Архив меток: бурение неудача

foto-history: Пожар на нефтяной скважине под Самарой в 1955 году

Утром 27 ноября 1955 года жители села Киндяково, что под Самарой, а тогда она называлась Куйбышевым, были разбужены сильнейшим взрывом огненный столб пламени бил из земли в небо

Горящая нефтегазовая скважина у села Киндяково, 1955 год

Буровую №1 у села Киндяково заложили 7 октября 1955 года. Думали, что нефть залегает на глубине 2300 метров. Но 21 октября,когда бур дошёл до отметки в 1535 метров началось интенсивное выделение газов. А когда бур достиг отметки в 1577 метров случился прорыв нефти в ствол скважины. Все уже мечтали об орденах и премиях. Дисциплина упала. 24 ноября приочередно выбросе газа, к скважине была направлена пожарная машина для дежурства на объекте. Но начальнику нефтепромыслового управления В.В. Рехвиашвили не понравилось то, что пожарные потребовали убрать все разливы мазута около буровой, и он потребовал, чтобы пожарные не выёживались, а уехали. Поэтому 26 ноября пожарные вернулись на базу. До взрыва оставались сутки. Также Госкомиссия нашла многочисленные нарушения на буровой. Например глинистый раствор, который закачивали в скважину, имел гораздо меньшую плотность, поэтому грунт и не выдержал напора нефтяных газов.

«Министру внутренних дел РСФСР тов. Стаханову Н.П.

Строго секретно. Спецсообщение. Передать по «ВЧ».

В 8 часов 30 минут местного времени 27 ноября с.г. на буровой № 1 треста «Нефтеразведка» объединения «Куйбышевнефть» в Красноярском районе, в 2 километрах от деревни Киндяково, в результате прорыва газов произошел взрыв и пожар. Шесть рабочих бригады бурильщиков получили незначительные ожоги лица. Буровая со всем оборудованием сгорела. На устье скважины остались два превентера, на них лежит ротор и остался конец квадрата с вертлюком. Столб горящего газа и нефти имеет диаметр до 8 метров, высоту 45-60 метров.

27 ноября из Куйбышева на место пожара были высланы силы пожарных команд для ограничения распространения огня по поверхности земли и создания зоны безопасности для деревни Киндяково. На 30 ноября на месте пожара обстановка следующая. Изменений в характере горения, в размерах горящего столба газа и нефти, равно как и угрозы населенным пунктам нет. Из-за медлительности руководства объединения «Куйбышевнефть» в стягивании на место пожара землеройных и других механизмов, согласованные подготовительные мероприятия осуществляются крайне медленно… Необходимая пожарная автотехника, рукава, стволы, защитные приспособления в ВПО Куйбышева подготовлены. Организована тренировка выделенного на пожаротушение личного состава ВПО…

И.о. начальника управления МВД Куйбышевской области полковник Паутов.

30 ноября 1955 года».

Штаб пожаротушения у Киндяковской скважины, 1955 год

Приказ по Главку Миннефтепрома СССР от 29 декабря 1955 года: «Несмотря на появление значительного количества газа… буровой мастер т. Романов, начальник разведки т. Хоботько и специально присланный на разведку главный инженер конторы бурения т. Цапенко беспечно отнеслись к состоянию скважины. Главный инженер… не только не мобилизовал коллектив на принятие мер предосторожности и усиления контроля, а, наоборот, отпустил по домам начальника разведки, мастера буровой и лаборантку, следящую за качеством глинистого раствора, а также сам не появлялся на буровой с вечера 26 ноября и до начала аварийного выброса…

Расследование… показало низкое состояние трудовой дисциплины в Красноярской нефтеразведке. Мастер т. Романов допускал на работу бурильщиков в пьяном виде и сам неоднократно бывал пьян. К сигналам техника-лаборанта по глинистым растворам относился пренебрежительно. В оборудовании устья скважины допустил элементарные отступления от принятых норм…»

«…Вахтенный бурильщик т. Ямщиков допустил грубейшие нарушения правил бурения, оставив квадрат в интервале превентеров, чем исключил возможность использования противовыбросовой арматуры, допустил размораживание пневматического управления, тем самым во время выброса не обеспечив подъем инструмента и закрытие превентера. Одновременно с этим во время выброса проявил растерянность, в результате чего поздно были выключены дизели, что повлекло за собой взрыв и загорание фонтана…»

Запись оперативном журнале Куйбышевского УПО: «В 8 часов 22 минуты высланы: автоцистерна с боевым расчетом из Красного Яра (расстояние до буровой 8 км), 5 оперативных отделений, рукавный ход и автомобиль связи из Куйбышевского гарнизона. В 8 часов 30 минут дополнительно направлены 3 отделения из Ставрополя, из ОВПК «Куйбышевгидрострой» и «Ставропольнефть» (расстояние до буровой – 60 км). На буровую № 1 выехал начальник отдела службы и подготовки УПО подполковник Глубников В.М.»

Вокруг буровой вырыли два котлована для воды по 5000 кубометров каждый. Но надо было ещё расчистить устье скважины. И к этому привлекли артиллерийские подразделения Приволжского Военного округа.

Вот что вспоминает ветеран пожарной охраны, майор внутренней службы А.Д. Тамаров, который был участником тушения скважины: «Зима 1955-1956 годов с самого начала была многоснежной и суровой. Уже в ноябре ночные морозы доходили до 30 градусов, а как раз накануне аварии в течение нескольких дней шел густой снег. Поэтому перед тем, как направить из Куйбышева на место происшествия машины с личным составом, со специальной техникой и оборудованием, необходимыми для тушения сложного пожара, с помощью дорожной снегоочистительной техники в течение двух дней через сугробы прокладывалась магистраль длиной 57 километров, по которой и должна двигаться пожарная колонна.

Снега по обеим сторонам проложенной магистрали было так много, что колонна пожарных машин порой двигалась словно бы в тоннеле. Высокие нескончаемые холмы сплошного снега на некоторых участках полностью закрывали для водителей боковой обзор.

Но гораздо больше мне запомнилось другое зрелище. Наша колонна еще не добралась до Красного Яра, а высоко над горизонтом стало уже отчетливо видно ярко-рыжее зарево, постепенно растущее и закрывающее собой половину небо. Потом мы увидели, что по мере приближения к горящей буровой снежный покров заметно уменьшался, а в километре от ревущего фонтана из-под снега уже были видны замерзшие земляные кочки после осенней пахоты. К моменту нашего прибытия в радиусе километра от горящей скважины снеговой покров исчез почти полностью. Нас всех оглушил шум и гул бурлящего огненного фонтана, который нарастал по мере приближения к нему, причем в воздухе ощущалось заметное потепление. Когда же после 30-тиградусного мороза мы, наконец, вступили на теплую, а местами и вовсе горячую землю, то в некоторых местах заметили пробивающиеся наружу зеленые травинки. Такой оказалась сила теплового излучения, идущего со стороны пылающего нефтяного факела»

На месте пожара было сосредоточено 26 оперативных отделений пожарных из Куйбышева, по два оперативных отделения из «Куйбышевгидростроя» и «Ставропольнефти», а также три специальных пожарных подразделения. Пожар был разбит на четыре боевых участка, которыми командовали капитан Краснокутский, капитан Сакмаркин, старший лейтенант Лозинский и капитан Крутов.

6 октября в 16 часов из 10 лафетных и 18 ручных стволов начали подавать воду в горящую скважину. Но это не помогло. Бойцы пожарной охраны не могли подойти близко к ней, так как даже защитные костюмы с асбестовыми щитами и накидками не спасали. Это был реальный ад.

10 декабря предприняли ещё одну попытку тушения уже из 15 лафетных и 10 ручных стволов, а также из гидромониторов. Но снова неудачно.

