Архив меток: Волго-Урал

Книга «Нефтяная промышленность СССР в годы Великой Отечественной войны», 1985

за годы войны в СССР добыто 110,7 млн. т нефти, а поставки США составили всего 2,6 млн. т.1
Читать далее

rus-map.ru: Карта нефтегазоносности Самарской области


1833х2460
http://rus-map.ru/940187.html

rus-map.ru: Карта нефтегазоносности Оренбургской области


4030х2770
http://rus-map.ru/940037.html

eia.gov: Добыча нефти и газа в России в 2013 г.

http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=18051

Россия: Запасы нефти, поиски и разведка

03.02.2014
Роснедра подвели итоги по приросту запасов и добыче углеводородного сырья за 2013 год

Москва. Ожидаемая добыча УВС в РФ за 2013 год жидких углеводородов составляет 523 млн.т (нефть+ конденсат), свободного газа+газа газовых шапок – 630 млрд.м3. Об этом говорится в отчете Роснедр по приросту запасов и добыче углеводородного сырья за 2013 год.
Наиболее крупные приросты запасов промышленных категорий по разведываемым месторождениям зафиксированы в Республике Коми на Восточно-Ламбейшорском месторождении (ООО «ЛУКОЙЛ-Коми») – 12,0 млн., в Иркутской — им. Савостьянова (ОАО «НК «Роснефть») – 11,6 млрд.м3, на месторождении Горчинское Красноярского края (ООО «Тагульское») – 15,8 млрд.м3. А также в акватории Карского моря на Крузенштернском месторождении (ОАО «Газпром») – 384,6 млрд.м3 и акватории Каспийского моря месторождения им. Ю.С. Кувыкина (ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть») – 31,3 млрд.м3.

По свободному газу+ газу газовых на месторождениях ООО «НОВАТЭК-Таркосаленефтегаз» Салмановское (Утреннее) — 74,3 млрд.м3, Северо-Ханчейское — 12,0 млрд.м3, Западно-Тамбейское (ОАО «Газпром») – 23,4 млрд.м3, Хадырьяхинское (ОАО «Сибнефтегаз») – 21,3 млрд.м3, Песцовое (ООО «Газпром добыча Надым») – 17,3 млрд.м3.
Наиболее крупные приросты запасов промышленных категорий по подготавливаемым к промышленной разработке месторождениям, в том числе по свободному газу+ газу газовых шапок в Иркутской области — Ковыктинское (ОАО «Газпром») – 156,5 млрд.м3 (с учетом Южно-Ковыктинского и Хандинского участков недр).

Наиболее крупные приросты запасов промышленных категорий по разрабатываемым месторождениям по нефти в Республике Башкортостан — Югомашевское (ОАО «Башнефть») – 10,4 млн.т., на юге Тюменской области -Усть-Тегусское (ООО «ТНК-Уват) -11 млн.т., в ХМАО — по Приобскому–61,9 млн.т (в том числе ОАО «НК «Роснефть» — 46,1 млн.т, ООО «Газпромнефть-Хантос» — 15,8 млн.т) и Федоровское (ОАО «Сургутнефтегаз») – 15,9 млн.т; Малобалыкское (ОАО «НК «Роснефть») – 12,7 млн.т. А также в ЯНАО — Сугмутское (ООО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз») – 16,9 млн.т., в акватории Охотского моря — Одопту-море (Центральный+Южный купол) (Консорциум «Эксон Нефтегаз лтд») — 25,6 млн.т.

По свободному газу+ газу газовых шапок наблюдается прирост в ЯНАО — Уренгойское (ОАО «Арктикгаз») – 78,9 млрд.м3, Юбилейное (ООО «Газпром добыча Надым») – 26,8 млрд.м3, Береговое (ОАО «Сибнефтегаз») – 12,1 млрд.м3, Западно-Таркосалинское (ООО «Газпром добыча Ноябрьск») -11,0 млрд.м3, в акватории Охотского моря — Одопту-море (Центральный+Южный купол) (Консорциум «Эксон Нефтегаз лтд») — 11,9 млрд.м3, в акватории Карского моря: Юрхаровское (ООО «НОВАТЭК-Юрхаров-нефтегаз») — 85,3 млрд.м3.

06.02.2014
Нефтяники вернут из бюджета деньги за геологоразведку
Минприроды предложило правительству ввести налоговые преференции и санкции для стимулирования роста разведки и добычи нефти и газа

Минприроды направило в правительство свои предложения по налоговому стимулированию работ по геологоразведке месторождений нефти и газу и налоговым санкциям за невыполнения этих объемов (копия есть у «Известий»). В случае одобрения инициативы бюджет в течение 20 лет получит дополнительно 1,7 трлн рублей доходов.

Ведомство предлагает комбинировать несколько методов налоговых преференций для тех компаний, которые активно вкладываются в изучение недр. Это налоговые вычеты из НДПИ в размере 60% от суммы средств, вкладываемых компаниями в геологоразведку, отсрочка или снижение разовых платежей за пользование недрами по факту открытия месторождений. А также повышение порога отнесения месторождений к разряду «участков недр федерального значения» (на которые негосударственная компания может не получить лицензию даже в случае открытия месторождения) с 70 млн до 150 млн т извлекаемых запасов нефти.

Поручение правительства РФ стимулировать рост финансирования и объема геологоразведки нефти и газа со стороны компаний оправдано: власти заинтересованы в росте добычи нефти. Если же компании станут эксплуатировать только открытые еще в СССР месторождения, то уже в ближайшие пять лет Россия может столкнуться с существенным падением объема добычи черного золота.

По словам министра природных ресурсов и экологии РФ Сергея Донского, сегодня 88% нефти добывается из залежей, открытых во времена СССР, до 1991 года, и лишь 5% нефти — на залежах, открытых после 2002 года. На период с 2005 по 2012 год добыча нефти в стране росла в основном за счет ввода крупных месторождений, изученных еще в советские годы. Без их учета ее добыча в стране упала бы до 412 млн т (примерно на 85 млн т). Количество открываемых ежегодно месторождений нефти сократилось с 67 штук в 2008 году до 26 в 2013-м.

По данным Минприроды, недропользователей не в полном объеме выполняют обязательства по сейсморазведке и бурению на своих лицензионных участках, задерживая сроки начала добычи сырья. Компании объясняют это разными причинами: от экономической нецелесообразности геологоразведки в некоторых регионах, где слишком высок риск неподтверждения запасов углеводородов и недостаточно инфраструктуры для их транспортировки, до отсутствия необходимых технологий.

— Государство тоже рискует, когда выдает компаниям поисковые и добычные лицензии. Тех, кто не выполняет взятые на себя обязательства, будут лишать лицензий или наказывать рублем. В частности, мы предложили ввести для компаний финансовые гарантии выполнения геологоразведочных работ, а в случае нарушения сроков и объемов проведения таких работ лишать их льгот на срок задержки введения в эксплуатацию месторождений, — говорит глава Минприроды России Сергей Донской.

Именно он изначально лоббировал идею введения налоговых санкций и преференций в целях улучшения исполнения компаниями параметров лицензионных соглашений. По словам министра, в числе предложенных правительству мер — по частям сокращать размер площадей поисковых лицензий (переводя в нераспределенный фонд недр по 25% недоразведанных площадей каждые два года). Есть также планы по увеличению платы за пользование недрами в том случае, если запланированные геологоразведочные работы на участках не ведутся.

По заказу Минприроды энергетический центр бизнес-школы «Сколково» построил микро- и макромодели для оценки эффективности различных инструментов стимулирования геологоразведки (ГРР) и предложил комбинировать несколько методов налоговых преференций в целях увеличения объемов прироста запасов нефти.

По словам директора энергетического центра бизнес-школы «Сколково» Григория Выгона, наиболее эффективно показал себя комплексный подход, сочетающий налоговые вычеты на сумму 60% от суммы затрат компаний на геологоразведку с применением «консолидации» (объединение ГРР и НДПИ по всем лицензионным участкам), «огораживание с аплифтом» (вычеты расходов на ГРР c учетом инфляции из НДПИ для каждого участка), применением отсрочки и снижение разового платежа за пользование недрами по факту открытия.

