3 млн кубометров).

Официально сокращение импорта газа в Министерстве энергетики и угольной промышленности Украины не комментируют. Однако источник в министерстве рассказал, что с начала октября температура в странах Европы резко понизилась, и объем поставок газа через территорию Украины в Польшу и Венгрию значительно вырос: «В этих условиях фактически не остается мощностей для реверса». Еще одна причина, отмечает источник, — спотовая цена газа в Европе резко выросла, пишет «Коммерсантъ-Украина».

Например, в Центрально-Европейском газовом хабе (CEGH) за прошлую неделю — в среднем с $ 342 до $ 357 за тыс. кубометров. С учетом доставки до границы Украины цена составит $ 385 за тыс. кубометров.

По прогнозам аналитика ИФД «Капитал» Виталия Крюкова, уже к середине октябре цена газа на CEGH достигнет $ 387,5 за тыс. кубометров, а на границе с Украиной — $ 415,5 за тыс. кубометров. Как известно, сейчас стоимость закупаемого Украиной у «Газпрома» газа составляет $ 407 за тыс. кубометров (со $ 100 скидкой).

Если объемы поставок газа и дальше будут сокращаться, то правительство не сможет добиться импорта 3,5 млрд кубометров газа до конца года, как планировалось ранее, говорит глава правления альянса «Новая энергия Украины» Валерий Боровик.

Президент киевского международного энергетического клуба Q-club Александр Тодийчук отмечает, что без решения этой технологической проблемы трудно говорить о создании полноценного газового хаба на базе украинских подземных хранилищ газа (ПХГ). «Европейские участники газового рынка неоднократно заявляли, что Украина должна гарантировать подъем и поставки газа через свою границу в обоих направлениях именно в пиковые периоды», — отмечает он.

Как отмечает Тодийчук, ситуация с сокращением поставок показала, что в идеале Украине необходимо построить соединительные газопроводы-интерконнекторы, которые бы позволили сохранять возможность импорта и экспорта в любой ситуации. По его оценкам, стоимость строительства таких газопроводов составляет около $ 50-60 млн.

Впрочем, Виталий Крюков отмечает, что в Европе так и не появился избыток газа, и не произошло резкого снижения цен на него. На основных биржах Gaspool, NCG (Германия) и Baumgarten (Австрия) до сих не появилось достаточных объемов газа, альтернативного российскому.

«Ожидалось, что Европа уже в 2012 году увеличит импорт сжиженного газа из Северной Африки, Ближнего Востока и даже США. Но кризис в еврозоне и политические проблемы в странах Магриба так и не дали осуществиться этим планам»,— говорит эксперт.

В сложившейся ситуации, даже если Украина расширит мощности по импорту газа, в отдельные месяцы его закупка в Европе будет невозможна.

Сейчас ПХГ Украины могут вместить 31 млрд кубометров. Ранее глава Минэнерго Эдуард Ставицкий заявлял о планах нарастить их мощности до 50 млрд кубометров и использовать для хранения европейского газа.

Как известно, из-за высокой стоимости российского газа и нежелания «Газпрома» идти на уступки в вопросе цены, НАК «Нафтогаз Украины» в ноябре 2012 года начала реверсные поставки из Европы (через территорию Польши) по контракту с немецкой RWEST. Реэкспортируемый российский газ обходится в среднем на $ 100 дешевле, чем импортируемый из России даже со скидкой.

Импорт газа из Европы осуществляется также с территории Венгрии (с марта 2013 года). Но наибольшие надежды Украина возлагала на реверс из Словакии: если по первым двум маршрутам можно получать 6 млрд кубометров газа в год, то из Словакии — до 30 млрд кубометров.
http://zn.ua/ECONOMICS/reversnye-postavki-gaza-iz-evropy-stali-rezko-sokraschatsya-ne-hvataet-moschnostey-130473_.html

Половина синоптиков предсказывает Украине небывало лютую зиму. Другая половина, правда, предвещает холодов не аномальные, однако уже сентябрь и начало октября сказались необычно низкой температурой, как для начала осени. И буквально в канун начала отопительного сезона выясняется: лимиты на дешевый газ для отопления уменьшили …

Николай Азаров призвал органы местной власти в случае необходимости не затягивать с началом отопительного сезона: «Энергетических ресурсов заготовлено достаточно, следовательно, включать отопление можно в любой нужный момент». Вместе с тем премьер-министр сразу же напомнил о необходимости «экономить энергоресурсы».

Все вроде хорошо, нет возражений … однако ремарка уважаемого Николая Яновича о необходимости «экономить энергоресурсы» все же настораживает. Оказывается, не зря: ведь существует правительственное решение ввести лимиты на использование предприятиями теплокоммунэнерго «голубого топлива». Заместитель министра энергетики и угольной промышленности Андрей Бондаренко заявил, что теплокоммунэнерго, которые будут потреблять газ сверх выделенных лимитов, оплачивать избыточное использование по тарифам для промышленности, в 3,4 раза больше!

Для обеспечения теплогенерации в предыдущий отопительный сезон было предусмотрено 8 млрд куб. м газа, однако, по мнению чиновников, этот объем является избыточным. Поэтому распоряжением от 17 июля 2013 № 618-р Кабмин уменьшил этот объем на следующий отопительный сезон до 6,3 млрд куб. м: этого якобы должно хватить для самой холодной зимы … Самые лимиты выделены Киеву (1,2 млрд куб. м), Донецкой (923 млн куб. м), Харьковской (588 млн куб. м), Днепропетровской (555 млн куб. м) и Запорожской (315 млн куб. м) областям.

Этим же документом НАК «Нафтогаз Украины» и руководителям органов центральной исполнительной власти поручено ограничить поставки природного газа «тепловикам», не полностью рассчитываются за топливо. Долги же теплокоммунэнерго перед «Нафтогазом» достигли 17,5 млрд грн — рекорд за период независимости Украины! Больше всего задолжали за газ Днепропетровская (2,5 млрд грн), Донецкая (2,7 млрд грн), Харьковская (2,2 млрд грн) и Киев (2,2 млрд грн). Итак, вопрос нужно решать срочно, иначе наступит швам! Поэтому и вводятся лимиты.

Три непреодолимые барьеры

Но давайте подумаем, к чему может привести такая политика не в более или менее обозримой перспективе, а уже этой зимой? В идеале все якобы хорошо: если региона «закрутили гайки», определив лимит дешевого потребления газа, и если конечных потребителей (то есть жителей домов, школьников, больных в больницах и др.). Надо обогреть зимой — пожалуйста, модернизируйте, утепляйте!