И тогда к делу приступили взрывники. В начале декабря в Куйбышев прибыл автор взрывного метода ликвидации пожаров на газовых и газонефтяных месторождениях, старейший работник советской пожарной охраны, доктор технических наук, инженер-полковник Граздан Мушегович Мамиконянц. К 20 декабря утвердили разработанный им план пожаротушения. Была сформирована группа из 16 солдат и двух офицеров. Было подготовлено 8 лафетных стволов и 16 ручных стволов для охлаждения территории. 5 стволов поставили на вторую линию для защиты первой. Построили рельсовый путь к скважине. В 4.30 началась подготовка к взрыву, а в 5.45 Мамиконянц дал команду пожарным, которые покатили тележку с 320- килограммовым зарядом в огонь. За 50 метров пожарные нырнули в специально сделанный окоп, а тележка покатилась в огненный ад. Взрыв оторвал пламя от нефти, тут же ударили водой лафетные и ручные стволы.

Опять обратимся к воспомиинаниям А.Д.Тамарова: «Едва в предрассветном небе погасли последние сполохи пламени, как над местом тяжелого многодневного сражения с рвущимся из-под земли огненным зверем, перекрывая рев фонтанирующей нефти, раздалось мощное троекратное «Ура!». Это кричали сотни куйбышевских пожарных и рабочих объединения «Куйбышевнефть», которые приветствовали свою долгожданную победу над стихией.

Но когда погасло зарево и стих грохочущий гул огненного фонтана, жаркое лето, словно в сказке, в считанные минуты вдруг обернулось лютой зимой с тридцатиградусным морозом. Ледяной холод в мгновение ока накинулся и на склон примыкавшего к буровой оврага, по обеим сторонам которого за минувшие горячие недели успел появиться сплошной зеленый ковер густой травы. Уже через час-другой на месте этого летнего островка возвышались снежные сугробы, нанесенные непрекращающейся метелью.

А на бойцах пожарной службы сразу же после укрощения нефтяного пламени и возвращения зимы в считанные минуты обледенели и боевая одежда, и снаряжение. Из-за толстой ледяной корки многие огнеборцы без помощи своих товарищей не смогли даже переодеться. Кроме того, быстро стали смерзаться выкидные пожарные рукава. В результате смертельно уставшим пожарным, еще не пришедшим в себя после тяжелой бессонной работы в экстремальных условиях, нужно было в быстром темпе убирать многие километры брезентовых рукавов. С этой работой мы окончательно справились, лишь когда совсем рассвело. И тут продолжавшаяся несколько дней подряд метель неожиданно прекратилась, облака расступились, и на небосклон, будто в награду укротителям огненной стихии, впервые за все время нашей битвы с неистовым пламенем во всей своей красе вдруг соблаговолило выкатиться яркое солнышко»

Пожар бушевал 26 дней. Пожарных поощрили в приказах, а семь человек были награждены орденами и медалями: оперативные дежурные УПО Крутов и Сакмаркин, командиры отделений Ершов, Гуленко, Прокопов, Лычев, а также рядовой Родин.

Убыток от пожара составил 340000 рублей. Огромные, по тем временам, деньги.

Приказ по главку Миннефтепрома СССР: «»…за грубейшее нарушение технологической и трудовой дисциплины… снять с работы бурового мастера т. Романова, бурильщика т. Ямщикова и главного инженера конторы бурения т. Цапенко. Материалы об их преступной деятельности, связанные с аварией на буровой № 1, передать в следственные органы… Начальника Красноярской разведки т. Хоботько, за не обеспечение на разведке необходимой производственной и технологической дисциплины, с работы снять».

http://foto-history.livejournal.com/8641791.html

— — —
Комментарий в записи
— Некоторые моменты этой катастрофы были внесены в сценарий фильма «Влюбленные».
Интересный момент,что я из этого поста узнал пр рядового Родина…такую же фамилию носил главный герой фильма.

Пожар у села Киндяково https://fotki.yandex.ru/users/tushinetc/album/820129

Киндяково — село в Красноярском районе Самарской области https://ru.wikipedia.org/wiki/Киндяково

Реклама

rbc.ru: Санкции и российская нефтедобыча

10.09.2014
Норвежская нефтесервисная компания продает бизнес в России после санкций

Норвежская нефтесервисная компания Petroleum Geo-Services (PGS) выставила на продажу долю в своем российском СП «ПГС-Хазар», занимающемся сейсморазведкой на шельфе. Это произошло спустя меньше месяца после того, как Норвегия присоединилась к санкциям ЕС, запрещающим поставку в Россию оборудования для арктических, глубоководных и сланцевых нефтяных проектов. Но представитель PGS подчеркивает, что санкции не были «определяющим фактором» при решении о продаже компании.

PGS решила продать совместное предприятие «ПГС-Хазар», говорится в сообщении компании. Это делается в рамках сокращения затрат и инвестиций.

Представитель PGS Борд Стенберг и гендиректор и один из российских совладельцев «ПГС-Хазар» Владислав Долгов отказались уточнить детали сделки.

СП, выполняющее геофизические изыскания и полевые сейсморазведочные работы по технологиям 2D, 3D и 4С в Каспийском, Баренцевом, Черном, Азовском морях, было создано в 2006 году PGS вместе с российскими партнерами (Долговым, его заместителем по геофизике Владимиром Козловым и техническим директором Алексеем Зяблицевым), рассказал РБК источник, близкий к акционерам к «ПГС-Хазар». По его словам, среди клиентов компании ЛУКОЙЛ, «Роснефть», «Каспийская нефтяная компания» и азербайджанская Bahar Energy. Подрядчик также выполняет работы для «Южного потока», говорится на его сайте.

Норвежцы и российские партнеры получили в СП по 50%, но 40%, принадлежавших россиянам, заложены в PGS (в обмен на инвестиции), то есть на продажу фактически выставлены 90% «ПГС-Хазар», добавил собеседник РБК.

Источник, близкий к акционерам «ПГС-Хазар», рассказал, что поиском инвесторов занимается «Ренессанс Капитал». Это подтвердил РБК источник в PGS. Представитель инвестбанка отказался от комментариев.

По словам источника, близкого к акционерам «ПГС-Хазар», на подрядчика есть два претендента —нефтесервисные компании, один из которых — казахская «Данк» (сотрудник «Данка» сказал, что «были переговоры», но деталей не уточнил). Второй претендент (его название не раскрывается) предложил за 90% «несколько миллионов долларов», то есть всю компанию оценили менее, чем в $10 млн, сказал он. Одна из причин продажи доли норвежцами — санкции, предполагает собеседник РБК.

В конце июля США и ЕС наложили эмбарго на поставки в Россию некоторых видов оборудования, предназначенного для арктических, глубоководных и сланцевых нефтяных проектов. В середине августа к ним присоединилась Норвегия.

Это очень правдоподобная версия, считает директор Small Letters Виталий Крюков: из-за санкций западным компаниям сложно работать на шельфе и на сланцевых проектах в России.

Но Стенберг заявил Bloomberg, что санкции не были «определяющим фактором» при решении PGS продать долю в «ПГС-Хазар». «Это компания была не очень прибыльной для PGS, — утверждает он. — Это не основной бизнес с учетом нашего фокуса на 3D-сейсмику».

Источник, близкий к акционерам «ПГС-Хазар», сказал РБК, что санкции уже сказываются на бизнесе компании и необходимо думать над импортозамещением. У компании есть технологии геологоразведки, основанные на своих разработках, но они требуют значительных инвестиций, добавил он.
http://top.rbc.ru/economics/10/09/2014/948196.shtml

19.09.2014
Exxon и «Роснефть» остановили бурение на шельфе в Арктике из-за санкций

Exxon Mobile и «Роснефть» остановили разведочное бурение на морском шельфе в Карском море на скважине «Университетская-1» в связи с введенными против российских нефтяных компаний санкций ЕС и США, сообщает Bloomberg.

Совместному проекту Exxon Mobile и «Роснефть» – бурению на самой северной скважине России «Университетская-1» в Карском море – 9 августа 2014 года дал старт президент Владимир Путин из Сочи в режиме телемоста. Емкость месторождения оценивается в 9 млрд баррелей.