Бюджетный эффект от предоставления нефтяникам вычетов затрат на геологоразведку из НДПИ на 20-летний период, по оценкам энергетического центра бизнес-школы «Сколково», составит 1,7 трлн рублей с учетом введения мер налогового стимулирования с 2015 года. Только в Западной Сибири это поможет добиться дополнительной добычи в объеме 138 млн т нефти к 2035 году, в Волго-Уральском районе — 58 млн т нефти при сумме вычетов на геологоразведку нефти только в Западной Сибири в размере 706 млрд рублей.

— В первый год действия льготы суммарные потери бюджета по обоим регионам составят 28,8 млрд рублей при методе «консолидации». В целом за 20 лет они достигнут 0,915 трлн рублей при сумме дополнительных доходов бюджета 2,6 трлн рублей. Снижение или отсрочка разового платежа за пользование недрами (при открытии месторождений по результатам поисковой лицензии) первоначально лишит бюджет страны не более 2 млрд рублей в год, но зато позволит малым нефтяным компаниям, на долю которых приходится 17% объема геологоразведки, раньше начинать добычу на месторождениях, платя с этого налоги в казну. Также мы предложили применение метода «огораживание с аплифтом», который исключает выпадающие доходы бюджета в отличие от метода «консолидации», — пояснил «Известиям» Григорий Выгон.

По словам эксперта, в новых районах добычи нефти с неразвитой инфраструктурой, например в Восточной Сибири, экономический эффект от введения налоговых преференций с целью стимулирования геологоразведки просчитать пока сложно, но именно в этих регионах эффективно увеличение порога отнесения открытых месторождений к «стратегическим»: до 150 млн т. Частные компании опасаются открыть крупное месторождение, ведь в этом случае лицензию на добычу могут отдать госкомпании, поэтому возможны случаи занижения запасов нефти при постановке их на госбаланс.

Предложения Минприроды будут рассмотрены на совещании у вице-премьера правительства по ТЭКу Аркадия Дворковича уже в конце февраля — начале марта.

18.02.2014
Пора в разведку
Искать новые запасы нефти во всем мире становится все сложнее.
Во всем мире открывается все меньше новых запасов нефти. 2013 год стал худшим по этому показателю, что грозит сокращением добычи и удорожанием этого важнейшего ресурса. Правда, эксперты утверждают, что проблема вовсе не в исчерпании нефти как таковой, а всего лишь в недостатке инвестиций в геологоразведку.

2013 год стал худшим за 20 лет в плане открытия новых запасов углеводородов в мире, заявил директор по геологоразведке норвежской нефтяной компании Statoil Тим Додсон, передает «Рейтер».

«Становится все сложнее искать новые запасы нефти и газа, особенно нефти. Вновь открытые месторождения становятся все меньше, они более удаленные, с более сложными условиями, и очень трудно ожидать смены этой тенденции. В будущем замещение запасов будет все более трудным делом», – говорит Додсон.

Это выльется в то, что нефтяники сократят расходы на геологоразведку, особенно в новых регионах, считает директор по анализу энергетического рынка IHS Лайл Бринкер. В будущем это грозит сокращением добычи нефти. «Они урежут расходы на разведку, например, месторождений в Арктике или наиболее глубоководных месторождений, где недостаточно инфраструктуры… Активность останется высокой в таких регионах, как Мексиканский залив и Бразилия, но активность в более удаленных регионах снизится», – ожидает Бринкер.

Все это приводит к тому, что нефтяники все больше интереса проявляют к газовым проектам. «Если взглянуть на соотношение нефти и газа у крупных нефтяных компаний, оно явно смещается в сторону газа просто потому, что им недоступна традиционная нефть», – считает генеральный директор шведской нефтяной компании Lundin Petroleum Эшли Хеппенсталь.

Из-за сокращения геологоразведки нефтяных месторождений цены на нефть должны вырасти, считают эксперты.

По их мнению, инвестиции в геологоразведку могут повыситься не раньше, чем начнут приносить деньги такие крупные проекты по сжижению газа, как Gorgon (54 млрд долларов) компании Chevron или Australia Pacific (25 млрд долларов) компании ConocoPhillips. «Инвесторы успокоятся, и тогда компании смогут повысить активность, но это произойдет примерно через пару лет», – считает Бринкер из IHS.

Для России проблема с геологоразведкой также актуальна. Если в середине 2000-х крупнейшие международные нефтегазовые компании инвестировали в среднем 10% своих бюджетов в геологоразведочные работы, то доля затрат на них в бюджетах российских компаний все еще незначительна, указывают эксперты Ernst&Young в докладе о перспективах развития геологоразведки в России за горизонт 2025 года.

По данным Союза нефтегазопромышленников, если в советское время российские компании бурили 7,5 млн метров поисково-разведочных скважин в год, то в 2012 году – только 700 тыс. метров.
При сопоставимом уровне добычи Petrochina инвестировала в 2011 году в геологоразведку 3,6 млрд долларов, Petrobras – 2,6 млрд, а ведущие российские компании – примерно по 0,5 млрд.

Такой низкий уровень вложений российских компаний объясняется, во-первых, тем, что нефтяники обеспечены запасами, которые достались им по наследству с советских времени, на 20 лет вперед. Во-вторых, тем, что до 2005 года геологоразведочные работы финансировались поровну из федерального и регионального бюджетов, однако затем все права отдали центру. Все это вылилось в недофинансирование геологоразведки как со стороны государства, так и со стороны недропользователей.

Третья причина в том, что инвестиции в геологоразведку характеризуются высоким уровнем риска. Нередко компании малых и средних размеров инвестируют до 50% своих инвестиционных бюджетов в геологоразведку, а затем – в зависимости от результата – либо значительно увеличивают капитализацию, либо оказываются в предбанкротном состоянии.

Проблема России не в нехватке нефти, а именно в том, что российские нефтяники не очень охотно вкладываются в геологоразведку новых месторождений, чтобы потом добывать там нефть, тогда как старые месторождения уже истощаются. То есть потенциально у России много нефти, однако доказанных запасов – в разы меньше.

Так, доказанные запасы нефти России на 2012 год составляют 88,2 млрд баррелей, или 12,4 млрд тонн нефти, тогда как потенциальные запасы нефти только на одних российских шельфах оцениваются в 13 млрд тонн.

При этом российский шельф разведан лишь на 10%. В плане роста запасов имеется большой потенциал и в Восточной Сибири, и на севере европейской части, и в Каспийской нефтяной провинции. Однако основной массив нефтегазовых месторождений в России (более 1/5 неразведанных общемировых запасов) сосредоточен именно на российском Крайнем севере. По экспертным оценкам, там может содержаться до 80% потенциальных углеводородов нашей страны. В сумме вся российская Арктика по ресурсам газа эквивалентна Западной Сибири, а по нефти совсем немного уступает ей.

Для наглядности – мировым лидером по доказанным запасам нефти на 2012 год является далеко не Россия, а Венесуэла с показателем почти в 300 млрд баррелей нефти (почти 18% общемировых доказанных запасов), посчитали в BP. На втором месте Саудовская Аравия, которая располагает 265 млрд баррелей доказанной нефти. На третьем – Канада с 175,2 млрд баррелей.

Именно данные по доказанным запасам нефти и позволяют экспертам говорить о том, что в России осталось нефти не больше чем на 20–25 лет. Потому что сейчас российские нефтяники добывают нефть в основном на месторождениях, на которых была проведена разведка еще в советское время.
В России назрела реальная необходимость проведения более активной и масштабной геологоразведки, в том числе и на континентальном шельфе. Расчеты Ernst&Young показывают, что для сохранения после 2030 года объема добычи нефти на нынешнем уровне 500–520 млн тонн уже сейчас надо увеличить затраты на геологоразведку более чем в три раза. Начиная с 2025 года возможностей действующих и распределенных новых месторождений на суше уже будет недостаточно для сохранения за Россией статуса нефтяной державы. Необходимо вовлекать новые, еще не разведанные месторождения, отмечают эксперты Ernst&Young.

Актуальность геологоразведки именно сейчас объясняется тем, что при обнаружении нефти до реальной ее добычи проходит минимум шесть-девять лет. А если речь идет о трудноизвлекаемой нефти, то это могут быть еще более долгие сроки.