Но это только в теории, потому что есть прежде проклятое второе «если»: теплокоммунэнерго имеет захотеть обогреть зимой замерзших потребителей. В этом случае «тепловики» — это какая-никакая власть. А кто у нас для кого: власть для народа или народ для власти? То-то … Поэтому самый вероятный результат лимитирование дешевого газа для зимнего отопления может быть следующим: согласно уменьшение лимита «тепловики» уменьшат генерацию и подачу тепла конечным потребителям! Все логично: предъявляйте претензии Минэнергоуглю, что спустило «сверху» лимиты, а теплокоммунэнерго и без того делают все от них зависящее …

Второй слабый пункт выбранной политики — невозможность провести необходимую модернизацию сегодня и сейчас, когда отопительный сезон вот-вот начнется. А в перспективе … Что ж, было бы неплохо нагреть НЕ окружающей среды, а именно радиаторы в квартирах. Плюс уменьшить температурные потери горячей воды. Для этого нужно как минимум модернизировать все соответствующие трассы, как максимум — перейти на индивидуальные системы отопления и водонагривання. Но тогда теплокоммунэнерго останутся вне игры, поэтому власть выступает категорически против локальных водонагревателей !

И, наконец, третья проблема: собственно финансовая. Большинство нашего населения рассчитывается за потребленное тепло достаточно добросовестно — это всегда признавали сами коммунальщики. Но именно на следующей звене деньги бы в «черную дыру» проваливаются! Выяснить, как образуются многомиллиардные долги теплокоммунэнерго перед «Нафтогазом», — задачка, достойное непревзойденного Шерлока Холмса. Но нет в Украине такого детектива! Есть, хоть плачь, и взять негде … Вот и растут долги «тепловиков», хоть ты станешь делать.

Именно наличие этих трех непреодолимых барьеров и заставляет сомневаться, что политика лимитирования дешевого «голубого топлива» даст должный эффект. А чем все может закончиться? .. Вспомните зиму 1996-1997 годов, когда многие предприятия понадеялись на обещанную теплую зиму и отказались от отопления вообще! Вспомните замерзшие туалеты, порванные трубы … Все это простояло до весны — пока не растаяло. Потом пришлось все разорвано ледовым напором менять. Как бы не повторить этого ужаса теперь! ..
http://kpravda.com/nakanune-lyutoj-zimy-vo-chto-vyletsya-limitirovanie-deshevogo-gaza/

10.10.2013
В подземные хранилища газа (ПХГ) Украины по состоянию на 1 октября 2013г. закачано 17 млрд куб. м газа. Об этом сообщает сегодня госкомпания «Нефтегаз Украины».

Как отмечается, учитывая, что прогнозная цена природного газа составляет свыше 390 долл. за 1 тыс. куб. м, рыночная стоимость данных объемов составляет примерно 53 млрд грн (около 6,6 млрд долл).

«Дополнительные объемы природного газа позволят своевременно начать отопительный сезон, обеспечить его успешное прохождение и гарантировать надежную транспортировку российского природного газа европейским потребителям», — подчеркнули в компании.

8 октября с.г. президент РФ Владимир Путин сообщил, что Газпром помог Украине закачать газ в подземные газохранилища, предоставив при этом украинским партнерам скидку.

По словам главы российского государства, стоимость закачанного газа составила всего 260 долл. за 1 тыс. куб. м, тогда как текущая цена для Киева составляет примерно 380-390 долл.

По неофициальной информации, появившейся в СМИ, скидка была предоставлена для приобретения 5 млрд куб. м газа компании Ostchem бизнесмена Дмитрия Фирташа.

Газпром ранее заявлял, что для прохождения зимы Украине необходимо накопить в ПХГ не менее 19 млрд куб. м газа.

Украинская сторона сначала отмечала, что для этого хватит и 14 млрд куб. м, однако позднее министр энергетики Эдуард Ставицкий сказал, что к 1 ноября в ПХГ будет закачано 18 млрд куб. м газа.
http://www.rbc.ru/rbcfreenews/20131010172553.shtml

crru.ru: Эксплуатационное бурение и добыча в ХМАО

Эксплуатационное бурение и ввод новых добывающих скважин в ХМАО — Югра за 2012 год.

Динамика эксплуатационного бурения с 2003 — 2012 гг. по ХМАО-Югра

Читать далее

eia.gov: Short-Term Energy Outlook, США, газ

http://www.eia.gov/forecasts/steo/

На конец 2013-начало 2014 г.
i/ Цены на нефть немного падают, на газ — немного растут до 4.5$
ii/ общее потребление газа не меняется, но меняется разделение по отраслям
iii/ Добыча газа не растет
iv/ Объемы газа в хранилищах вблизи верхних пределов диапазона 20108-2013
v/ Потребление газа в электрогенерации упадет ниже уровня 2011 г.

eia.gov: Short-Term Energy Outlook, США, нефть

Release Date: October 8, 2013

http://www.eia.gov/forecasts/steo/uncertainty/
http://www.eia.gov/forecasts/steo/pdf/steo_full.pdf

— — —
Предположения eia.gov на конец 2013-2014 г.
i/ Цена на нефть падает
ii/ Добыча нефти растет
iii/ Запасы нефти большие, на верхней границе
iv/ Запасы бензина на верхнем пределе, дистиллятов на нижнем пределе
v/ Потребление нефтепродуктов не растет
vi/ Затраты на энергию падают (нефть+уголь+газ+электричество)
vii/ Выпуск промышленной продукции растет

Видимо
i/ Прогнозируется дальнейшее падения потребления бензина, особенно частное, перекрывающее промышленное, при предполагаемом промышленном росте

ii/ Падение цен и рост добычи слабо сопрягаются между собой в нормальных условиях.
Видимо хотят использовать эффект бывший по газу: рост бурения в период относительно высоких цен, дающий прирост добычи и сбивание цены.
Концепция интересная, но неустойчивая в условиях добычи из сланцев, а не из традиционных коллекторов: сланцы требуют постоянных бурения и ГРП, что не должно в нормальных условиях давать ценам падать.
Но в условиях изобилия финансовых ресурсов, покрывающих убытки, такая аномальная для всего остального мира конструкция может продолжать существовать.

crru.ru: Прогнозы добычи нефти в ХМАО

Прогноз добычи нефти в Югре до 2030 года (Энергетическая Стратегия Югры до 2030 года)

Прогноз добычи нефти в Югре до 2020 года (2004г.)

http://www.crru.ru/prognoz.html

— — — —
Более ранний прогноз более оптимистичен.
Пока добыча идет по нижней границе наиболее вероятного сценария

crru.ru: о добыче нефти и разработке месторождений нефти и газа в ХМАО-Югре

Среднесуточная добыча в ХМАО-Югра

Добыча нефти по годам в ХМАО-Югра

Динамика добычи нефти с 2003 — 2012 гг. по России и ХМАО-Югра.

http://www.crru.ru/dobicha.html

smart-lab.ru: Нефтегазовые записи

Заметив рост читателей блога, поинтересовался причиной.
Одна из последних упоминание блога в таком контексте
iv_g — тока копипастит картинки и рисерчи про нефтесектор