Европейские санкции, введенные 12 сентября, ограничили российским нефтяникам не только доступ к финансовым ресурсам, но и к технологиям и оборудованию для работы в Арктике, для глубоководного бурения и добычи сланцевой нефти. Одновременно с ЕС санкции ввели и США, причем с более жесткими формулировкаами, поэтому приостановка совместного бурения в Карском море ожидалась: после объявления о новых сакнциях у Exxon было две недели – до 26 сентября, – чтобы свернуть работу. Минфин США запретил американским фирмам предоставлять пяти российским компаниям, включая «Роснефть», любые товары, услуги (кроме финансовых) и технологии, если они будут использоваться в арктических, глубоководных или сланцевых проектах. В частности, больше нельзя оказывать буровые, геофизические, геологические, логистические и управленческие услуги.

Представители «Роснефти» прокомментировать ситуацию отказались. Но ранее, после второй волны экономических ограничений со стороны ЕС президент «Роснефти» Игорь Сечин заявлял, что решение о включении нефтяной компании в санкционный список является «необоснованным, субъективным и незаконным в силу отсутствия роли компании в кризисе на Украине». Чуть позже глава «Роснефти» обратился к правительству за финансовой помощью в размере 1,5 трлн руб. 10 сентября «Роснефть» сообщила, что государство готово помочь в условиях санкций, но пока не определилось как – деньгами из Фонда национального благосостояния или иными способами. «Мы получили положительный ответ, что нам окажут помощь», – сказал тогда РБК вице-президент «Роснефти» Михаил Леонтьев, ссылаясь на заявление премьера Дмитрия Медведева.

На момент публикации представитель Exxon не ответил на запрос РБК. Ранее спикер Exxon Дик Кейл рассказал Bloomberg, что компания «все еще изучает санкции и их последствия, однако будет выполнять все требования закона и правила». По информации агентства Reuters, министр природных ресурсов Сергей Донской подтвердил вероятность остановки бурения в Карском море. «Я получил информацию, что бурение, возможно, остановлено», – сказал он. При этом на вопрос журналистов, связано ли прекращение разведки на шельфе с санкциями ЕС и США, министр ответил, что с «высокой вероятностью» такая связь существует.

По мнению преподавателя технологии нефтегазодобычи и прикладной геофизики в Норвежском университете Сигбьерна Сангесланда, бурение остановлено заранее, до обозначенного в условиях санкций срока, чтобы обеспечить безопасное закрытие скважины – компании должны установить пробку и закрыть задвижку на скважине.

Новые санкции ЕС и США, направленные на нефтяные и газовые компании, в отличие от предыдущих ограничительных мер, приведут к финансовым потерям и для западных компаний. По оценкам замгендиректора по инвестициям компании «Универ капитал» Дмитрия Александрова, потери Exxon от новой волны санкций составят около $1,5-2 млрд. «Главный удар по российским компаниям от этих санкций – это упущенная выгода от недостатка кредитного финансирования, а также по поставкам высокотехнологичного оборудования для геологоразведки и бурения», – добавил эксперт.

Кроме того, от санкций, по информации Bloomberg, пострадают и другие западные компании, имеющие бизнес-интересы в России – Total, Statoil и BP.
http://top.rbc.ru/economics/19/09/2014/950107.shtml

19.09.2014
Алекперов предсказал трудности с добычей 25% российской нефти

Одним из главных рисков для российской нефтедобычи в связи с санкциями станет отсутствие отечественного оборудования для гидроразрыва пласта, заявил, по информации Интерфакс, глава ЛУКОЙЛа Вагит Алекперов.
Он уточнил, что с помощью этой технологии добывается четверть российской нефти.

«Вторая тема – 25% нефти сегодня добывается путем гидродинамических воздействий на пласт, это в основном гидроразрывы. Это агрегаты, которые не производятся практически нигде, кроме Соединенных Штатов… Они сегодня есть на территории России, они работают, но они постоянно требуют поддержки сервисной. То есть вот это сегодня самое тонкое место, которое может в первую очередь нанести ущерб нефтяной промышленности, потому что когда мы говорим о 125 млн тонн нефти, надо понимать, что эта нефть требует поддержки», – сказал Алекперов на встрече премьер-министра РФ Дмитрия Медведева с представителями крупного бизнеса в пятницу.

Алекперов призвал создать производство соответствующего оборудования на территории России.

Европейские и американские санкции третьей волны были введены 12 сентября 2014 года, причем американские санкции оказалиь гораздо жестче: они касаются нефтяных и газовых компаний, в том числе «Газпрома», ЛУКОЙЛа, «Транснефти», «Газпром нефти» и «Сургутнефтегаза». Компаниям ограничили не только доступ к финансовым ресурсам, но и технологиям, и оборудованию для работы в Арктике, для глубоководного бурения и добычи сланцевой нефти.

Как рассказал РБК директор аналитического агентства Small Letters Виталий Крюков, из текста о санкциях ЕС следует, что ограничения на оказание сервисных услуг не должны коснуться уже действующих контрактов, но юридически определить, что является таковым, не всегда возможно. Поэтому предсказать эффект от санкций в этом вопросе сложно, отмечает он. «В любом случае ограничения в сервисном секторе нанесут существенный удар», – заявил эксперт.

Через неделю после объявления о санкциях глава ЛУКОЙЛа заявил, что его компания намерена справляться с возможными последствиями от санкций своими силами и на помощь государства не рассчитывает. «Считаю, что сегодня государству есть куда расходовать бюджет. Надеюсь, это будет направлено на социальные нужды», – сказал Алекперов.

С американской стороны контролировать исполнение эмбарго на поставку оборудования и технологий будет Управление по контролю за иностранными активами (OFAC) – подразделение Минфина США, заведующее экономическими санкциями; оно же вправе выдать лицензию на передачу запрещенного оборудования в зависимости от конкретных обстоятельств. Еще одним контролирующим органом будет Бюро промышленности и безопасности (BIS) при Министерстве торговли США – ведомство, специализирующееся на экспортном контроле.

BIS добавило «Газпром», «Газпром нефть», ЛУКОЙЛ, «Сургутнефтегаз» и «Роснефть» в особый список компаний (Entity List), в отношении которых действует максимально строгий режим экспортного контроля. Ведомство будет отказывать в поставке этим компаниям любого нефтегазового оборудования, если поставщик знает, что оно будет использоваться для разведки или добычи нефти на глубинных морских участках, на шельфе Арктики или в сланцевых формациях.

23.09.2014
Исполнительный директор французской нефтегазовой компании Total Кристоф де Маржери заявил о том, что компания приостанавливает сотрудничество с ЛУКОЙЛом по совместной разработке месторождений в Западной Сибири из-за санкций в отношении России.

«Совместное предприятие с ЛУКОЙЛом однозначно приостановлено. Однако этот проект (по сути. — «Ъ») не был запущен, так что на Total это никак не отразится», — приводит Financial Times слова господина де Маржери.

Ранее сообщалось о том, что Total ведет переговоры с ЛУКОЙЛом о создании совместного предприятия (СП) для реализации совместных проектов по добыче нефти в России.
http://www.kommersant.ru/doc/2573340

Statoil откладывает разработку арктического проекта

Норвежская нефтяная компания Statoil во второй раз откладывает разработку арктического проекта после неудачных результатов серии бурений в норвежской части Баренцова моря, пишет Financial Times. Концерн уточнил, что решение по месторождению Йохан Кастберг (оценка запасов: 400-600 млн барр.) будет приниматься летом 2015г.

Глава производственного бизнеса Statoil в Норвегии Арне Сигве Нилунд отметил, что высокая разведывательная активность показала несколько разочаровывающие результаты. «Мы думали, что запасы должны были быть больше, чем они оказались», — сказал Нилунд.