Разрабатывать новые месторождения российским компаниям в одиночку крайне рискованно, лучше разделять риски с иностранными инвесторами. Однако имеется ряд проблем законодательного, политического и налогового характера, препятствующих привлечению иностранного капитала.

Первые шаги уже сделаны для развития российского шельфа. Например, Роснефть взяла в партнеры ExxonMobil для совместного освоения месторождений Карского моря, шельф которого мало исследован геологами. ExxonMobil на первых порах готов выделить 2,2 млрд долларов, но если нефть и газ будут обнаружены, то эта цифра быстро взлетит до нескольких десятков миллиардов.

Российские власти также думают предоставить нефтегазовым компаниям налоговые преференции, чтобы простимулировать этим рост инвестиций в геологоразведку. В начале месяца «Известия» сообщили, что Минприроды уже отправило в правительство соответствующий законопроект.
В частности, предлагается ввести налоговые вычеты из НДПИ в размере 60% от суммы средств, вкладываемых компаниями в геологоразведку. Во-вторых, предлагается ввести отсрочку или снизить разовые платежи за пользование недрами по факту открытия месторождений. В-третьих, изменить понятие «недр федерального значения». Сейчас к таким относят месторождения с 70 млн тонн извлекаемых запасов нефти. Предлагается увеличить этот порог до 150 млн тонн извлекаемых запасов нефти. Суть в том, что если частная компания откроет крупный участок недр, который получит статус федерального значения, то получить лицензию на него могут только государственные компании, а частные – в пролете.

Введение новых правил игры должно ускорить введение новых месторождений в фазу промышленной добычи. Работа над мелкими и средними месторождениями станет более выгодней благодаря налоговым вычетам, а частные компании не будут больше опасаться открывать крупные месторождения.

И если сначала российский бюджет, безусловно, понесет потери из-за налоговых льгот, то потом все равно останется в плюсе. В Минприроды посчитали, что за 20 лет действия налоговых преференций бюджет получит 1,7 трлн рублей доходов. И, конечно, главный плюс в том, что по мере истощения советских запасов нефти Россия сможет сохранить нынешний объем добычи нефти на уровне 500 млн тонн в год.

Роснедра: Госпрограмма «Воспроизводство и использование природных ресурсов» (УВ сырье). 3. Планы

Роснедра: Госпрограмма «Воспроизводство и использование природных ресурсов» (УВ сырье). 2. Газ

Роснедра: Госпрограмма «Воспроизводство и использование природных ресурсов» (УВ сырье). 1. Нефть

http://www.rosnedra.gov.ru/article/7266.html
http://www.rosnedra.gov.ru/data/Files/File/2748.pptx

eia.gov: Russia Country Analysis Brief


— — — — —
Россия: 1300 млрд. куб. футов = 36.4 млрд. м3
Нигерия: 500 млрд. куб. футов = 14 млрд. м3
Иран: 400 млрд. куб. футов = 11.2 млрд. м3
— — — — —

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

Саратовская область: нефть, газ, сланцы

Площадь 101 240 км²
Население 2 503 305 (2013)
Плотность 24.73 чел./км²

В области разведано более 40 малых нефтяных и газовых (значительны Степновское и Урицкое) месторождений, при неизученности основной части перспективных районов. Разведано множество месторождений горючего сланца, в том числе крупное Озинское, месторождения качественного цементного сырья, фосфоритов, строительных, балластных и стекольных песков, строительных глин и камня.

— — — — — —

— — — — — —


http://www.mosgorshop.ru/katalog/index.php?productID=6871

— — — —
Саратовская область – один из старейших нефтегазодобывающих регионов России. В настоящее время нефтегазодобыча в основном базируется на эксплуатации мелких месторождений с большим коэффициентом обводнённости и малыми дебитами нефти на скважинах. Добыча углеводородного сырья велась на 69 месторождениях. На данный момент насчитывается 482 действующие скважины (общий фонд скважин составляет 1500).

Сегодня активную добычу углеводородного сырья, на различных стадиях разработки, ведет 22 предприятия различной формы собственности на территории 21 муниципального района Саратовской области. Основная промышленная добыча углеводородов сосредоточена в 12 муниципальных районах, среди которых Энгельсский, Саратовский, Перелюбский, Татищевский, Лысогорский, Красноармейский, Ровенский, Волжский, Краснокутский, Марксовский, Новоузенский и Духовницкий районы.

2012 год для нефтегазодобывающих предприятий области сложился довольно благополучно:
— объем отгруженной продукции составил 17,8 млрд. руб. или 111,4% к уровню 2011 года;
— объем добычи нефти с газовым конденсатом соответственно 1,4 млн. тонн и 102,2%;
— объем добычи природного газа более 1,0 млрд. м3 и 116,2%;

Регион планирует развивать свой ресурсный потенциал. Основная цель — доведение уровня утилизации попутного газа до 95 процентов.
http://xn--80aag1ciek.xn--p1ai/region/economics/prom1.php

— — — — — —
Минерально-сырьевая база твердых полезных ископаемых Саратовской области
Твердые полезные ископаемые Саратовской области насчитывают 11 месторождений, в том числе:
горючие сланцы – 3 месторождения: Савельевское, Озинское и Коцебинское. По состоянию на 01.01.2012 г. месторождения учтены как нераспределенный фонд.
Балансовые запасы А+В+С1+С2 млн.т = 146 млн.т.

http://www.tfipfo.ru/ru/resurs/15/249/

А+В+С1 = 143.796 млн.т, С2 = 2.179 млн.т
Краткая характеристика горючих сланцев Коцебинского месторождения: удельная теплота сгорания (Q ) – 6,1-9,0 МДж/кг, содержание серы (S ) – 4,4 %, выход – (Т ) – 9,4%.
Краткая характеристика горючих сланцев Озинского месторождения: удельная теплота сгорания (Q ) – 7,1 МДж/кг, содержание серы (S ) – 3,6 %.
Краткая характеристика качества горючих сланцев Савельевского месторождения: удельная теплота сгорания (Q ) – 7,1 МДж/кг, содержание серы (S ) – 8,9 %.
http://www.tfipfo.ru/data/objects/249/files/TPI_2013.ppt

Сведения о видах, объемах, стоимости геологоразведочных работ по Саратовской области, завершенных в 2012 году

Геологоразведочные работы, проведённые на территории Саратовской области в 2012 году, финансировались как за счёт собственных средств предприятий, так и за счёт федерального бюджета. Основное финансирование (93,2%) производилось за счёт средств недропользователей, незначительную часть составили средства федерального бюджета (6,8%).
По результатам работ на объектах ГРР, зарегистрированных в 2012 году и переходящих объектах основными видами работ были бурение скважин и сейсморазведка МОГТ-2D. Пробурено 13 скважин (1 – структурная, 2 – поисковых, 1 – поисково-разведочная, 9 – поисково-оценочных), бурением пройдено более 22 тыс. пог.м, средняя стоимость за 1 метр проходки составила 32 706 руб. Проведены сейсморазведочные работы МОГТ-2D в объеме 1412,8 пог.км, средняя стоимость 1 пог.км сейсмопрофилей, составила 103 975 руб. В меньших объёмах проводились сейсморазведочные работы МОГТ-3D – 185 кв.км, сейсморазведочные работы ВП ОГТ – 410 пог.км, электроразведочные работы методом ЗБС – 250 пог.км, электроразведочные работы методом МТЗ – 410 пог.км.
Существенная часть расходов на ГРР связана с бурением скважин (81,6%), в значительно меньших объёмах финансировались сейсморазведочные работы МОГТ-2D (9,9%) и прочие виды работ (8,5%).

http://www.tfipfo.ru/ru/resurs/279/
http://tfipfo.ru/data/objects/files/saratovskaya_oblast.doc

— — — — — —

Углеводородное сырье в Саратовской области (нефть, газ, конденсат)

Характеризуется низкой степенью разведанности. Если по количеству перспективных и прогнозных ресурсов область занимает первое место в Поволжье, то по реальным запасам углеводородного сырья стоит на четвертом месте, уступая Татарстану, Самарской и Волгоградской областям.