В связи с этим решил посмотреть глубину нефтяного креатива на http://smart-lab.ru/
в записях по тегу нефть от более ранних к более поздним записям

i/ Прогнозы в основном краткосрочные, часто интрадейные, очень глубокомысленные, например: 1,2
Подобные прогнозы буквально превращают чтение записей по тегу «нефть» в разгребание кучи в поисках зерна хоть с каким-то проблеском анализа и доказательств, а не собственного наития непонятного происхождения.

ii/Долгосрочные прогнозы (даже на интервале с 2002 г.) выполнены в стилистике техананлиза без привлечения других данных

iii/ как выбор, так и уровень обсуждения статей оставляют желать лучшего, например
Как снять нефтяное проклятие с богатых ресурсами стран
США обогнали Россию по производству нефти и газа — без единого графика как в статье, так и в комментариях
WSJ: США в этом году обгонят Россию по добыче углеводородов
Продажи бензина в США и электромобили — первая более-менее читабельная запись, есть ссылка на одно приличное исследование,но даны не все ссылки на представленные картинки. Но начав за здравие автор кончает за упокой пиаром Тесла моторс. На форуме трейдеров резонно было бы обсуждать прогнозы по проколу пузыря Тесла на фоне более чем скромных результатов
Долгое прощание с баррелем — пустопорожняя статейка для на форуме как бы очень занятых, знающих и продвинутых знатоков
прогнозы аналитической компании в гуруистском стиле без единого графика, подтверждающего сделанные констатации и прогнозы, такое можно однозначно квалифицировать как флуд и пиар, а авторов такого надо банить на месяц
графики цен на компании которыми руководит Игорь Иванович Сечин все обсуждали СИИ и никто не вспомнил про общее падение EM

iv/ Что-то содержательное долгосрочное появляется как репост с чужих ресурсов
Вопросы отражающие всю глубину креатива авторов ресурса: В целях образования хочу поинтересовать, постоянно слышу что нефть марки брент, западно техасская нефть. Объясните мне различие. Вот когда говорят о стоимости барреля нефти, 100+$, о какой нефте говорим? чем они отличаются. — Это 5! Торгую, но не знаю чем, технанализ даст все ответы 🙂
Нечто серьезное, например,
Прогнозы IEA по нефти на 2013 год
Всемирный банк опубликовал исследование, посвященное экономике государств, возникших на месте Советского Союза
Добыча нефти в июле снизилась
Мировых запасов сланцевой нефти хватит больше чем на 10 лет потребления, говорится в докладе министерства энергетики США
репорт EIA по рынку энергоносителей

участники форума вообще не могут обсудить как в связи с отсутствием прямых ссылок на оригинальные исследования, так и, вероятно, по причине, указанной выше
Даже по серьезным вопросам посты обрезаны, а ссылки ведут в никуда, хотя тема очень интересная, а комментариев на smart-lab нет, поскольку надо вникать в специфику, на одном теханализе не выедешь.
Заметки о нефти, которые репостит сам хозяин ресурса удивительно глубоки 🙂 и вряд ли дадут пищу для ума уже полгода спустя
прогнозы цены Brent на 16.09 отличаются «массовостью участия и правильностью предсказаний», сравнительно с тем что было на самом деле
Креативом, глубиной и широтой раскрытия темы блещет запись Почему Light дешевле Brent и цены в целом не растут? Смотрим на рост производства

v/ Репосты с некоторой аналитикой или новизной более-менее спасающие имидж smart-lab
Репост, дающий надежду почерпнуть новое

но дать ссылку на оригинал, это видимо непосильная задача 😦
Действительно ли “пик нефти” больше не является проблемой?
Леонид Федун (Лукойл): нефть будет не дешевле $100 хотя забавный комментарий «Думаю в интервале до 2025 энергоэффективность автомобилей так продвинется вперед, что, возможно, машины будут есть вполовину меньше топлива, чем сейчас» рушит приятное впечатление 😦

vi/ Просто забавны наития:
от 6 августа о падении цены
от 30 июля

Нефть выше 110 пойти уже не должна. Коридор определён пунктиром. Думаю, нефть вернётся в своё русло.
— точности ради, прокалываются не только простые тредйеры но и гуру ФР
от 24 июля ИК «Ай Ти Инвест» (ITinvest) | Куда едем дальше?
За последние несколько недель в результате манипуляций с запасами и манифестаций в Египте цен на нефть выросли на 20% по WTI и на 10% по Brent. Нефть росла при падении спроса и росте свободных добывающих мощностей. В конечном итоге лишняя нефть выплеснется на рынок и опустит цены. В более долгосрочном плане дешевая нефть на ближайшие годы выгодна США. Америка постепенно снижает объемы импортируемого черного золота и через десять, пятнадцать лет начнет конкурировать за рынки сбыта нефти с другими странами. Для этого нужно опустить цены и разрушить нефтяную инфраструктуру там, где наиболее дорогая себестоимость добычи нефти. Это и про Россию. Локально на графике Brent сформирована очень интересная и редкая фигура «бриллиант». При этом трендовый индикатор сегодня показывает продать нефть.

На более широком дневном таймфрейме прекрасно видно, что ближайшая поддержка находится на отметке 100, куда мы в августе скорее всего и придём.

на фоне реальности


или просто сезонного анализа движения цен (см. предыдущий график)

Прокол ИК «Ай Ти Инвест» (ITinvest) отображает всю нищету теханализа: когда уже всем ясны якобы железные уровни поддержки и сопротивления вдруг наступает пробой 🙂

Немногие, собственные записи, например
Нефть, RIU3, S&P500. Технический взгляд
Скандалы. Расследования. Куда утекает американская нефть?
Скандалы. Расследования. Куда утекает американская нефть?(Часть 2)

нефть 111-112 видимо безоткатно, Кудрин, Миллер, нефть, газ и Газпром……, Нефть $100. Пол или потолок? И все же пол.
динамика акций американских и канадских трубопроводных компаний
Немного о нефти

А ни у кого не возникает вопрос, как нефть на американском рынке может торговаться с дисконтом в 9% от европейской? Как компании могут допускать такую оплошность в плане стратегии максимизации прибыли? Но ещё больше удивляет рост буровых установок при сокращающемся спросе и избытке предложения.
До каких уровней вырастет нефть

создают обнадеживающее впечатление на фоне упомянутого выше, но зачастую в них даже не упомянуты хотя бы мельком макроэкономические предположения, связанные с линиями ТА.
Хорошие записи буквально тонут в океане флуда

vii/ Записи по тегу газ
более однородны, все больше про Газпром, никакого резвления прогнозистов цен нет, поскольку единого рынка газа нет, а прогнозирование цен на отдельных рынках требует понимания специфики этих рынков, а не простого рисования уровней по техананализу 🙂

Впечатление после просмотра 35 страниц (до 5 апреля) можно охарактеризовать как
душераздирающие зрелище

В свое время такое же впечатление (душераздирающие зрелище) от изучения содержания Рунета по нефтяной тематике подтолкнуло меня к созданию этого блога.
Блог заполнен в значительной степени «копипащением картинок», поскольку лучше один раз увидеть, чем 100 раз прочитать 🙂

— — —
В сухом остатке: читать на smart-lab
Bampi_Johnson — экономика, но есть очень верные заметки про нефть
karapuz — интересный взгляд
http://karapuz-blog.blogspot.ru/

miro — экономика
Инвесткафе — экономика, нефтегазовые компании

Дмитрий Шагардин
http://smart-lab.ru/company/kitfinance/blog/
http://d-shagardin.livejournal.com/
пишет хорошо и что самое главное ясно

Вадим Писчиков
http://smart-lab.ru/my/Endeavour/blog/all/
тоже пишет неплохо

http://www.novik.ru/oil.html

О газе и сланцевом газе в презентациях eia.gov за 2008 г.