Ранее арктический нефтяной бизнес оказался неудачным для Royal Dutch Shell и Cairn Energy, которые занимались месторождениями на Аляске и в Гренландии соответственно. Незамерзающее Баренцево море к северу от Норвегии более перспективно для нефтедобычи, которая вдвое сократилась в стране за последние десять лет. Statoil берет таймаут для подготовки технологического решения нефтедобычи, которая, в зависимости от согласования с партнерами — итальянской Eni и норвежской Petoro — может предусматривать также строительство трубопровода.
http://www.rbc.ru/rbcfreenews/20140630223904.shtml

— — — —
05 Март 2013 О юго-восточной части шельфа Баренцева моря http://iv-g.livejournal.com/847681.html
18 Февраль 2013 Норвегия: итоги 2012 года http://iv-g.livejournal.com/838476.html

24 Май 2012 theoildrum: Norwegian Crude Oil Reserves and Production as of 12/31/2011 http://iv-g.livejournal.com/677266.html
15 Сентябрь 2010 Сегодня Норвегия получит от России часть Баренцева моря http://iv-g.livejournal.com/291120.html
12 Июль 2010 Maps of Arctic-North Atlantic / Western Tethys http://iv-g.livejournal.com/197813.html
02 Июнь 2010 Геологическая карта Европы http://iv-g.livejournal.com/180371.html
24 Май 2010 Тектоническая карта Европы http://iv-g.livejournal.com/166583.html
22 Май 2010 Тектоническая карта Европы http://iv-g.livejournal.com/164209.html

i/ Есть очень большой соблазн протянуть геологические закономерности Норвежского моря далее на север к Баренцеву морю. Частично что-то протягивается. а частично нет, так как регион является окраинным.

ii/ Последние данные
http://npd.no/en/
http://npd.no/en/Topics/Resource-accounts-and—analysis/Temaartikler/Norwegian-shelf-in-numbers-maps-and-figures/
http://npd.no/en/Publications/


За 2013 г. весь прироcт в Undiscovered


Надеяться Undiscovered есть некоторые основания


В добыче газа нет ожиданий значимого роста


На 5 лет запасами обеспечены


Но пик добычи пройден

http://npd.no/en/Publications/Facts/Facts-2014/
http://npd.no/en/Publications/Resource-Reports/2014/

http://npd.no/en/Publications/Presentations/
http://npd.no/en/Publications/Presentations/The-shelf-in-2013/

forbes: 10 наиболее крупных открытий нефти и газа в 2013 году

Во всем мире не было открытий месторождений более 1 млрд. баррелей.

После оценки 400 разведочных скважин, пробуренных в прошлом году, грубая оценка дла, что промышленность обнаружила 20 миллиардов баррелей нефти в (и эквивалентное природного газа) в прошлом году, против мирового потребления 50 млрд баррелей.

Большие открытия, которые были сделаны, как правило, содержат больше природного газа, чем предполагалось. Газ менее желателен, чем нефть, потому что с ним труднее выйти на рынок (особенно, когда он обнаружен в отдаленных местах), и по энергоэквиваленту продается с большой скидкой к нефти.

1. Agulha/Coral gas discoveries offshore Mozambique by Eni — 700 million BOE each
(95.48 млн.т)

2. Lontra discovery in Angola by Cobalt International Energy (CIE) – 900 million BOE
(122.76 млн.т)

3. B14/B17 gas discoveries in Malaysia by Newfield Exploration (NFX) – 850 million BOE
(115.94 млн.т)

4. Ogo discovery in Nigeria by Afren / Lekoil — 775 million BOE
(105.71 млн.т)

5. Nene Marine discovery in Congo Brazzaville by Eni — 700 million BOE
(95.48 млн.т)

6. Tangawizi gas discovery offshore Tanzania by Statoil (STO) – 575 million BOE
(78.43 млн.т)

7. Coronado oil discovery in U.S. Gulf of Mexico by Chevron (CVX) – 550 million BOE
(75.02 млн.т)

8. Salamat gas discovery in Egypt’s East Nile Delta by BP – 500 million BOE
(68.2 млн.т)

9. Maximino oil discovery in Gulf of Mexico by Pemex – 500 million BOE.
(68.2 млн.т)

10. Bay du Nord discovery offshore eastern Canada by Statoil and Husky — 450 million BOE
(61.38 млн.т)
http://www.forbes.com/sites/christopherhelman/2014/01/08/the-10-biggest-oil-and-gas-discoveries-of-2013/

“Результативность” не радовала в 2013-м — например Tullow Energy пробурила 20 скважин, и все оказались сухие, а Tudor Pickring & Holt пробурила 25 скважин в районах с очень высокой вероятностью залегания запасов нефти, и результативными оказались только четыре.
http://aftershock.su/?q=node/205273
— — —
20 миллиардов баррелей нефти = 2.73 млрд.т
50 миллиардов баррелей нефти = 6.82 млрд.т

Все наиболее крупные открытия были сделаны на шельфе.

rbcdaily: Геологоразведочные проекты россйиских нефтяных компаний

07.08.2012
Вслед за ЛУКОЙЛом и «Газпромом» неудача в зарубежном проекте настигла «Газпром нефть». Компании не удалось обнаружить коммерческих запасов в первой пробуренной скважине в Мексиканском заливе кубинского шельфа. В последние годы международная экспансия российских компаний нередко оборачивается неудачей, но отдача по ним в случае успеха кратно выше, отмечают эксперты.

Российской нефтяной компании «Газпром нефть» не удалось обнаружить коммерчески выгодного месторождения углеводородов по результатам бурения разведочной скважины в Мексиканском заливе на шельфе Кубы, пишет Бизнес-ТАСС со ссылкой на пресс-релиз кубинской государственной нефтегазовой компании Cubapetroleo. Сообщается, что 31 июля «Газпром нефть» и компания PC Gulf («дочка» малайзийской Petronas) завершили бурение морской разведочной скважины Сatoche 1x на глубину 4,7 тыс. м с борта нефтяной платформы «Скарабео-9». Характеристики дна в районе бурения «не позволяют осуществлять отдачу значительных объемов нефти и газа, поэтому скважину нельзя квалифицировать как пригодную для коммерческой разработки».

«Газпром нефть» вошла в проект год назад. 29 июля 2011 года она совместно с Сubapetroleo и Petronas подписала дополнение к СРП по четырем блокам на шельфе Кубы, согласно которому российский партнер получил 30% в проекте, 70% остались у Petronas. Соглашение на ведение нефтяной разработки было подписано партнерами до 2037 года, а на добычу газа — до 2042 года.

«Сотрудничество с Petronas позволит нашей компании развить свои компетенции в сфере освоения морских глубоководных месторождений и расширить опыт участия в проектах за пределами России, где мы планируем добывать к 2020 году порядка 10% от нашего общего объема производства углеводородов», — говорил тогда предправления «Газпром нефти» Александр Дюков. Инвестиции в проект составили более 12 млн долл. (данные за 2011 год). Компания тогда еще заявляла, что по результатам бурения первой скважины Catoche-1 будет приниматься решение: начинать бурение второй оценочной скважины или переходить на другую. «Партнеры продолжают оценивать собранную в ходе бурения информацию и в последующие месяцы проведут трехмерную сейсмику самых перспективных секторов, обнаруженных в 2009 году», — говорится в сообщении кубинской компании.

Ранее государственная Cubapetroleo оценивала запасы нефти на шельфовых месторождениях страны в Мексиканском заливе более 20 млрд барр. Между тем, по данным Геологической службы США, речь может идти о 5 млрд барр. Дозвониться в Cubapetroleo не удалось, а представители «Газпром нефти» эту информацию не комментируют. Помимо Кубы компания реализует проекты в Ираке, Экваториальной Гвинее, Венесуэле, в Анголе, Румынии и Венгрии.