По нефтегеологическому районированию на территории Саратовской области выделяются две нефтегазоносные провинции (НГП): Волго-Уральская и Прикаспийская. Волго-Уральская, в свою очередь, подразделена на две самостоятельные нефтегазоносные области (НГО): Нижневолжскую и Средневолжскую.

Практически вся промышленная добыча нефти и газа сосредоточена в пределах Нижневолжской НГО. Эти районы характеризуются достаточно высоким ресурсным потенциалом, превышающим 270 млн. т нефтеэквивалента (т н. э.), относительно неглубоким залеганием основных нефтегазоносных комплексов и довольно высокой степенью изученности. Вследствие хорошо развитой инфраструктуры вновь открываемые здесь месторождения могут быстро, в течение 1-2 лет, вводиться в промышленную эксплуатацию.

На территории Средневолжской НГО в Дальнем Саратовском Заволжье за последние 10 лет открыт ряд нефтяных и газоконденсатных месторождений. На некоторых из них ведется пробная эксплуатация с отбором жидких углеводородов, попутный и свободный газ при этом сжигается на факелах. Основными особенностями данного района являются высокий ресурсный потенциал нефти и газа, сложное геологическое строение, большие по сравнению с центральными районами области глубины залегания основных девонских нефтегазоносных комплексов, отсутствие развитой инфраструктуры и обустроенных промыслов. Отсутствие системы подготовки и транспортировки углеводородов приводит к необходимости сжигания «на факеле» порядка 400-500 млн. м3 природного газа в год.

Саратовская часть Прикаспийской НГП характеризуется наиболее высокими удельными плотностями прогнозных ресурсов углеводородов. В настоящее время ее потенциал оценивается в более чем 1,5 млрд. т условного топлива (т у. т.). Именно этот район наиболее перспективен для открытия крупных месторождений нефти и газа, способных кардинально увеличить добычу в Саратовской области. Однако Прикаспийская НГП характеризуется большими (5,5-7 км) глубинами залегания основного нефтегазоносного, подсолевого, комплекса, весьма слабой изученностью и низкой достоверностью имеющейся геофизической информации, отсутствием инфраструктуры. Сложности освоения Прикаспийской НГП связаны также с недостатком фонда структур, подготовленных к поисковому бурению сейсморазведкой. Ресурсы участков учтены в основном по категориям Д1 и Д2 (по подсолевым отложениям в Прикаспийской впадине) и в незначительных объемах по категории С3.

В настоящее время объем добываемого в области углеводородного сырья составляет 40% от общей потребности, промышленная добыча углеводородного сырья сосредоточена в нескольких районах области. Суммарная площадь лицензионных участков, на которых ведется добыча, не превышает 10% общей площади нефтегазоперспективных земель области.

По состоянию на 1 января 2006 года запасы нефти, газа, газового конденсата и гелия на территории Саратовской области были учтены по 110 месторождениям. Из этих месторождений нефтяных – 29, газонефтяных – 22, газовых – 15, нефтегазоконденсатных – 34, газоконденсатных – 10. В 2005 году предприятиями Саратовской области добыто 1616,9 тыс. т нефти с конденсатом и 479,97 млн. м3 газа, что соответственно в 2 и 1,3 раза больше, чем в 1998 году (рис.11). Основным добывающим предприятием остается ОАО «Саратовнефтегаз».


Рис. 11. Динамика добычи нефти и газа на территории Саратовской области

Горючие сланцы

На ближайшее десятилетие специалистами прогнозируется в силу целого ряда причин снижение добычи нефти и газа, что повышает значимость альтернативных энергоносителей, таких как каменный уголь и особенно горючие сланцы.

На долю Волжского сланцевого бассейна (значительная часть которого располагается в Саратовской области) падает более 31% от общих промышленных запасов по России. Основные месторождения горючих сланцев расположены в саратовском Заволжье. Их общие геологические запасы их составляют 11,2 млрд. т по горной массе и 9,1 млрд. т по чистому сланцу.

На территории Саратовской области расположены два крупных месторождения горючих сланцев – Перелюбское и Коцебинское, на которых в 1978-1987 годах проведены поисково-оценочные работы и предварительная разведка, а также ряд месторождений и участков меньших размеров, разведанных до 1957 года. К ним относятся Левобережный участок Кашпир-Хвалынской сланценосной площади, а также месторождения: Орловское, Савельевское и Озинское. Государственным балансом запасов учтены запасы только двух месторождений: Савельевского и Озинского.

Савельевское месторождение расположено в Краснопартизанском районе, вблизи пос. Горный. Общая разведанная площадь месторождения около 110 км2. Глубина залегания сланцев колеблется от нескольких до 200 метров. Мощность продуктивной толщи – от 13,8 до 20,8 м. Качество сланцев хорошее: теплота сгорания – 1020-3380 ккал/кг, выход смолы на воздушно-сухой сланец – 14-26,9%. Месторождение известно с 1915 года. Поисково-разведочные работы на нем проводились с 1928 по 1952 годы, с 1957 года месторождение законсервировано. Балансовые запасы сланцев по промышленным категориям равны 30,2 млн. т, по категории С2 – 1,2 млн. т, забалансовые – 190,8 млн. т.

Озинское месторождение расположено вблизи р.п. Озинки. Известно месторождение с 1925 года. Геологоразведочные работы проводились в 1932-1939 годы. Балансовые запасы по промышленным категориям 72,6 млн. т, С2 – 0,9 млн. т и забалансовые – 158,9 млн. т. Месторождение эксплуатировалось с 1943 по 1957 годы, после чего было законсервировано.

Перелюбское и Коцебинское месторождения расположены в пределах Перелюб-Благодатовской сланценосной площади. Запасы этих двух месторождений по категории С1 составляют 1142 млн. т (Коцебинское – 525 млн. т, Перелюбское – 617 млн. т), они не утверждались. Предварительно оцененные запасы по обоим месторождениям по категории С2 составляют 5321 млн. т.

Одним из важных и интересных направлений использования сланцев Поволжья является получение ценных сероорганических соединений – лекарственных средств природного происхождения: ихтиола и др.

Кроме этого, выполнены разработки по выпуску дополнительно нового ценного продукта – тиофена, цена которого на мировом рынке составляет 6-10 долл. за 1 кг.

Одним из возможных путей использования сланцев является получение из них керогена, применение которого повышает влагостойкость асфальтобетонных покрытий, замедляет деструктивные процессы в битуме и обеспечивает длительную работоспособность дорожных покрытий.

Наличие серы, особенности геологического разреза, его обводненность не позволяют рентабельно и экологически безопасно осуществлять разработку горючих сланцев традиционными способами: шахтами или карьерами.

В настоящее время в саратовском Заволжье реализован на практике способ скважинной добычи горючих сланцев, который позволяет осуществлять разработку многопластовых месторождений путем поочередного отбора тонких продуктивных пластов горючих сланцев с помощью наклонно-горизонтальных скважин.