United States Energy Outlook and Policies Affecting the Outlook, March 7, 2008


http://www.eia.gov/pressroom/archive/speeches/caruso030708.pdf

The Outlook for Energy and Natural Gas Markets, March 18, 2008

http://www.eia.gov/pressroom/archive/speeches/caruso031808.pdf

Annual Energy Outlook 2008, March 27, 2008


http://www.eia.gov/pressroom/archive/speeches/caruso032708.pdf

Annual Energy Outlook 2009, Early Release, December 18, 2008


http://www.eia.gov/pressroom/archive/speeches/howard121708.pdf

http://www.eia.gov/pressroom/presentations.cfm?year=2008

О Гринпис

С «Гринписом» я сталкивался в свое время, что называется, «по работе». Дело было в середине, даже, пожалуй, в ближе к началу «нулевых»; вел я выборную кампанию в каком-то сельхозрайоне, и был у нас сильный конкурент, какой-то «красный директор». Надо было как-то раскрыть перед электоратом всю его гнусную сущность.

Я как раз поехал осматривать его владения, походил вокруг завода и вижу – ба! Да у него ж труба вовсю коптит! Поди, наверняка весь воздух в округе отравляет! (из нескольких, довольно мощных труб над предприятием и правда шел весьма густой дым) Поделился идеей с товарищами, товарищи одобрили. Решили гвоздить конкурента экологией. И тут осенила еще одна идея – привлечь к делу «Гринпис». У них как раз и представительство есть в Москве. И отравление природы налицо. Пусть поработают – их же профиль!

Вышли мы на контакт с их офисом – обратно возвращались с вытянутыми лицами. Оказалось, что мы, ушлые политтехнологи, по сравнению с ними – просто младенцы.

То есть нам никто напрямую не отказал. «Экологическая проблема? Сделаем в лучшем виде!» Но цену заломили такую… В общем, не для нашего районного масштаба. Заказчик – местный предприниматель средней руки – только руками развел, когда узнал расценки.

А там все четко оказалось – даже был конкретный прайс-лист. Демонстрация такая, демонстрация сякая; если хотите – активисты в конце прикуют себя цепями или наручниками к чему-нибудь, например, ко входу в заводоуправление. Но это дороже. А можно чтоб специально обученные верхолазы водрузили флаги на те самые дымящие башни. Или там растяжки между трубами повесили – текст заказчика, к примеру, «Мы хотим Дышать!» Но это еще дороже. И т.д.

В общем, пришлось счесть, что такая, на международном уровне, борьба за экологию нам не по карману. Пришлось довольствоваться малым, обходиться своими силами. Я тогда, помнится, создал специальную общественную организацию, назвал ее «Зеленый Щит Подмосковья», и мы даже провели пару акций.

Но возможно, все-таки зря тогда заказчик отказался платить «Гринпису» – так как выборы-то мы в итоге проиграли. Не проникся тогда народ в должной степени тяготами своего экологического положения…

К чему я это все рассказал? Естественно, к сегодняшнему нашумевшему событию – якобы «пиратскому» нападению «Гринписа» на нефтяную платформу Газпрома в Северном море. Конечно, может быть, что за прошедшие годы Гринпис изменил принципы своей работы; может быть даже, что мы тогда что-то не так поняли, и на самом деле никаких денег Гринпис у нас не просил…

Все может быть. Но вряд ли. То есть, скорее всего, у этой акции Гринписа есть какой-то заказчик. Я так думаю.

Конечно, Гринпис – это международная банда авантюристов, а не «зеленые рыцари» без страха и упрека… но ровно в том же смысле, в каком любой нормальный профсоюз есть – просто по определению сути его деятельности – шайка рэкетиров.

Да, с моралью тут есть проблемы; да, Гринпис работает за деньги – но важно понимать: Гринпис ввязывается только тогда, когда экологическая угроза действительно ЕСТЬ. Это классическая для современного мира «условная продажность». У нас она очень распространена, к примеру, среди ментов – когда «честный мент» станет расследовать преступление, только если ему «занести», но при этом он, ДАЖЕ если ему занести, не будет сажать заведомо невиновного. Собственно, по народному пониманию, именно этим и отличается «честный» мент от «продажного» (а вовсе не тем, что один берет, а другой нет).

Так же и с врачами: «хороший» врач станет оперировать, применяя при этом лучшее, что у него под рукой, только после получения мзды – но он не будет делать операцию, которую считает ненужной, даже за хорошие деньги, то есть не будет сознательно вредить. И т.п. – цепочку каждый житель РФ может продолжить сам.

Я к тому, что обвинение «да все они там в Гринписе продажные, и на экологию им наплевать!» — неправильное. Гринпис – в российском смысле – организация честная. То есть да – они там все в самом деле продажные, но на экологию им не наплевать.
http://sapojnik.livejournal.com/1556168.html

Комментарии в записи
— Вопрос кто оплатил конкретно эту акцию гринписа здесь даже никем не задаётся. Что показательно.
— Это секрет Полишинеля. Роснефть (=БритишПетролеум). Ее обделили при дележе шельфа в пользу Газпромнефти.
— Вон в Бразилии дела прекращают против нефтяных компаний, разливавших нефть у побережья.
И где этот грёбаный Гринпис?
— А кому выгодно было делать «заказ» этой организации на проведение подобной акции?
— ут широкий круг «подозреваемых»: кому-то не нравится Газпром, кому-то не нравится Россия, кому-то не нравится конкретно Путин… ну а кто-то, не исключено, и в самом деле озабочен перспективами экологической катастрофы в Северном море. Мексиканский залив многому научил.
— А если серьезно, то в описанном вами случае — все адекватно. Вы пришли с коммерческим интересом вас и отшили коммерческим способом. Что не означает, что если бы пришли искренние пионеры, то им бы не помогли задаром.
— Помощь искренним пионерам задаром — это хорошо, но кто-то все равно должен оплачивать все эти радости: Вот Войтенко пишет: гонять этот Arctic Sunrise по арктическим морям, удовольствие не из дешевых. Тысяч 8 долларов в сутки как минимум.
— во первых 8К, даже в евро-такого не может быть для ледокола, это дешево, там на топливо будет уходить больше, плюс питание, плюс вода, плюс расходники
во вторых-добровольцы поблевать в гальюн-верю, добровольцы ПРОФЕССИОНАЛЫ (механик, боцман, кэп, кок, штурман. радист, двигателист, электрик и т.д.) — не верю
— Бюджет Green-Peace секретом не является, вроде. Судя по википедии, пару сотен миллионов в год они имеют от «частных жервователей» преимущественно из Европы.
http://en.wikipedia.org/wiki/Greenpeace
— При Навальном тоже есть Ашурков — «смотрящий» от Альфа-групп. Так что и тут тоже не все так просто…
— Эта «условная продажность» есть не что иное как «избирательное правосудие», за которое мы так пинаем российскую Фемиду.
То есть автор умолчал о пикантной детали: Да, Гринпис — как продажный мент — не станет сажать невиновного. Однако он может и не посадить виновного