Зарубежные шельфовые проекты в геологоразведке априори чреваты более высокими рисками и расходами, чем российские проекты на суше, но и отдача по зарубежным проектам в случае успеха может быть кратно выше. Стоимость одной геологоразведочной скважины на глубоководном шельфе можно оценить в районе 100 млн долл. В этом году испанская Repsol уже пробурила сухую скважину в акватории Кубы, говорит аналитик ИФД «КапиталЪ» Виталий Крюков. Российским компаниям далеко не всегда достаются привлекательные проекты на шельфе, так как лакомые участки зачастую уже поделены международными компаниями, а порой российским компаниям не хватает и должной компетенции. Кроме того, они часто идут в политически выгодные проекты, а в итоге политическая выгода оборачивается прямыми экономическими убытками, заключил г-н Крюков.
http://www.rbcdaily.ru/2012/08/07/tek/562949984473007

06.08.2012
Потерпев неудачу с нефтепереработкой на украинском рынке, российские нефтяники решили заняться добычей газа в соседнем государстве. ЛУКОЙЛ подал заявку на разработку Скиф­ской площади на украинском шельфе Черного моря. На проект, реализуемый на условиях соглашения о разделе продукции (СРП), также претендует консорциум в составе ExxonMobil, Shell, Petron и НАК «Надра Украины». Освоение шельфовых запасов газа, по мысли украинских властей, может снизить зависимость от поставок из России. Но доля добычи на Скифской площади, по предварительным оценкам, не составит и десятой части потребностей страны — 3—4 млрд куб. м против 50 млрд.

LUKOIL Overseas Ukraine B.V. («дочка» крупнейшей российской частной нефтяной компании) подал заявку на участие в конкурсе на право разработки Скиф­ской площади на украинском шельфе Черного моря, сообщил в пятницу представитель государственной службы гео­логии и недр соседнего государства Эдуард Ставицкий. Вторым претендентом оказался международный консорциум, в который вошли ExxonMobil, Shell, Petron («дочка» OMV) и НАК «Надра Украины». Страна выставила на конкурс два участка, однако на менее перспективную Форосскую площадь претендентов не нашлось. Представитель ЛУКОЙЛа вчера не стал комментировать подачу заявки на разработку украинского шельфа.

Разработка Скифского участка планируется на условиях СРП. Государство рассчитывает получать четверть прибыльной продукции, доля инвестора максимум составит 70%. На этапе доразведки инвестиции должны быть порядка 200 млн долл. по обоим участкам. Суммарные вложения в Скифскую площадь ранее оценивались в 10—12 млрд долл., что позволит ежегодно добывать 3—4 млрд куб. м газа. Запасы предварительно оценены в 35 млрд куб. м и 25—60 млн т нефти. При этом по газу они могут увеличиться до 150—200 млрд куб. м. СРП предполагается заключить на 50 лет, решение по победителю власти Украины пообещали принять в течение месяца.

Российские нефтяники достаточно активно заходили на украинский нефтеперерабатывающий и розничные рынки. Ранее ЛУКОЙЛ купил Одесский НПЗ, а ТНК-ВР — Лисичанский НПЗ. Однако инвестиции не оправдали себя. Из-за особенностей налогового законодательства производство оказалось нерентабельным — нефтепродукты выгоднее привозить из соседней Белоруссии. ЛУКОЙЛ остановил Одесский завод около двух лет назад, на днях появилась информация, что ТНК-ВР ведет переговоры о продаже Лисичанского НПЗ, одним из претендентов на него является украинский олигарх, один из совладельцев RosUkrEnergo Дмитрий Фирташ.

Впрочем, как выяснилось, неудачи в нефтепереработке не отбили интерес к Украине у российских нефтяников, которые теперь готовы заняться добычей. Для ЛУКОЙЛа это скорее имиджевый проект — компания хочет показать, что она готова работать на шельфовых месторождениях, полагает генеральный директор Фонда национальной энергетической безопасности Константин Симонов. Отчасти это может помочь ему преуспеть в переговорах с российскими властями, которые пока не допускают частные компании до добычи на российском шельфе. Однако госкомпании в ответ могут выдвинуть аргумент, что сложность добычи в Черном море несопоставима с работами на арктическом шельфе по климатическим условиям.

Впрочем, пока точной оценки запасов Скифской площади нет, в случае победы ЛУКОЙЛу еще предстоит проводить доразведку в условиях сложной структуры дна. Кроме того, при работе в курортном регионе разработчику гарантировано пристальное внимание экологов, добавляет г-н Симонов. Он сомневается в перспективах проекта: власти Украины неоднократно декларировали различные мегапроекты, но они так и не были реализованы. На Украине есть потенциал для отказа от российских энергоресурсов, но он связан не с шельфом, а в первую очередь с угольным метаном, говорит Константин Симонов. Избавление от газовой зависимости от России эксперты оценивали в 10 млрд долл. ежегодных инвестиций, но власти и местные предприниматели не готовы идти на такие траты, добавляет он.
http://www.rbcdaily.ru/2012/08/06/tek/562949984465413

06.08.2012
Предприниматель Михаил Гуцериев расширяет географию бизнеса «РуссНефти»: компания объявила о намерении вести разработку алжирских месторождений. Аналитики отмечают, что работа в Африке сопряжена с высокими рисками.

«РуссНефть» получила сертификат Министерства энергетики и горнодобывающей промышленности Алжира на право ведения поисковой и разведочной деятельности в статусе «оператор-инвестор» на суше, говорится в пресс-релизе компании. Получение этого сертификата определяет «широкое участие» «РуссНефти» в перспективных нефтегазовых проектах Алжира, отмечается в сообщении. О каких проектах идет речь, не указывается. Компания уже владеет двумя международными проектами в Азербайджане (блок Падар) и Мавритании (оценочные запасы порядка 3 млн т).

Основанная Михаилом Гуцериевым «РуссНефть» известна не только своей высокой динамикой развития (по данным ЦДУ ТЭК, за полгода прирост добычи составил 4,7%), но и огромным долгом почти в 5 млрд долл. В июне на совете директоров «РуссНефть» утвердила стратегию развития с объемом инвестиций не более 500 млн долл. в год. «2017 год — выплата всех долгов в ноль, добыча — 18 млн т нефти в год, объем инвестиций — минимальный», — говорил журналистам глава компании Михаил Гуцериев. За два года компании удалось сократить долг на 1,6 млрд долл., до конца года планируется довести его до 4,3 млрд долл. Как сказал г-н Гуцериев, стратегией компании не предусмотрена покупка новых активов: «Нет финансовых возможностей покупать активы до 2015 года». Однако она предполагает активное участие в развитии мировых сырьевых рынков.
«РуссНефть» не раскрывает подробностей инвестиций в алжирские месторождения, однако источник, близкий к компании, отметил, что уже только попасть в алжирскую квалификацию — большое дело для компании. «Сейчас мы уже имеем доступ и право участвовать в различного рода мероприятиях по их проектам», — говорит собеседник РБК daily.

Интерес к недрам Африки у Михаила Гуцериева появился, когда он еще был главой «Слав­нефти». В 2001 году было подписано соглашение с Суданом о добыче нефти на условиях СРП на блоке №9, запасы которого составляли несколько десятков мил­лионов тонн. Через год суданское правительство аннулировало соглашение, мотивируя это тем, что российская компания так и не приступила к работам. Но г-н Гуцериев не оставил надежд на регион. После того как была сформирована новая компания «РуссНефть» и он ее возглавил, в 2005 году бизнесмен обещал, что компания получит статус международного игрока. Позже компания Гуцериева приобрела два нефтегазовых участка в Мавритании и один блок в Азербайджане. Однако через два года ему пришлось покинуть Россию (из-за уголовных дел и налоговых претензий). Только в 2009 году Михаил Гуцериев смог вернуться, но ему пришлось продать 49% акций АФК «Система».