Принцип добычи исключает складирование на поверхности серосодержащих пород. Транспортировка полезного ископаемого на поверхность осуществляется с помощью замкнутой циркуляции пластовой воды, как промывочной жидкости, что позволяет уменьшить негативное воздействие на окружающую среду.
http://www.protown.ru/russia/obl/articles/6104.html

— — — — — —
В хозяйственных целях Саратовская область потребляет 3,6 млн. т. жидких и 8,5 млрд. кубометров газообразных углеводородов, в том числе: 5,1 — в промышленности, 0,13 — в сельском хозяйстве, 1,3 — в коммунально-бытовой сфере, 0,5 — населением. Сетевые потери составляют 0,7 %. Область нуждается в постоянном ввозе и расширении добычи углеводородного сырья.
Нефть в структуре топливно-энергетических ресурсов области составляет 39,4 %, газ — 55,4 %, гидроэнергия — 2,5 %, атомная энергия — 4,5 %. В другие области поставляются 55,3 % энергоресурсов. Мощность ОАО «Крекинг» обеспечивается в основном привозной нефтью.
Обеспечение газом населения области — лучшее в Поволжье. Газификация населенных пунктов здесь в 14 раз выше, чем в Поволжье.
На территории Саратовской области выявлено около 1350 месторождений энергетического сырья (нефти, газа, горючих сланцев, термальных вод

Нефть. В области учтено балансом запасов 48 месторождений, из них разрабатывается 34, законсервировано 10, разведываются 4. Всего по области извлекаемые запасы нефти категории А + В + С1 составляют 30719 тыс. т., категории С2 — 7617 тыс. т. Перспективные ресурсы извлекаемых запасов нефти категории С3 составляют 68500 тыс. т., прогнозные ресурсы категории Д1 + Д2 — 268,8 млн. т.
Газ. Учтено балансом запасов 50 месторождений, из них разрабатываются 22 месторождения. Запасы газа по области категории А+В+С1 составляют 55048 млн. куб. м., категории С2 — 12224 млн. куб. м, забалансовые — 471 млн. куб. м.
Перспективные ресурсы свободного газа по 43 площадям по категории С3 подсчитаны в количестве 167408 млн. куб. м. Прогнозные ресурсы категории Д1+Д2 — 1228 млрд. куб. м.
Конденсат. Учтено балансом запасов 12 месторождений с извлекаемыми запасами конденсата категории А + В + С1 — 1718 тыс. т. и категории С2 — 37 тыс. т. Кроме того, подсчитаны перспективные извлекаемые ресурсы конденсата в свободном газе подготовленных для глубокого бурения площадей по категории С3 в количестве 16740 тыс. т.
Горючие сланцы. В области находятся 4 месторождения горючих сланцев: Савельевское, Озинское, Коцебинское, Перелюбское. Балансовые запасы горючих сланцев составляют по категории С1 + С2 на горную массу 1675738 тыс. т. и на чистый сланец 1299332 тыс. т. Сланцы обеспечивают теплоту сгорания 1450 ккал/кг. Разработка горючих сланцев в настоящее время не ведется.
http://www.protown.ru/russia/obl/articles/3398.html

— — — — — —
2007-10-02
– Каковы запасы горючих сланцев в области?
– Потенциал Саратовской области – более 9 млрд. тонн. Это шесть месторождений в Перелюбском, Пугачевском, Хвалынском, Вольском, Духовницком, Краснопартизанском, Озинском районах. Саратовская область является частью Волжского сланцевого бассейна, который тянется от Костромы до Саратова. Общие запасы бассейна составляют 40 млрд. т горючих сланцев, четверть которых находится в нашем регионе.

– Что представляет собой это ископаемое и каков его потенциальный вклад в развитие экономики региона?
– Горючие сланцы – это сложное органоминеральное ископаемое. Или, образно выражаясь, твердые нефть и газ плюс сырье для цемента. Из тонны ископаемого получается от 100 до 200 литров сланцевой нефти, около 300 кубометров сланцевого газа и 750 кг сырья для цемента. Учитывая это, можно сказать, что в области разведано около миллиарда тонн сланцевой нефти, около 3 трлн. кубометров сланцевого газа и 7, 5 млрд.тонн сырья для цемента.

– В чем заключаются преимущества горючих сланцев перед нефтью и газом?
– Не секрет, что запасы уже открытых нефтяных и газовых месторождений значительно истощены. Сегодня в Саратовской области подтверждены запасы нефти в объеме 100 млн. т. (В то же время в регионе разведан 1 миллиард тонн сланцевой нефти.) Сейчас вкладываются мощные инвестиции на ее разведку. В 2005 году на бурение нефтяных и газовых скважин в регионе, по данным «РГ», было израсходовано 840 млн. рублей, в 2006 году – 1,5 млрд. рублей. В 2007 году запланировано вложить почти 6 млрд. рублей. Тем не менее, несмотря на постоянно увеличивающиеся финансовые вливания, добыча нефти «топчется» на месте, то есть на цифре 1 млн. 600 тонн в год. Этот факт лишний раз подтверждает, что пришло время разрабатывать альтернативные источники углеводородов, такие, как горючие сланцы.
http://delgub.sartpp.ru/arhiv.php?ID=123

— — — — — —

В 1906 году в 40 километрах к северу от рабочего поселка Дергачи бурили артезианский колодец. Когда добрались до глубины около ста метров, из земли подул «сильный ветер», как рассказывали потом очевидцы. Не понимая, что происходит, рабочие прекратили работу, собрались кучкой у колодца, стали гадать: откуда взялся под землей ветер? Один из рабочих вздумал закурить. Едва он чиркнул спичкой, как раздался оглушительный взрыв и вспыхнуло высокое шумное пламя. Как потом определили, горел природный газ метан, очень ценный как топливо. Через несколько лет запасы газа здесь полностью иссякли.

В годы восстановления народного хозяйства советские геологи приступили к разведке месторождений газа и нефти. Особенно активно начались поиски нефти и газа в 1932 году. Признаки нефти находили во многих местах.

Задолго до революции в саратовских газетах сообщалось о таинственном взрыве в деревне Елшанка около Саратова. Об этом случае вспомнили геологи и в тридцатых годах обследовали местность вокруг Ёлшанки. В 1941 году было начато бурение. А в 1942 году из скважины начал выделяться горючий природный газ, и в конце октября ударил мощный газовый фонтан в виде голубоватого столба высотой до 40 метров.

В то время война шла уже у Волги. Донецкий бассейн с его угольными запасами и Северный Кавказ с нефтью были захвачены немецко-фашистскими войсками. Саратов оказывал большую помощь фронту оружием, одеждой, обувью, продуктами. Но эта помощь могла оборваться, потому что в городе кончались запасы топлива. Вот-вот перестанут работать, электростанции, а тогда остановятся и станки на заводах. А привезти топливо неоткуда.

Тогда и началось строительство первого в стране газопровода от Елшанки до СарГРЭС. Это была народная стройка. Служащие учреждений, рабочие, студенты, домашние хозяйки, школьники старших классов — все, кто мог держать в руках кирку и лопату, копали траншеи.

Работали днем и ночью. Пятнадцатикилометровый газопровод был построен быстро, и по нему в Саратов впервые пришел газ. На полную мощность заработала СарГРЭС, давая ток промышленности, на фронт стало поступать саратовское вооружение и снаряжение.
Немного позже саратовский газ пошел по трубам в Москву. Найдены были газ и нефть и в других местах Саратовской области. В Правобережье наиболее значительным является Соколовогорское месторождение около Саратова, а также Урицкое в Лысогорском районе. В Заволжье наиболее крупные месторождения нефти и газа находятся около поселка Степное Советского района.
Газ и нефть используются как топливо и как источник химического сырья для получения синтетического спирта, искусственного волокна, каучука, пластмасс и лаков.

В Заволжье вблизи рабочих поселков Горный и Озинки и села Орловка залегают горючие сланцы. В Правобережье горючие сланцы имеются в Хвалынском и Базарно-карабулакском районах. Они могут служить сырьем для получения смазочных масел и азотных удобрений.
http://www.regionsaratov.ru/main/poleznye-iskopaemye.html

Протяженность Саратовской области с запада на восток составляет 575 км, с севера на юг — 240 км. Расстояние от Саратова до Москвы — 858 км.
По количеству перспективных и прогнозных ресурсов углеводородного сырья область занимает первое место в Поволжье, по реальным запасам сырья — четвертое. Объем добываемого углеводородного сырья составляет 40% от общей потребности, промышленная добыча сосредоточена в нескольких районах области. Суммарная площадь лицензионных участков, на которых ведется добыча, не превышает 10% в общей площади нефтегазоперспективных земель.
На ближайшее десятилетие прогнозируется повышение значимости альтернативных энергоносителей – каменного угля, горючих сланцев. На долю Волжского сланцевого бассейна (значительная часть расположена на территории Саратовской области) приходится более 31% от общих промышленных запасов по России. Основные месторождения горючих сланцев расположены в саратовском Заволжье, общие геологические запасы составляют 11,2 млрд. т по горной массе и 9,1 млрд. т — по чистому сланцу.
http://www.catalogmineralov.ru/deposit/saratovskaya_oblast/

Месторождение Саратовской области имеют в основном небольшую площадь ( рис. 54) но, как правило, являются многопластовыми. Промышленные залежи нефти связаны с отложениями каменноугольной и девонской систем. Свойства нефтей в пластовых условиях меняются в широких пределах. Дегазированные же нефти в основном легкие, маловязкие и малосернистые.
Залежи в основном пластовые, сводовые. На месторождениях Саратовской области содержание азота в газах увеличивается с глубиной залегания продуктивных горизонтов.

http://www.ngpedia.ru/id143778p1.html

Месторождения Саратовской области: Александровское, Елшано-курдюмское, Куликовское, Песчаный умет, Соколовогорское, Степновское.