Гринпис и прочие «эколухи» могут работать и ровно наоборот: бесплатно топить нарушителя экологии — или не топить его, но уже за плату.
Борьба за святое дело до первого транша.

Прошло едва полгода, как заместитель председателя совета директоров «Роснефти» Николай Лаверов обратился в министерство природы с требованием не передавать «Газпрому» 8 предназначенных для него участков в Карском и Восточно-Сибирском морях, но потерпел неудачу – 7 из 8 участков достались «Газпрому» и лишь 1 поделили пополам.

Почему бы не предположить, что обиженный Сечин пожаловался на председателя правления «Газпрома» Алексея Миллера и председателя его Совета директоров экс-премьера Виктора Зубкова партнёрам из British Petroleum или Exxon Mobil, а те наняли гринписовцев? Уж больно обвинения похожи. Николай Лаверов, жалуясь министру природных ресурсов и экологии России Сергею Донскому, писал, что нефтяная «дочка» Миллера — компания «Газпромнефть» — не имеет опыта работы на шельфе и, значит, родная природа под угрозой. В заявлении же Greenpeace, при отсутствии обвинений в имеющихся нарушениях экологических норм, сказано, что «авария на платформе «Приразломная» может нанести серьезный урон природе».

Тут бы и обличить зловредного ставленника англосаксов Сечина, натравившего своих зелёных наймитов на истинно русского патриота Миллера! Ведь борется мужик с американским империализмом не жалея сил: 25 сентября, через неделю после вторжения гринписовцев, «Газпром» сурово раскритиковал совместный проект «Роснефти» и Exxon Mobil по строительству завода сжиженного природного газа.

Но кому принадлежит сам «Газпром»? Известно, что 26,955% акций компании вложено в американские депозитарные расписки, выпущенные американским Вank Of New York Mellon, но кто их счастливый обладатель? Неизвестно и количество иностранцев, скрывающихся среди владельцев ещё 23,043% акций под названием «Прочие зарегистрированные лица». Зато с кем «Газпром» заключил договор для совместного противостояния «Роснефти», British Petroleum и Exxon Mobil заявлено совершенно официально. Договор о совместном освоении арктического шельфа России Миллер подписал 8 апреля нынешнего года с председателем Совета директоров британско-нидерландской компании Royal Dutch Shell Йорма Оллила.

Если, имея перед глазами эту великую битву, профессор Высшей школы экономики Медведев всерьёз призывает отобрать у дикой России полярный шельф и передать его западным цивилизаторам, то ему стоит обратиться к психиатру на предмет извлечения из головы поселившейся там Новодворской. Можно, конечно, утешаться, что 50,002% акций «Газпрома» и 75,16 % акций «Роснефти» принадлежит державной вертикали, но в противостоянии осваивающих российские энергоресурсы американских, британских и нидерландских корпораций они находятся по разные стороны баррикад. Хотя и сбывают изрядную часть продукции через Gunvor Group, принадлежащую в равных долях двум уважаемым обитателям Швейцарии – гражданину Финляндии Геннадию Тимченко и гражданину Швеции Торнбьерну Торнквисту.

Не зря, выступая в прошлом году на заседании Комиссии по вопросам стратегии развития топливо-энергетического комплекса и экологической безопасности, горячий поклонник Горбачёва, Ельцина, Гайдара и Собчака Владимир Путин с гордостью заявил, что «сегодня, около 25% всей отрасли находится у зарубежных инвесторов», а «государство и дальше будет продолжать курс на приватизацию госактивов».

Ну а либералы и охранители, которые сейчас, не щадя клавиатур, отстаивают «Газпром» и Shell от «Роснефти» и Exxon (и наоборот), больше всего напоминают скинов, которые десять лет назад приняли участие в чуть менее эпохальной битве за Котласский целлюлозно-бумажный комбинат. Хозяин комбината, бывший босс Дмитрия Медведева Захар Давидович Смушкин не хотел уступать ЦБК доверенному банкиру Владимира Путина Владимиру Игоревичу Когану, и однажды у смушкинского офиса появились бритоголовые хлопцы с транспарантом «Не дадим жиду рубить русский лес!» Поскольку конкурент и хозяин офиса принадлежали к одному и тому же избранному народу, кто-то из журналистов вскоре немного поменял лозунг: «Не дадим этому жиду рубить русский лес! Дадим тому!» Участники информационного противостояния вокруг «Приразломной» могут смело брать его на вооружение. Естественно, заменив в слогане «рубить» на «качать», а «лес» — на «нефть».
apn-spb.ru/publications/article14440.htm

Я уважаю мирные протесты. Я уважаю людей, которые хотят донести свою точку зрения, не очень даже требую от них взвешенности и всесторонности, уважаю вдвойне, если для того, чтобы сделать свой голос более слышным, они накликают на себя тяготы и трудности. Но я уважаю их лишь до того момента, пока их протест остается мирным, ненасильственным, не ущемляет права и интересы других людей, не приносит и неудобства и издержки. Как только этот протест начинает приносить ущерб, тем более, когда нанесение этого ущерба является декларированной целью акции, протест перестает быть мирным и ненасильственным. Когда группа людей заявляет, что стоит на защите интересов человечества, и присваивает право говорить от имени миллионов, я становлюсь весьма нетерпим к страстной демагогии и одностороннему освещению ситуации. Гринпис пытается давить на чувства, посылая активистов приковываться к платформам, ложиться перед бульдозерами и прочими методами подвергать свою жизнь опасности. Посыл здесь в том, что, мол, если люди готовы идти на страдания ради какого-то принципа, то принцип этот святой и правый. Но ведь точно такой логикой движимы террористы-смертники.