«РуссНефть» не упускает возможности приобретать перспективные активы и в России. Две недели назад она приобрела у ТНК-ВР 100% акций «Новосибирскнефтегаза» и 71,09% «Северноенефтегаза», говорит аналитик ИК «Тройка Диалог» Валерий Нестеров. Покупка оценивается до 500 млн долл. Однако к зарубежным проектам нужно относиться аккуратнее, считает г-н Нестеров. В отличие от российских они несут в себе высокие риски. Март 2010 года, например, оказался неудачным для российского ЛУКОЙЛа. Две скважины, пробуренные нефтяниками на шельфе Ганы, оказались пустыми. И все же Алжир менее рискованная страна про сравнению с Ливией или Сирией, заключает эксперт.
Из российских компаний в Алжире активнее всего сейчас представлен «Газпром». Он реализует проект El Assel (запасы около 30 млн т нефти) в партнерстве с алжирской госкомпанией Sonatrach (контрольный пакет). На блоке пробурены уже четыре скважины и получены первые притоки нефти и газа. «Роснефть-Стройтрансгаз Лимитед», управляемая «Роснефтью» и «Стройтрансгазом», также ведет разведочное бурение в республике совместно с Sonatrach.
http://www.rbcdaily.ru/2012/08/06/tek/562949984465412

www.eia.gov: US Crude Oil and Natural Gas Exploratory and Development Wells

http://www.eia.gov/dnav/pet/pet_crd_wellend_s1_a.htm

— — — — — — — — — — —
Четко прослеживаются циклы Кузнеца: продолжительность примерно 15-25 лет.

Кузнец связывал эти волны с демографическими процессами, в частности, притоком иммигрантов и строительными изменениями, поэтому он назвал их «демографическими» или «строительными» циклами.
В настоящее время рядом авторов ритмы Кузнеца рассматриваются в качестве технологических, инфраструктурных циклов. В рамках этих циклов происходит массовое обновление основных технологий.

eia.gov: US Average Depth of Crude Oil and Natural Gas Wells

1 фут = 0.305 м
Для всех диаграмм последний год = 2008

Total Exploratory and Development Wells, Exploratory Wells, Development Wells

Exploratory and Development Wells

Exploratory Wells

Development Wells

http://www.eia.gov/dnav/pet/pet_crd_welldep_s1_a.htm
— — — — — — — — — — — — — — — — — — —

Первая диаграмма
Глубины разведочных (Exploratory, коричневый) скважин закономерно больше глубин эксплуатационных (Development, синий) скважин. Где-то до 1995 формы кривых схожи, после 1995 изменяются в противофазе. С 2003 г. уменьшение глубин разведочных скважин.
К 2008 г. средние глубины разведочных и эксплуатационных скважин сближаются = 6000 футов = 1830 м. 1994-1998 годы предыдущего максимума эксплуатационных глубин.

Вторая диаграмма. Разведочные и эксплуатационные скважины
Глубины нефтяных (коричневый) скважин закономерно больше глубин газовых (желтый) скважин.
График глубины газовых (желтый) скважин имеет три максимума: 1966-1972, 1991-1999, 2005-2008 гг.
График глубины нефтяных (коричневый) скважин имеет два максимума: 1968-1973, 1992-1998 гг.
График глубины сухих скважин (синий) до 1990 г. повторяет график для нефтяных скважин.

2007-2008 гг. глубины газовых скважин на исторических максимумах = 6500 футов = 1982.5 м.
В 1990-е г. средние глубины нефтяных скважин увеличились по сравнению с 1980-ми на 1000 футов = 305 м. Для глубин газовых скважин устойчивой тенденции нет, а есть в 1990-е и 2000-е есть два периода углубления на 1000 футов.

Третья диаграмма. Разведочные скважины
До 1990 г. средняя глубина трех типов скважин (коричневый) определяется нефтяными (синий) скважинами.
С 1990 г. средняя глубина нефтяных скважин увеличилась на 2000 футов.
С 1993 г. средняя глубина разведочных газовых (желтый) скважин стабильно меньше глубины нефтяных скважин, это наиболее четко прослеживается с 2002 г.
Наибольшие глубины разведочных газовых скважин в 1964-1972 гг.
С 1995 г. средние глубины сухих (зеленый) скважин больше коррелируют с глубинами газовых скважин (желтый) .

Четвертая диаграмма. Эксплуатационные скважины
До 2000 г. графики средних глубин нефтяных (желтый) и газовых (зеленый) эксплуатационных скважин идут синфазно, затем увеличение глубины газовых скважин на 1500 футов = 457.5 м. Для глубюн газовых скважин отмечается цикличность с 1990 г., что почти не выражено для нефтяных скважин.

По всем диаграммам.
Близкое поведение графиков для нефтяных и газовых скважин до 1995 г.
С 2000 г. уменьшение глубины разведочных скважин на газ и значительное увеличение глубины эксплуатационных газовых скважин.

Польша, геология, газ, газ сланцевый

Государственное устройство Польши (министерства)

Министерство окружающей среды Польши
Отдел геологии
Геологическая карта
— —

The Polish Geological Institute-National Research Institute

Годовые отчеты Польского геологического института

Geological Museum

виртуальная экскурсия

On-line books

9 Февраля 2011
Польский Геологический институт объясняет, что на данном этапе исследования, будущая рентабельность производства сланцевого газа не может быть предсказана в любом случае. Любые спекуляции по этому вопросу крайне преждевременны.

Ссылаясь на информацию распространяется через СМИ, что производство сланцевого газа в Польше будет убыточным, польский геологический институт заявляет, что он не имеет никакого экономического анализа по рентабельности добычи нетрадиционного газа. Мнение о нерентабельности такой продукции, представленное в прессе, является преждевременным. Геологические параметры месторождений сланцевого газа до сих пор неизвестны. Нам нужны многолетние исследования и ntcns добычи. Следует отметить, что в геологической оценке экономических параметров, влияющих на рентабельность производства (в том числе рыночные цены и стоимость бурения газовых скважин) постоянно меняются. Поэтому мы считаем, что на данном этапе исследований мы не можем утверждать, в любом случае будет ли будущее производство выгодно или нет. В настоящее время ведется анализ геологических данных, полученных в при первом пробном бурении, а также специалисты из польского геологического института совместно со специалистами Геологической службы США проводят работы по оценке запасов в Польше с использованием современных статистических и геологических методов. Оценка потенциальных запасов в Померании будет готова в апреле 2011 года. К концу этого года, запасы со всей Польши будут оценены.
— —
19.09.2011
У Польши есть план по реформированию своей энергетической системы, которая в настоящее время чрезмерно зависит от угля и российского газа. В частности, строится терминал по приему СПГ в Свиноусьце, основным поставщиком будет Катар. Также Польша планирует расширить емкость своих ПХГ — в настоящее время там может храниться порядка 12% годового потребления газа, а в будущем эту цифру планируют довести до 20%. Кроме планов по добыче сланцевого газа, Польша построит, с помощью ЕС, газовые и электрические интеконнекторы с Чехий (в частности, это газопровод «Моравия»), Словакией и странами Балтии. Помимо этого, Польша планирует построить АЭС Жарновец. Доля возобновляемых энергетических ресурсов в энергетическом коктейле Польши сейчас составляет 7,1%, к 2020 г власти планируют довести эту цифру до 16,8%.Что касается природного газа, то в настоящее время в Польше из него вырабатывается порядка 2% электроэнергии (для сравнения, в России этот показатель составляет 53%, а в целом в мире – порядка 24%). К 2020 г вклад газовых электростанций в общую выработку электроэнергии Польши планируют довести до 5%.

Несколько дней назад британская компания 3Legs Resources сообщила, что получила приток газа из скважины Lebien LE-2H, пробуренной в Поморском воеводстве. Для того, чтобы получить приток, предприятие проводило гидроразрывы – те самые, вокруг которых ломают копья экологи. В настоящее время компания изучает параметры притока газа для того, чтобы оценить объемы запасов и возможности его коммерческой добычи. Деятельность компании 3Legs Resources финансирует фирма Conoco Phillips в обмен на 70% газа, который будет добыт в дальнейшем. В настоящее время 3Legs Resources продолжает работы и на скважине Warblino LE-1H, расположенной в 25 км от Lebien LE-2H. Планируется бурение и других скважин.

Напомню, первая скважина сланцевого газа Markowola-1 была пробурена компанией PGNiG в 80 км от Варшавы. Результаты были, как сообщается, «не очень вдохновляющими». Второй скважиной, пробуренной в Польше с целью добычи сланцевого газа компанией LNG Energy, стала скважина Lebork S-1 глубиной 3590 м в концессии Slupsk. Стоимость скважины составила 5,6 млн долл. Полученный газ состоял преимущественно из метана. В проекте принимала участие компания Schlumberger. Кроме Lebork S-1 компания также пробурила скважину Wytowno S-1.