Соколовогорское нефтегазовое месторождение дает основную добычу нефти в Саратовской обл. В геологическом строении Соколовогорского месторождения участвуют отложения девона, карбона, юры и мела, образующие брахиантиклинальную складку почти широтного (северного — северо-западного) простирания, длиной 5 и шириной до 3 км. Промышленная нефтегазоносность связана с отложениями карбона и девона.

Чернавский лицензионный участок (1325 км2).

Комитет охраны окружающей среды и природопользования Саратовской области

Доклады о состоянии и об охране окружающей среды Саратовской области в 2005-2012 годах

Доступные карты-схемы из Гидрогеологии СССР (том XIII)

13.05.2008
Правительство Саратовской области предложило инвесторам заняться комплексной добычей и переработкой горючих сланцев на территории Перелюбского района.

Саратовское министерство инвестиционной политики совместно с ООО «Перелюбская горная компания» разработало инвестиционное предложение по комплексной добыче и переработке горючих сланцев (ГС) на территории участка Коцебинского месторождения площадью 24,4 кв. км в Перелюбском районе области. По словам министра Кирилла Семенова, это самое крупное месторождение ГС на территории европейской части России: разведанные и подтвержденные запасы сланца на его территории составляют около одного млрд тонн. Сланцевые пласты здесь залегают близко к поверхности — от 30 до 70 м.

В Саратовской области находятся шесть месторождений горючих сланцев: Савельевское, Орловское, Кашпир-Хвалынская плошадь, Озинское, Коцебинское, Перелюбское. Суммарные геологические запасы ГС — более 9 млрд тонн, — что составляет от 900 млн до 1 млрд тонн сланцевой нефти и 2,7 триллиона кубометров сланцевого газа, а также порядка 4,5 млрд тонн альтернативного цементного сырья.

Как рассказал „Ъ“ директор Перелюбской горной компании Валерий Илясов, в мировой практике ценность сланца определяется содержанием в нем жидких углеводородов. По его словам, на Коцебинском месторождении выход сланцевой нефти из одного млрд тонн сланца — составляет до 100 млн тонн. Одновременно из тонны сланца получается 300 куб. м сланцевого газа. Кроме того, зола сланца является альтернативой клинкеру цемента, спрос на который сегодня огромен. Из тонны сланца получается 700 кг клинкера цемента.

Однако несмотря на все преимущества Коцебинского месторождения, оно оказалось невостребованным. Причину господин Илясов видит в том, что практически все разведанные в середине прошлого века месторождения сланца в РФ относятся к категории трудноизвлекаемых — ГС там залегает тонкими пластами, каждый из которых менее 0,8 м (на Коцебинском месторождении 10 таких пластов. —„Ъ“). «Сегодня классический способ добычи сланца — шахтный — на таких тонких пластах нерентабелен, поскольку экологически опасен и энергозатратен,— говорит господин Илясов.— Мы же разработали и запатентовали новую бесшахтную технологию добычи ГС путем бурения наклонно-горизонтальных добывающих скважин большого диаметра в тонких продуктивных пластах протяженностью от 200 до 1 тыс. м и более, позволяющую получить рентабельность производства на уровне 50-70%, избегая при этом экологических нагрузок». Объемы производства ГС на месторождении, как считает директор компании, «будут зависеть от аппетита инвесторов». «Можно начать с малого — 35 тыс. тонн ГС в год — и довести объемы до 500 тыс. тонн,— потенциал месторождения это позволяет», — говорит господин Илясов.
Прогнозный объем инвестиций в проект, по словам министра Кирилла Семенова, составит 164 млн руб., которые должны окупиться в течение шести лет.
http://www.kommersant.ru/doc/891020

Покупка НК «Самара-нафта» ЛУКОЙЛом

02.04.2013
ЛУКОЙЛ договорился о покупке 100% акций компании «Самара-Нафта» за 2,05 млрд долл. Компания явно переплатила, но этот актив ей необходим, чтобы предотвратить падение добычи нефти, считают эксперты.

ЛУКОЙЛ и владельцы ЗАО «Самара-Нафта» (соб­ственник — американская корпорация Hess Corp.) подписали договор о купле-продаже 100% акций «Самара-Нафты», говорится в сообщении ЛУКОЙЛа. Сумма сделки составила 2,05 млрд долл., что составляет 3,4 долл. за баррель запасов (по категории С1+С2).

Конкурс среди потенциальных покупателей «Самара-Нафты» проходил в закрытой форме. Сделка должна еще получить одобрение ФАС.

Приобретение этого актива, обладающего готовыми мощностями по подготовке нефти, позволит создать базу для дальнейшего развития ЛУКОЙЛа в регионе, уверены в компании. «Мы приобрели качественный актив с долгосрочным потенциалом роста в новом для себя регионе, который обладает одной из самых развитых нефтегазовых инфраструктур в стране и расположен близко к основным рынкам сбыта нефтепродуктов. Эта сделка органично вписывается в стратегию развития компании до 2021 года, которая предусматривает стабилизацию и рост объемов добычи нефти на территории России», — сказал президент компании Вагит Алекперов.

«Самара-Нафта» была создана в 1996 году саратовским предпринимателем Владимиром Родионовым. В 2000 году компания перешла в собственность группы СОК, а затем ее выкупил экс-президент ЮКОСа Семен Кукес через свою офшорную компанию Trabant Holdings International. В 2005 году 65% акций Trabant купила американская Amerada Hess Corporation, а Семен Кукес возглавил «Самара-Нафту». В 2010 году ему принадлежало 20% офшора (см. материал «Жизнь после ЮКОСа» в РБК daily от 26.07.10), через год доля сократилась до 10%. В ноябре прошлого года Hess сообщила о своем намерении продать «Самара-Нафту». Претендентов на этот актив было много, в том числе «Газпром нефть», «РуссНефть», «Башнефть» и «Нефтегазиндустрия», сообщал Интерфакс.

Цену сделки аналитик Raiffeisen bank Андрей Полищук считает завышенной и оценивает актив в 1,5 млрд долл. Впрочем, учитывая падающую добычу ЛУКОЙЛа и то, что компания давно не приобретала крупных добывающих активов (за исключением Имилорского месторождения в конце прошлого года), она может себе позволить переплатить, чтобы развернуть тренд падения добычи.

В год «Самара-Нафта» добывает около 2,5 млн т нефти (или 2,8% текущей добычи ЛУКОЙЛа). Запасы нефти по категориям С1 и С2 составляют порядка 85 млн т. Она владеет правами на разведку и разработку более 60 месторождений в Самарской и Ульяновской областях.
http://www.rbcdaily.ru/tek/562949986424472

— — — —
Нефтяная компания Самара-Нафта

— — — —
Самарские СМИ о компании «Самара-нафта» и экономических новостях
http://newslink.newsru.com/all?country=sama
http://samaralive.narod.ru

http://samara.ru/news/cat/3
http://samara.ru/search

http://www.samru.ru/poisk/
http://www.samru.ru/bisnes/

http://www.trkterra.ru/search/
http://www.volgainform.ru/news/economy/

Нефтяная компания Самара-Нафта

Компания основана в 1998 году.

— ЗАО «Самара-Нафта» осуществляет свою деятельность на территории Самарской и Ульяновской областей и имеет всю необходимую инфраструктуру для полного цикла добычи, подготовки и сдачи товарной нефти в магистральные нефтепроводы.

— Совокупная добыча нефти с начала разработки месторождений составляет более 10 млн. тонн.

— С 2009 года ЗАО «Самара-Нафта» занимает 2 место по объему добычи в Самарской области и 12-е место в России. Текущий годовой уровень добычи составляет более 2 млн. тонн.