Прочитайте, пожалуйста, вот это http://www.greenpeace.org/international/en/press/releases/Greenpeace-activists-scale-Gazprom-drilling-platform-two-arrested-in-Arctic-oil-protest/

Заметьте слова, которые здесь используются — «оккупируем» «В прошлом году мы не дали им работать на протяжении 5 дней, а сейчас остановим навсегда». Воля ваша, но это не мирный протест. Это расчетливое, сознательное покушение на законные права и интересы других людей, совершаемое с применением силы.

Мне крайне нравится аргумент о том, что Арктик Санрайз в запретную зону не заходил, а потому, не при делах. Ну да, судно-матка, может, и не заходило. Но шлюпки, привезенные этим судном, люди с этого судна — они-то заходили? С этим, кажется, вопросов нет? Отделять одно от другого — все равно, что протестовать против конфискации пистолета, из которого были выпущены пули — в самом деле, пистолет же жертвы не касался.

И думаю, очень стоит поговорить, о том, что такое Greenpeace. Это довольно крупная корпорация, 2400 сотрудников (не волонтеров, сотрудников на зарплате), годовой бюджет 260 млн. евро. Интересен продукт, которым эта корпорация торгует — более всего он похож на индульгенции позднего средневековья — Гринпис продает своим пожертвователям облегчение совести, уверенность, что они поучаствовали в борьбе со вселенским злом, сделали мир лучше. Ну и подобно средневековым попам, Гринпису жизненно необходимо предъявлять своим клиентам инфернальные картины вселенского зла, с которым он так браво борется на деньги достопочтенных доноров. Ну и собственную борьбу тоже надо изображать, как без этого. Гринпис, кстати, не гнушается брать натурой, хочешь — плати деньгами, хочешь — исполнением роли боевого хомячка. Заметьте, что реальное улучшение дел с окружающей средой для этой бизнес-модели, пожалуй, даже вредно — рынок сузится. И тут интересно вернуться к теме «мирных» протестов — выясняется, что они небескорыстны, что захватываемые объекты используются в качестве рекламных конструкций для увеличения выручки.

С Гринписом есть еще одна большая проблема. Все свои акции он проводит под лозунгом того, что представляет интересы человечества, масс, в борьбе против жадных олигархов и клептократов, ведомых краткосрочным интересом, захвативших и СМИ, и парламентские механизмы принятия решений, и свои действия весьма сомнительного свойства оправдывают именно тем, что выражает интересы миллионов и что за ними правда. Учение Гринписа всесильно, потому что оно верно. И все бы хорошо, да только мандат Гринписа самозахваченный. Гринпис утверждает, что является частью гражданского общества, требует от корпораций и правительств повышенной прозрачности в принятии решений, оспаривает их право на деятельность (вообще говоря, направленную на расширение экономической активности, доступности ресурсов и повышения качества жизни людей) но совершенно не утруждается предоставить доказательства правоты собственной позиции или того, что она действительно отвечает интересам общества или хотя бы значимого меньшинства, что те ограничения, на которые Гринпис толкает ради сохранения ее величества экологии, действительно приведут к желаемым результатам с наименьшими издержками, что рассмотрены все варианты и предлагаемый — действительно лучший. Зачем, в самом деле, когда можно взять на горло, показать фотографии белых медвежат, отправить пару идеалистов приковаться к чему-нибудь — и взносы снова потекут рекой. Вспомним — бизнес Гринписа — это не охрана природы. Это сбор взносов. А для его сотрудников — поддержание чувства собственной важности и непрерывного отпуска на природе с приключениями. Если вспомнить предыдущую мегакампанию Гринписа по защите морей, против установки Brent Spar, то выяснится, что так ругаемый Гринписом метод ее утилизации был наилучшим, что Гринпис несколько лет спустя нехотя и признал. Только произошло это после того, как у Шелла по науськиванию Гринписа спалили несколько заправок в Германии и был осуществлен продвигаемый Гринписом план утилизации, который был и дороже, и больше вредил природе.

В принципе, позиция весьма уязвимая, каждый раз балансирующая на грани, если не за гранью закона, создающая шансы огрести. Но Гринпис долгое время использовал тактику скунса, спокойно дефилирующего среди зубастых хищников с гордо поднятым полосатым хвостом — кусай, пожалуйста, но потом не отмоешься. Поскольку для сегодняшних западных масс протест против какой-нибудь корпорации является приятной и комфортной заменой баррикадных боев, так же, как спортивные баталии утоляют ту же жажду, что раньше утолялась маленькими победоносными войнами, то мобилизовать их против выбранного козла отпущения проще простого, вспомните фильм «Чучело» или стэнфордский эксперимент. Козлу отпущения не поздоровится, а подстрекатель остается безнаказанным. Не удивительно, что с такой организацией-скунсом старались не связываться. А реклама хороша.

В принципе, с эдаким головокружением от успехов Гринпис и шел на Приразломную, благо, в прошлый раз ему сошло с рук. Но только они не рассчитали, что имеют дело не с компанией, которая побоится отрицательной рекламы, а с государством-медведем, которому плевать на скунсовскую тактику, репутация которого и так не самая белоснежная, и который не постеснялся вдарить по полной. Кстати, поэтому сейчас достаточно бессмысленны пикеты и акции против «Газпрома», весь жесткий ответ был организован государством, посчитавшим, что покушаются на его суверенитет, а не компанией.
http://akteon.livejournal.com/132838.html

Комментарии в записи
— был организован государством, посчитавшим, что покушаются на его суверенитет, а не компанией. Это о компании, где президент и председатель правительства «работал» председателем совета директоров? 🙂
— Гринпис — специфический бизнес, но экономический расчет вполне присутствует. Если издержки будут чрезмерны (арест судна, посадки участников), то подобные акции не будут проводиться, выберут что-нибудь более безопасное в части издержек.
Если говорить об уничтожении организации — то да, это невозможно.
— Я не уверен, что хочу прекращения их акций на Приразломной. Этой платформе 30 лет. На её переделке украли много, похоже. Там все так мутно… я правда очень боюсь за Печорское море. Проверьте, я не помешан на экологии. К большинству платформ отношусь хорошо. Но эта… будет большим счастьем если она не взорвется или не даст разлив нефти.

eia.gov: Sudan and South Sudan

According to the Oil & Gas Journal (OGJ), Sudan and South Sudan have 5 billion barrels of proved crude oil reserves as of January 1, 2013. According to BP’s 2013 Statistical Review, approximately 3.5 billion barrels are in South Sudan and 1.5 billion barrels are in Sudan.