В скважине Trzek-3, пробуренной компанией Aurelian Oil & Gas в формации Siekierki Tight Gas площадью 150 км кв неподалеку от города Познань, получен приток газа в два-четыре раза меньший, чем ожидалось. Также там оказалось слишком много воды. Тем не менее, скважина будет эксплуатироваться до конца сентября 2011 г. В настоящее время руководство компании осмысливает эти «разочаровывающие новости» и пытается понять, почему в скважине газа так мало, а воды так много. Несмотря на меньший, чем ожидалось, приток, компания изучает возможности продажи газа из скважины Trzek-3, а также скважин Trzek-1 и Trzek-2, пробуренных ранее. К слову Trzek-2 показала вполне приличный приток газа.

Помимо этого, компаия FX Energy начала бурение скважины Kutno-2 в сланцевой концессии Kutno (см карту к статье, изображение взято с сайта http://www.energy-pedia.com). Ее глубина достигнет 6500 м. Результаты ожидаются в период от восьми до девяти месяцев. Концессией владеют компании FX Energy и PGNiG в равных долях. Скважина Plawce-2, пробуренная компаниями в формации Fences, тем временем достигла глубины 4200 м, и демонстрирует приток газа. Объемы газа и его качество в настоящее время анализируются. Ожидается, что после анализа данных, скважина будет пробурена еще глубже – для того, чтобы определить, не содержится ли в месторождении вода. FX Energy также проводит бурение скважины Machnatka-2 глубиной 4070 м, расположенной в Южно-Варшавской концессии.
http://www.trubagaz.ru/issue-of-the-day/slantsevyjj-gaz-v-polshe-djuzhina-skvazhin/

wikipedia.org: Shale gas by country

Energy Information Administration, «World Shale Gas Resources: An Initial Assessment of 14 Regions Outside the United States»

Raportu PIG : Poland may have almost 2 sześc bln m. gas shales
http://gazlupkowy.pl/wp-content/uploads/2012/03/raportEN.pdf

Assessment of shale gas and shale oil resources of the lower paleozoic Baltic-Podlasie-Lublin basin in Poland
(pdf, 29 page)

Реферат доклада

The Report is completed by Polish Geological Institute – National Research Institute (PGI),
acting as a geological survey of Poland. It is a result of research conducted from October
2010 to February 2012. PGI acknowledges support of the U.S. Geological Survey, in
particular training on shale gas resources assessment and common analysis of data from
the Baltic – Podlasie – Lublin Basin. For the USGS the cooperation with PGI is a part of
USGS global shale gas resources assessment, which covers also Poland.

Scope and lateral extend of the research
The Report is an attempt to estimate technically recoverable shale gas and shale oil
resources for the Lower Paleozoic shale formation in the Baltic –Podlasie – Lublin Basin in
Poland. The studied area extends form the Baltic offshore north of Słupsk and Wejherowo
towns to the area of Hrubieszów and Tomaszów Lubelski towns, and covers some 65.000
km2. The Report does not cover conventional hydrocarbon resources of Poland, as well as
other unconventional resources, such as tight gas or Coal Bed Methane. Other
perspective regions of Poland, i.e. Lowers Silesia or Wielkopolska, are also not included.

Data and methodology
The current report might be regarded as a base line for further reevaluations and is based
only on archive data collected for 39 key wells throughout years 1950-1990. As a new data
from shale gas/oil exploration wells, drilled since 2010, will become available, the
assessment shall be verified and new reports shall be issued every 2 years.
For recoverable shale gas/oil resources assessment a broad range of geological,
geochemical, geophysical and geomechanical data is required. For the analyzed basin
some of key data are still not available. This refers to such data as porosity and
permeability of shale reservoir, gas composition, reservoir pressure or initial production.
For this reason the assessment is based partly on assumptions from the analogue basins,
resulting with increase of the result’s error bars. As the analogues for the Baltic – Podlasie
– Lublin Basin data from some of the US with well understood field characteristics were
used.

In this Report the recoverable resources were estimated with application of average
Estimated Ultimate Recovery (EUR) for individual well, and average well drainage
acreage, both adopted from US analogues. To qualify an individual archive well from the
Baltic – Podlasie — Lublin Basin into acreage for which resources were calculated a criteria
of net thickness at least of 15 m of shale formation with TOC at least 2 % wt was used,
according to USGS procedures.

Alternative scenarios
The key parameters of the assessment do not have a unique value and were adopted for
the calculation in a few alternative scenarios. As a result a range of resources estimation
results were revealed.
The error bars of the analysis might be systematically limited once new data from the
exploration wells, conducted by the concession holders on all the basin, will become
available.

Новости ЛУКОЙЛА

05.10.2010
Начиная с 2006 года, ЛУКОЙЛ реализует в Гане проект по разведке, оценке, разработке и добыче углеводородов на глубоководном блоке Cape Three Points Deep Water в акватории Гвинейского залива. В феврале текущего года на блоке в результате бурения первой разведочной скважины на структуре Дзата открыто крупное месторождение углеводородов. Накопленные инвестиции по проекту составили около 200 млн. долларов, еще столько же планируется инвестировать в ближайшие 2 года. В настоящее время ведется интерпретация сейсмических данных и подготовка программы оценки, предусматривающей бурение в 2011-2012 годах разведочных и оценочных скважин на ряде структур блока CTPDW, включая Дзату. Глубина всех скважин — около 1900 м.
http://lenta.ru/news2/2010/10/05/gana/

28.11.2011
По итогам девяти месяцев ЛУКОЙЛ показал рекордный в своей истории денежный поток — более 7 млрд долл. Впрочем, существенного увеличения дивидендов ждать не стоит: значительный объем средств компания направит на реализацию наиболее перспективных проектов в сегменте upstream.

По итогам девяти месяцев этого года ЛУКОЙЛ увеличил свободный денежный поток до 7,712 млрд долл., обогнав все остальные российские нефтяные компании. Такие данные содержатся в материалах к финансовой отчетности компании по US GAAP за девять месяцев. По словам вице-президента ЛУКОЙЛа Леонида Федуна, эти деньги компания может использовать для увеличения инвестиций в наиболее перспективные сферы своей деятельности, в частности в сегменте «Разведка и добыча».

Ранее в интервью Reuters г-н Федун отмечал, что новая стратегия компании подразумевает переориентацию с накопления денежных средств на инвестиции в новые проекты и наращивание добычи.

По итогам девяти месяцев компания уже существенно нарастила капвложения в сегмент upstream: они выросли на 30%, до 4,5 млрд долл. Общий объем капзатрат увеличился до 5,6 млрд долл., что на 20% превышает показатель за аналогичный период 2010 года. В следующем году капитальные затраты ЛУКОЙЛа могут превысить 8 млрд долл., сообщил Леонид Федун в ходе телеконференции, отметив, однако, что окончательный бюджет еще не утвержден. Только в проект «Западная Курна-2» в 2012—2013 годах будет направлено около 4,5 млрд долл.

При этом активное инвестирование в добычные проекты может означать, что в ближайшие годы вряд ли стоит ожидать существенного увеличения дивидендов компании. По итогам этого года дивиденды ЛУКОЙЛа вырастут и будут не ниже 15% от прибыли, отметил вице-президент компании. «Будут ли они больше 15%, этого я пока сказать не могу», — сказал он, отметив, что компании предстоят значительные инвестиции в ближайшие три года.