Динамика численности сотрудников, период с 2005г. по 2011г.

— ЗАО «Самара-Нафта» успешно реализует стратегию ускоренного роста добычи, в том числе благодаря внедрению самых современных технологий и высокой эффективности своей деятельности.

— Компания обладает стабильной и перспективной ресурсной базой, современной геологоразведкой , достаточными мощностями инфраструктуры.

С начала существования по настоящее время построено:
2 установки подготовки и сдачи нефти, 3 установки предварительного сброса воды
3 пункта налива нефти, 9 малогабаритных блочных сепарационно-наливных установок (МБСНУ), 253 км трубопроводов, более 360 км линий электропередач

В планах: реконструкция Аксеновской УПСВ до УПН, строительство установки подготовки попутного нефтяного газа на Зареченском ПНН, увеличение пропускной способности ЦПСН Просвет по сдаче товарной нефти, строительство Авралинского ПНН, строительство 6 малогабаритных блочных сепарационно-наливных установок.
http://samara-nafta.ru/ru/about.html

РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ
На сегодняшний день на балансе ЗАО «Самара-Нафта» более 60 месторождений в пределах 21 лицензионного участка на территории Самарской и Ульяновской областей.

График добычи

График запасов

http://samara-nafta.ru/ru/production/fields-development.html

Forbes (США) расследует отношения американской компании Hess Corporation с самарской нефтяной мафией

Forbes.com опубликовал расследование, посвященное российскому криминальному нефтяному бизнесу. Тема заинтересовала издание потому, что одно из главных действующих лиц этой истории — крупная американская нефтяная компания Hess Corporation, которой принадлежит 85% компании «Самара-Нафта». (Материал публикуется с сокращениями.)

Новокуйбышевск, Самарская область. Город известен своими нефтеперерабатывающими предприятиями и преступной группировкой под названием «Индейцы». Основной бизнес «Индейцев» называется «врезкой» и заключается в краже нефтяных продуктов из чужих труб. Самое интересное — возможная связь «Индейцев» с корпорацией Hess, седьмой по величине нефтяной компанией США.

Излюбленная цель «Индейцев» — трубы, принадлежащие «Роснефти», которая перерабатывает в Самарской области около 180 млн баррелей нефти в год. По данным российской полиции, каждый год «Индейцы» зарабатывают на краже части этой нефти как минимум $40 млн. А по данным источников Forbes, помогают им в этом субподрядчики «Самары-Нафта», в которой Hess приобрела контрольный пакет в 2005 году.

Все это напоминает сериал «Клан Сопрано» или фильм «Славные парни». Субподрядчики «Самары-Нафта» сообщают «Индейцам», когда путь к трубам чист, а мафия «врезается» в них и начинает выкачивать «черное золото». Каким образом связана с «Индейцами»? Стоит понимать: в России никогда не бывает так, что все до конца очевидно. И эта история, включающая похищения, яростные разборки, странные обвинения в хранении кокаина и покушение на топ-менеджера Hess, не исключение. Но в любом случае сага с участием «Индейцев» и Hess заставляет задуматься о возможности ведения бизнеса в России и о том, чем же занимается там американская корпорация.

Знакомьтесь: Юрий Бочкарев, глава нефтебазы «Коралл». На протяжении последних десяти лет, рассказывает он, «Индейцы» пытаются захватить его бизнес. Их тактика хрестоматийна для России: рейдерство, подкупленные правоохранительные органы, угрозы и т. д.

Знакомьтесь: Алексей Вейман. По данным российской полиции, этот 35-летний адвокат не только замешан в дела «Индейцев», но и имеет шансы стать лидером группировки. Он занимает одну из руководящих должностей в «Самаре-Нафта» и обладает политическими амбициями.

До 2009 года Вейман возглавлял частную компанию, которая выполняла половину строительных контрактов для подразделения Hess в Самарской области. В какой-то момент он продал свой бизнес (по данным полиции, впрочем, он так и остается его конечным бенефициаром) и пошел работать к главе «Самары-Нафта» Семену Кукесу. Кукес — американец русского происхождения, который возглавлял управляющую компанию ЮКОСа после того, как в тюрьме оказался Михаил Ходорковский. Кукес руководит «Самарой-Нафта» с момента сделки с Hess и, по некоторым данным, владеет 10% компании. Hess принадлежит еще 85%. Кто владеет оставшимися 5%, остается загадкой.

«Самара-Нафта» крайне важна для Hess. В последнее время показатели Hess во всем мире падают (в 2011 году прибыль сократилась на 20%, до $1,7 млрд), однако российское подразделение — исключение. Данных за последние два года нет, но в 2009 году «Самара-Нафта» заработала $122 млн, продемонстрировав рост выручки на 48%. Несколько недавно открытых компанией месторождений выглядят крайне привлекательно.

Параллельно с тем, как Hess начинала играть в регионе все большую роль, дела «Коралла» Юрия Бочкарева шли все хуже. По словам местных жителей, «Индейцы» интересуются нефтебазой Бочкарева, потому что она расположена всего в нескольких сотнях метров от трубы «Роснефти» и имеет собственную ветку железной дороги, идущей к городу: идеальное место для кражи государственной нефти.

Начиная с 2005 года «Коралл» несколько раз пытались захватить вооруженные люди в масках. Одного из менеджеров «Коралла», заявившего, что среди рейдеров был Алексей Вейман, избили бейсбольной битой и несколько раз выстрелили в него резиновыми пулями. Алексей Вейман отказался подтвердить Forbes свое участие в каких-либо рейдерских атаках.

«Я плачу налоги. Мне нечего прятать, — рассказывает Бочкарев. — Я родился в семье рабочих. Я не занимаюсь никакими грязными делами, поэтому я неуязвим для полиции и налоговой инспекции». По словам помощницы Бочкарева Инны Нариковой, в «Коралле» столько обысков и инспекций, что она уже сбилась со счета: «При этом невозможно понять, кто здесь чиновник, а кто гангстер». Наталья Рыбалко, бухгалтер «Коралла», припоминает случай, когда люди в масках заперли 30 сотрудников компании в небольшой комнате на весь день, угрожая им тюрьмой.

Сам Бочкарев был арестован в 2010 году и провел несколько месяцев в заключении за нелегальное хранение оружие и 45 г кокаина. «Криминальную группировку, которая пытается отобрать у Юрия бизнес, поддерживают местные власти и силовики. Впрочем, как и везде в России», — рассказывает адвокат Бочкарева Павел Афанасьев. Кстати, его машину однажды облили бензином и подожгли.

Был в «Коралле» и внутренний конфликт. Бочкарев утверждает, что его партнер Юрий Милов затевал темные дела с «Индейцами» и пытается захватить контроль над компанией. А помогал Милову в этом, говорит Бочкарев, не кто иной, как Вейман. Оба они отрицают эти обвинения. По словам Милова, это Бочкарев пытался отобрать его долю, а не наоборот. Милов также говорит, что в 2005 году на него было покушение и он лишь чудом остался жив. Он полагает, что «заказал» его Бочкарев. «У Бочкарева нашли наркотики. Сами думайте, кто здесь мафия», — говорит Милов.

«Я уверен, что дело против Бочкарева было сфабриковано», — рассказывает бывший главный редактор самарской «Новой Газеты» Сергей Курт-Аджиев.

По данным полиции, возглавляет «Индейцев» человек по кличке «Винни». Другие высшие чины группировки — «Галеев», «Суслик» и «Говнюк». Какая кличка у Веймана? «Очкарик». Согласно полицейскому рапорту, «Говнюк» ездит на «ягуаре», является юристом и считает «Очкарика» своим близким другом. Один из источников в областной полиции назвал Веймана «финансовым директором» «Индейцев». «У «Индейцев» хорошие связи в правоохранительных органах и правительстве», — говорит он.

По словам Веймана, кто-то пытается добиться его увольнения из Hess. «Служба безопасности компании трижды проверяла меня по подозрению в связях с мафией и ничего не обнаружила», — рассказывает Вейман, добавляя, что даже ни разу не слышал ни про каких «Индейцев».