Natural gas associated with oil fields is mostly flared or re-injected. Despite proven reserves of 3 trillion cubic feet, gas development has been limited. In 2010, the unified Sudan flared approximately 11.8 billion cubic feet of natural gas


http://www.eia.gov/countries/cab.cfm?fips=SU

— — — — —
http://iv-g.livejournal.com/241501.html

Лингвистика и нефть

«карта» ассоциаций между крупнейшими нефтедобывающими и нефтеперерабатывающими компаниями мира («Сибнефть» здесь показана, разумеется, чистА прикола ради). Толщина линий, соединяющих узлы с названиями компаний, соответствует частоте совместных упоминаний этих компаний в различных средствах массовой информации. Диаметры узлов очень примерно соответствуют частоте упоминания компании. На карте легко различить пять кластеров (отличаются цветом узлов): «североамериканский», «латиноамериканский», «азиатский», «иракский» и «евразийский». При подготовке карты использованы 313000 текстовых фрагментов из самых разнообразных источников. При перепосте, пожалуйста, ссылайтесь на оригинал.


http://parovoz.livejournal.com/746339.html

В комментариях к записи
— а какие СМИ были выбраны? удивляет, что SOCAR почти такого же размера, что Rosneft
— Самые разнообразные, от «традиционных» газет и бизнес-сайтов до блогов. Это обработка данных, предоставленных компанией RecordedFuture. Размерам узлов я бы не стал особо доверять, они очень условны. Толщины ребер гораздо более надежны.
— триединение,- за мелким исключением /у каждой компании три связи наиболее толстые/

по наводке spectat

— — —
Издание второе, исправленное и дополненное:
Добавлено несколько крупных компаний («Тоталь», «Анадарко», «Марафон» и т.д.)
Соответственно пересчитаны кластеры
Размер узла теперь соответствует числу упоминаний компании в прессе

В комментариях к записи
— Цвет кластера — причина. Цвет ребра — следствие.
— Классы сформированы алгоритмом модуляризации Марка Ньюмана.
http://parovoz.livejournal.com/747900.html

Азербайджан: обзор страны

Нефть
Azerbaijan’s proven crude oil reserves were estimated at 7 billion barrels in January 2013, according to the Oil and Gas Journal (OGJ). In 2012, Azerbaijan produced approximately 930,000 barrels per day (bbl/d) of total oil and consumed about 85,000 bbl/d. The country was among the 20 largest exporters of oil in the world in 2012.

Azerbaijan is one of the world’s oldest producing countries and has played a significant role in the development of today’s oil industry. The world’s first paraffin factory was opened there in 1823 and the first oil field was drilled in 1846. Azerbaijan was the site of the first offshore oil field, the Neft Dashlary, in the shallow water of the Caspian Sea, which still produces oil today.

The country’s largest hydrocarbon basins are located offshore in the Caspian Sea, particularly the Azeri Chirag Guneshli (ACG) field, which accounted for more than 80 percent of Azerbaijan’s total oil output in 2012. Similar to its share of total production, ACG also holds the vast majority of Azerbaijan’s total reserves, with approximately 5 billion barrels located in this field.

Oil production in Azerbaijan increased from 315,000 bbl/d in 2002 to 1.0 million bbl/d in 2010. However, production declined since then, falling to 932,000 bbl/d in 2012. Monthly data through July 2013 show that this year’s production thus far has continued its decrease, falling to an average of 910,000 bbl/d for the first seven months of the year. EIA forecasts Azerbaijan’s production will decline to about 850,000 bbl/d in 2014.

Azerbaijan’s main producing field, the ACG field, covers 167 square miles and is located 62 miles east of Baku in the Caspian Sea. Peak production was expected to reach 1 million bbl/d, but production at this field so far failed to reach this target. Production problems have affected ACG output in the past couple years, with unexpected production declines occurring because of technical problems. A new development, the Chirag Oil Project (COP), plans to increase oil production and recovery from the ACG field through a new offshore facility. COP is expected to be commissioned in late 2013, according to BP, with peak production capacity reaching 360,000 bbl/d.

In addition to the ACG output, a small but stable volume of approximately 40,000 bbl/d of condensate is produced at the BP-operated Shah Deniz field, with further volumes produced by SOCAR, mainly from the shallow-water Guneshli field.

Природный газ
According to the OGJ, Azerbaijan’s proven natural gas reserves were roughly 35 trillion cubic feet (Tcf) as of January 2013. The vast majority of these reserves are associated with the Shah Deniz field. Recent discoveries of the Absheron and Umid formations, a further 15 Tcf of resources are estimated in place, according to Deutsche Bank.

http://www.eia.gov/countries/cab.cfm?fips=AJ

— — — —
spectat: добыча нефти и газа в Азербайджане, нефть — 1985-2011

Добыча нефти и газа по 2010

Usgs Assessment:Undiscovered Oil and Gas Resources Каспия и Прикаспия, 2010


http://img-fotki.yandex.ru/get/5506/invngn.42/0_5e281_460cd72e_orig

blackbourn: Каспий и Прикаспий

Каспийская нефть: планы и реальность

Диаграмма (2006): Азербайджан, добыча нефти 1870-2024

АЛРОСА: Interactive Stock Chart for Alrosa AO (ALRS)


http://www.bloomberg.com/quote/ALRS:RU/chart

— — — —
21 ноября 2012 г.
IR-релиз, объявление запасов и ресурсов в соответствии с кодексом JORC
21 ноября 2012 г.
Запасы и ресурсы «АЛРОСА» в соответствии с кодексом JORC по отдельным месторождениям
http://www.alrosa.ru/investment/alrosa_update/year2012.php

eia.gov: Каспийский регион

Oil and natural gas production is growing in Caspian Sea region

EIA estimates 48 billion barrels of oil and 292 trillion cubic feet of natural gas in proved and probable reserves in the Caspian basins. Almost 75 percent of oil and 67 percent of natural gas reserves are located within 100 miles of the coast.

http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=12911
http://www.eia.gov/countries/regions-topics.cfm?fips=CSR

Caspian countries are developing new oil and natural gas export capacity

http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=12931

Kazakhstan consortium achieves first oil production from Kashagan field

During the week of September 9, the North Caspian Operating Company, led by Italian oil company Eni, reported starting production from Kashagan, the largest oil field to be discovered in the past 35 years. Since the field’s discovery in June 2000, this consortium, including its four original members (Eni, Shell, Total, and ExxonMobil), has invested more than $40 billion in the project in attempts to overcome technical, political, and geographical challenges, making Kashagan not only the largest oilfield outside the Middle East, but also one of the world’s most expensive.

The recent start of the first of the 20 production wells included in the first phase of production comes eight years later than originally anticipated. This start was in advance of an October 2013 deadline set in the terms of the consortium’s production sharing agreement (PSA). Had this deadline not been met, the consortium would have had to forfeit compensation for expenditures. Eni forecasts output from the initial development to reach 180,000 barrels per day (bbl/d) by the end of 2013 and then rise to the full phase-one target of 370,000 bbl/d in 2014. Starting additional wells and meeting or approaching these targets will validate last week’s achievement.

Kashagan is an extremely complex project. Challenges to production include the field’s great depth (15,000 feet below the sea bed), reservoir pressure exceeding 10,000 pounds per square inch with lethal levels of hydrogen sulfide, and cold temperatures that make it unsuitable for typical fixed or floating drilling platform designs. Many of the participants have developed expertise in managing projects in remote cold areas, but few have managed projects with so many technical challenges.