По мнению аналитика UBS Константина Черепанова, капитальные затраты только в сегменте upstream в 2012 году составят около 9 млрд долл., в этом году этот показатель достигнет 6,6 млрд долл. При этом свободный денежный поток по итогам года достигнет рекордные 9,2 млрд долл., однако в следующих годах поток будет снижаться за счет увеличения капвложений. «В то же время после 2014—2015 годов наступит период относительно умеренных вложений, и свободный денежный поток вернется на достаточно высокий уровень», — заключает эксперт.
http://www.rbcdaily.ru/2011/11/28/tek/562949982152218

26.11.2011
Комментируя отрицательные результаты бурения скважин на участках в Гане и Кот-д’Ивуаре, Л.Федун сказал, что в компании, конечно, расстроены, но в целом испытывают оптимизм.
По его словам, в Гане проблема связана с проницаемостью коллекторов. Так, первая скважина показала хорошую проницаемость, и компания поставила на баланс 136 млн баррелей запасов. «Вторая — удовлетворительные, третья — можно сказать, сухая. Собственно говоря, мы ее списываем»,- сказал Л.Федун.
«По Гане нам предстоит бурение еще одной скважины, чтобы понять, насколько можно коммерциализировать запасы, поскольку там порядка 8 структур», — отметил он, добавив, что может быть пробурена и еще одна скважина.
Говоря о перспективах бурения в Кот-д’Ивуаре, Л.Федун сказал, что первая скважина там показала, что есть углеводороды, вторая — что есть обширные по площади запасы углеводородов.
Кроме того, в Западной Африке до конца 2011 года «ЛУКОЙЛ» планирует закончить бурение еще двух скважин, отметил вице-президент НК. В 2012 году может быть пробурено от 2 до 4 скважин, не считая проекта в Сьерра-Леоне.
В беседе с журналистами Л.Федун отметил, что через 2-3 недели ожидаются результаты бурения на структуре Independent в Кот-д’Ивуаре. По его словам, при бурении были обнаружены газонасыщенные пески. «Понять, будет ли это газ, потребуется некоторое время», — цитирует его Финмаркет.
Несмотря на результаты бурения в Западной Африке, Л.Федун резюмировал: «Не вижу причин сворачиваться».
http://www.angi.ru/news.shtml?oid=2782474

25.11.2011
ЛУКОЙЛ в третьем квартале списал 161 миллион долларов расходов по бурению двух разведочных скважин в Гане, говорится в материалах компании. «В первом полугодии 2011 года были списаны расходы по сухой скважине в Республике Коми в РФ в сумме 28 миллионов долларов, а также 17 миллионов долларов, относящиеся к сухой скважине в Казахстане, а в третьем квартале 2011 года были списаны расходы по бурению двух разведочных скважин в Гане в сумме 161 миллиона долларов», — говорится в документе.

Ранее представители ЛУКОЙЛа сообщали, что бурение на структурах Дзата (Dzata) и Чита (Chita) глубоководного блока Cape Three Points Deep Water (CTPDW) в Гане не выявило промышленных запасов углеводородов. В материалах отмечается, что по сравнению с аналогичным периодом прошлого года в третьем квартале 2011 года общая сумма затрат на геологоразведочные работы увеличилась на 167 миллионов долларов, или почти в семь раз, а за девять месяцев 2011 года — на 134 миллиона долларов, или на 76,6%. Затраты по списанию сухих скважин в третьем квартале 2011 года достигли 165 миллионов долларов, а за девять месяцев 2011 года — 215 миллионов долларов. В третьем квартале и за девять месяцев 2010 года затраты по списанию сухих скважин составили 3 миллиона долларов и 97 миллионов долларов соответственно.
http://ria.ru/company/20111125/497672922.html

25.11.2011
ЛУКОЙЛ открыл новое крупное месторождение в Республике Коми, сообщил журналистам вице-президент компании Леонид Федун. По его словам, в рамках бурения компания получила приток в 5 тысяч баррелей в сутки на Восточно-Ланбешорском месторождении в республике. Федун отметил, что такой приток позволяет говорить о запасах в размере 150-200 миллионов баррелей.

Вице-президент отметил, что 2011 год станет последним для ЛУКОЙЛа годом с падающей добычей, уже с 2012 года добыча начнет расти. Он добавил, что уже в текущем году компании удалось остановить падение добычи в Западной Сибири. Ранее Федун отмечал, что ЛУКОЙЛ в 2012 году может немного нарастить добычу нефти по сравнению с 2011 годом, добыв чуть выше 92 миллионов тонн.

В начале октября вице-президент сообщал, что ЛУКОЙЛ в 2011 году может сократить добычу нефти до 92 миллионов тонн с прошлогодних 96 миллионов тонн из-за падения добычи на Южно-Хыльчуюском месторождении в Коми.
http://ria.ru/company/20111125/497892478.html

21.11.2011
К 2020 году ЛУКОЙЛ увеличит добычу газа до 70 млрд куб. м с 18 млрд куб. м в прошлом году. Такой показатель предусматривает новая стратегия развития компании, которую совет директоров должен утвердить 1 декабря. Впрочем, по мнению аналитиков, пока рано судить о том, насколько выполнимы эти планы: большинство газовых проектов находится на начальном этапе разработки.

ЛУКОЙЛ планирует добывать к 2020 году порядка 60—70 млрд куб. м газа в год. Об этом сообщил в пятницу вице-президент компании Леонид Федун, передает РБК. По его словам, в соответствии с новой стратегией развития на ближайшие десять лет доля газа в общей добыче компании увеличится втрое. Ранее президент компании Вагит Алекперов сообщал, что через десять лет ЛУКОЙЛ нарастит добычу газа более чем до 40 млрд куб. м, инвестировав в это 12 млрд долл.

В числе основных регионов, за счет которых ЛУКОЙЛ планирует наращивать добычу газа, Ямал, Узбекистан, Каспий и Саудовская Аравия, отметил вице-президент компании. Среди них наибольший прирост, как ожидается, должны обеспечить месторождения в Узбекистане, где ЛУКОЙЛ разрабатывает проекты «Кандым — Хаузак — Шады», «Кунград» и «Юго-Западный Гиссар». Как сообщал ранее Леонид Федун, в перспективе добыча газа на этих проектах может достигнуть 16—19 млрд куб. м в год. В прошлом году на проекте «Кандым — Хаузак — Шады» было добыто 2,7 млрд куб. м газа, на месторождении Юго-Западный Гиссар добыча пока не ведется. В Саудовской Аравии ЛУКОЙЛ совместно с Saudi Aramco занимается разработкой блока А, который пока находится на этапе геологоразведки.

В России основной рост добычи газа должны обеспечить месторождения Большехетской впадины (Ямало-Ненецкий автономный округ), на которые приходится 51% доказанных запасов газа ЛУКОЙЛа. С выходом на проектную добычу всех месторождений суммарная добыча газа в этом регионе составит 20 млрд куб. м. Запуск Пякяхинского месторождения запланирован на 2013 год, Южно-Мессояхского и Хальмерпаютинского месторождений — на 2019 и 2020 годы соответственно.

По мнению аналитика Газпромбанка Александра Назарова, стратегия по наращиванию добычи газа несет в себе определенные риски, поскольку для газа труднее найти рынки сбыта, чем для нефти. «Кроме того, в настоящее время большинство проектов, за счет которых ЛУКОЙЛ планирует увеличивать добычу газа, находится на нулевой или начальной стадии разработки, поэтому оценивать планы компании пока преждевременно», — заключает эксперт.
http://www.rbcdaily.ru/2011/11/21/tek/562949982095422

— — — — — — — —
28.11.2011
РУСАЛу предъявили претензии в Нигерии
http://www.urm.ru/ru/news.27-article4670-act.info.html

BP Statistical Review: The oil industry in 1951

http://www.bp.com/sectiongenericarticle800.do?categoryId=9037130&contentId=7068669

http://www.bp.com/liveassets/bp_internet/globalbp/globalbp_uk_english/reports_and_publications/statistical_energy_review_2011/STAGING/local_assets/pdf/Statistical_Review_1951.pdf

Каспийская нефть: планы и реальность

Насколько высоки запасы нефти на Каспии? Планировалось, что в 2010 году будет добываться около 300 млн тонн нефти, 240 млрд куб. м газа. В реальности добыто около 150 млн тонн нефти и 120 млрд куб. м газа.

Нефть на Каспии есть, но некоторые проекты оказались неудачными. Журнал «Нефть и Капитал» составил список проектов, при реализации которых не удалось добиться поставленных целей.

http://neftianka.livejournal.com/133620.html