Kashagan has an estimated 13 billion barrels of oil in proved reserves. This represents most of Kazakhstan’s offshore proved oil reserves and is roughly equivalent to Brazil’s entire proved oil reserves, both onshore and offshore. A possible second phase would boost production to 1.5 million bbl/d. However, the partners will need to determine if they will be able to recoup their expenses and reach an acceptable level of profitability before the project’s PSA terminates in 2041.

Kashagan and Tengiz, Kazakhstan’s largest onshore field, together account for a significant part of nearly 4 million bbl/d of oil production that EIA’s 2013 International Energy Outlook projects Kazakhstan will reach in 2040.
http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=13011

АЛРОСА: Презентация для инвесторов — Результаты 2012 года

АК «АЛРОСА» объявила о намерении осуществить первичное публичное предложение (IPO) около 16% своих обыкновенных акций, которые включены в котировальный список «А1» на ММВБ. Как уточняют в компании, предложение акций станет частью программы приватизации в РФ.

В рамках IPO на продажу будет выставлено 515 млн 547 тыс. 593 акции (около 7%), принадлежащих РФ, 515 млн 547 тыс. 593 акции (около 7%), принадлежащих ОАО «№РИК Плюс» (полностью находится в собственности Республики Саха (Якутия), передает агентство РБКQuote. Кроме того, на продажу будет выставлено 150 млн 237 тыс. 555 акций (около 2%), принадлежащих Wargan Holdings Limited (компания, зарегистрированная в Республике Кипр и контролируемая АК «АЛРОСА»).

Ранее, в феврале 2013 года руководитель Федерального агентства по управлению государственным имуществом (Росимущество) Ольга Дергунова сообщала, что АЛРОСА, по оценке ведомства, может привлечь не менее 1 млрд долл. в случае приватизации 14% акций компании на IPO.

АК «АЛРОСА» создана в соответствии с указом президента РФ в 1992 году. В состав компании входят предприятия производственно-научного объединения «Якуталмаз»; части подразделений Комитета по драгоценным металлам и драгоценным камням при Минфине ;В/О «Алмазювелирэкспорт». Среди акционеров предприятия Российская Федерация в лице Федерального агентства по управлению государственным имуществом — 50,9256% акций;Республика Саха (Якутия) в лице Министерства имущественных отношений Республики Саха (Якутия) — 32,0002%; восемь улусов (районов) Республики Саха (Якутия) — 8,0003% и иные юридические и физические лица — 9,0739%.Чистая прибыль АК «АЛРОСА» по международным стандартам финансовой отчетности в I полугодии 2013 года снизилась на 9,7% — до 14,616 млрд руб.
http://www.rbcdaily.ru/industry/562949989095832

26 апреля, 2013

http://www.alrosa.ru/investment/alrosa_update/
IR-релиз, результаты по МСФО за 2012 г. (pdf)

eia.gov: Genealogy of Major U.S. Refiners (до 2009 г.)


Читать далее

Сланцевый газ: новости Eagle Ford и других формаций

Компания Royal Dutch Shell объявила о продаже своих активов по сланцевым месторождениям в Техасе, Канзасе и Колорадо.

По данным издания Wall Street Journal, Shell собирается продать свои участки площадью 106 тыс. акров в районе месторождения “Игл Форд” (Eagle Ford). Это одно из крупнейших действующих сланцевых месторождений в США.

В компании заявили, что 192 скважины, пробуренные на данной территории, “не могут выйти на запланированные объемы по добыче”. Shell также хочет найти покупателей на участок площадью в 600 тыс. акров в районе геологической формации Mississippi Lime в штате Канзас. Кроме того, концерн хочет выйти из сланцевого проекта в Колорадо, “который пока находится на раннем этапе”.

Продажа данных участков отражает общую динамику сланцевых активов Shell в США.

Во II квартале в Royal Dutch Shell сообщили о списании $2,1 млрд по американским сланцевым проектам, заявив, что компания начала стратегическую переоценку инвестиций в сланцевые месторождения в США.

Стоит отметить, что глава ExxonMobil Рекс Тиллерсон в 2012 г. уже отмечал, что крупные компании испытывают трудности по данным проектам.

Активная разработка сланцев привела к существенному падению цен на природный газ в США и, как следствие, к снижению рентабельности сланцевых месторождений.

На большей части сланцевых месторождений добываются газ и газоконденсаты. Одним из немногих крупных месторождений сланцевой нефти в США является месторождение Баккен (Bakken) в штате Северная Дакота.

В последнее время у многих инвесторов возникает все больше вопросов по поводу дальнейших перспектив «сланцевой революции» в США. Эта тема была активно освещена в СМИ. В частности, утверждалось, что разработка сланцев поможет США добиться энергетической независимости.

Однако при этом в тени остался вопрос рентабельности данных месторождений. В отличие от добычи нефти и газа на традиционных месторождениях сланцевые формации требуют постоянного увеличения скважин для поддержания объемов добычи. Ряд экспертов уже отметили, что сланцевые формации отличает более высокая скорость истощения, нежели традиционные нефтегазоносные месторождения.

Кроме того, как уже было отмечено, большинство активно разрабатываемых сланцевых месторождений в США являются газовыми, а не нефтяными.
http://www.vestifinance.ru/articles/33315

Прибыль англо-голландской корпорации Royal Dutch Shell по итогам II квартала 2013 г. сократилась на 20% до $4,6 млрд.

По сравнению с I кварталом текущего года прибыль сократилась в 1,6 раз. В то же время чистая прибыль компании сократилась до $2,4 млрд, поскольку Shell пришлось списать $2,1 млрд на фоне падения прибыльности активов по сланцевым месторождениям в США.

«Мы проводим сейчас анализ нашего бизнеса в области сланцев», — отметил глава компании Петер Возер.

Рост расходов, затраты на геологоразведку, неблагоприятное влияние валютных курсов и проблемы в Нигерии отрицательно повлияли на чистую прибыль.
http://www.vestifinance.ru/articles/30562

Eagle Ford Statistics


— — — —
Рост по сравнению с 2012 г. к концу 2013 может быть (линейная экстраполяция)
нефть — в 2.61 раза
конденсат — в 1.84 раза
газ — в 1.95 раза
разрешение на бурение — в 1.24 раза

Даже доходы, связанные с ростом цен на нефть во второй половине 2013, не смогли, видимо, покрыть убытки, связанные с низкими ценами на газ и конденсат.


http://www.eia.gov/naturalgas/monthly/

на фоне низких цен добыча в США стагнирует с начала 2012 г.


http://www.eia.gov/oil_gas/natural_gas/data_publications/eia914/eia914.html

— — — —
2012
Сланцевая формация Eagle Ford, Техас, США

www.eia.gov: Йемен

http://www.eia.gov/countries/cab.cfm?fips=YM