Каждая западная компания знает, что инвестиции в Россию — рискованное дело. Ты можешь заработать состояние, а можешь оказаться в водовороте коррупции. Или и то и другое. У некоторых компаний, например у Ford и IBM, кажется, нет никаких проблем. У других есть — достаточно вспомнить IKEA, Starbucks, Daimler, BP. Как дела обстоят у Hess? «Наша компания внимательно следит за тем, что происходит в ее подразделениях. Последняя проверка в России не выявила никаких проблем», — заявил Forbes пресс-аташе Hess.

Вейман, в свою очередь, обещает подать в суд на всех, кто обвиняет его в связях с криминальном миром. А Бочкарева он называет «психически больным».

Насилие тем временем продолжается. В ноябре четыре человека были арестованы по подозрению в покушении на топ-менеджера Hess. Ему выстрелили в голову, однако он чудом выжил.

Что касается Бочкарева, в мае суд окончательно освободил его от всех обвинений. Вскоре после этого один из депутатов региональной Думы направил письмо новому прокурору области с просьбой разобраться в деле Бочкарева. Поэтому есть надежда, что в истории с «Кораллом» станет меньше белых пятен. «Я до сих пор не понимаю, как Юрию удалось выжить», — говорит адвокат Афанасьев. Бочкарев же не собирается прятаться: «Они могут убить меня, но им не удастся меня сломать».

http://www.forbes.ru/sobytiya/kompanii/82958-russkaya-mafiya-i-amerikanskie-neftyaniki-chto-ih-svyazyvaet

http://flb.ru/info/51263.html

Роснефть: Удмуртнефть


http://rosneft.ru/Upstream/ProductionAndDevelopment/central_russia/udmurtneft/

Роснефть: Самаранефтегаз

ОАО «Самаранефтегаз» – крупнейшее нефтегазодобывающее предприятие Роснефти на территории Самарской области и ее третий по объему добывающий актив (после Юганскнефтегаза и Ванкорнефти). Самаранефтегаз было создано в мае 1994 г. путем преобразования в акционерное общество производственного объединения «Куйбышевнефть». НК «Роснефть» приобрела ОАО «Самаранефтегаз» на аукционе в мае 2007 г.

Месторождения общества хорошо обеспечены транспортной инфраструктурой: магистральные трубопроводы АК «Транснефть» проходят по территории Самарской области. Нефть, добываемая на месторождениях, поставляется в основном на Самарскую группу НПЗ Роснефти: Куйбышевский, Новокуйбышевский и Сызранский НПЗ. Близость месторождений к крупнейшему в России центру нефтепереработки обеспечивает высокую экономическую эффективность добычи нефти.

В июне 2007 г. в результате аукционных торгов, проведенных Территориальным агентством по недропользованию, Самаранефтегаз получила право на разработку Советского (Кинельский район) и Бирюковского (Богатовский район) нефтяных участков. Стоимость лицензий составила 932 млн руб (36 млн долл)., оба участка находятся в зоне производственной деятельности Самаранефтегаза.

В марте–мае 2008 г. Самаранефтегаз получила по факту открытия Киселевского и Южно-Бутлеровского месторождений в Самарской области две лицензии на право пользования недрами с целью разведки и добычи углеводородов. Срок действия лицензий – 20 лет.

В 2009 г. на месторождениях в Самарской области Компанией было добыто 9,61 млн т нефти и газового конденсата (70,3 млн барр.) и 0,33 млрд куб. м газа.

В 2010 г. на месторождениях в Самарской области Компанией было добыто 75,8 млн барр. (10,4 млн т) нефти и 0,5 млрд куб. м газа (после сжигания на факеле). Несмотря на высокую степень истощения вовлеченных в разработку месторождений, регион имеет потенциал расширения ресурсной базы и добычи. Так, в 2010 г. было приобретено 17 новых лицензий на геологическое изучение, разведку и добычу углеводородного сырья в Самарской области. С приходом «Роснефти» ежегодно растет объем добычи на месторождениях ОАО «Самаранефтегаз». По итогам отчетного года рост составил 2,7%. Географическая близость добывающих мощностей региона к крупнейшему в России центру нефтепереработки обеспечивает высокую экономическую эффективность эксплуатации месторождений.


http://rosneft.ru/Upstream/ProductionAndDevelopment/central_russia/samaraneftegaz/

Alliance Oil: годовой отчет 2010

http://www.allianceoilco.com/?p=ir&afw_lang=en


http://www.allianceoilco.com/?p=ir&s=share&afw_lang=en

Башнефть: годовой отчет 2010

http://www.bashneft.ru/shareholders_and_investors/reporting_presentation/annual_reports/
http://www.bashneft.ru/files/iblock/56e/BASHNEFT_AR10_s.pdf

ngfr.ru: Татнефть

сентябрь 2008 г.
Краткое описание компании

«Татнефть» — вертикально интегрированная нефтяная компания, ведущая добычу и переработку углеводородного сырья преимущественно в Республике Татарстан.

Ресурсная база «Татнефти» — одна из худших в отрасли. Большая часть месторождений Татарстана находятся в стадии падающей добычи. Крупнейшее месторождение компании — Ромашкинское — выработано на 80%. Себестоимость нефти, получаемой на таких месторождениях, очень высока. Рекордные цены на нефть, установившиеся на мировом рынке, отчасти нивелируют этот фактор. Однако, в случае понижения цен, прибыль «Татнефти» будет сокращаться более быстрыми темпами, чем у других компаний. Нельзя исключить даже такого варианта, когда выручка, получаемая от экспорта нефти, не будет покрывать затрат на её добычу. Это уже случалось — в 1998 году цена на нефть марки Urals опустилась ниже $10 за баррель и компания фактически стала неплатежеспособной. Ей удалось договориться с кредиторами об отсрочке платежей, а резкий взлет нефтяных цен, начавшийся в 1999 году, позволил ей быстро поправить свое финансовое положение.

Нефть, залегающая на территории Татарстана, характеризуется высокой плотностью и большим содержанием серы. Из такого сырья получается меньше дорогостоящих светлых нефтепродуктов (бензина, солярки, авиационного топлива) и больше мазута и битума, цена на которые невысока. Сера наносит ущерб окружающей среде, поэтому нормы на её содержание в топливе с каждым годом сокращаются. Использование сернистой нефти на НПЗ влечет за собой дополнительные расходы на очистку нефтепродуктов, что также снижает стоимость сырья, добываемого в Татарстане.

В отличие от других российских нефтяных компаний, в процессе создания «Татнефти» в её структуру не был включен ни один крупный нефтеперерабатывающий завод. В связи с отсутствием собственных перерабатывающих мощностей компания вынуждена либо продавать часть добываемого сырья на внутреннем рынке, либо перерабатывать его на условиях процессинга. «Татнефть» неоднократно пыталась решить эту проблему.

В 1994 году «Татнефть» создала совместное предприятие с расположенным на Украине Кременчугским НПЗ, которое получило название «Укртатнафта». Завод имеет необходимое оборудование для переработки высокосернистой нефти. «Татнефть» эффективно использовала завод до 1997 года. В середине 2007 года по инициативе правительства Украины часть акций «Укртатнафты» была передана в собственность госкомпании «Нефтегаз Украины». Пакет акций, контролируемый «Татнефтью», сократился и новый собственник осуществил смену руководства Кременчугского НПЗ. Компания считает передачу пакета акций «Укртатнафты» «Нефтегазу Украины» незаконной и продолжает отстаивать свою позицию в судах.
В 2003-2004 года «Татнефть» совместно с турецким концерном Zorlu Holding участвовала в конкурсе на покупку турецкой нефтеперарабатывающей компании Tupras. Консорциум был признан победителем конкурса, но сделка не состоялась — под давлением турецких профсоюзов правительство Турции отменило сделку.

В создании перерабатывающих мощностей на территории России «Татнефть» также преследуют неудачи. В 1997 году «Татнефть» начала масштабный проект по строительству современного НПЗ в Нижнекамске. Проект реализовывался совместно с компанией «ТАИФ» («Татаро-американские инвестиции и финансы»). В конце 2002 года была введена в эксплуатацию первая очередь предприятия. К этому моменту у «ТАИФа» возникли собственные планы по использованию Нижнекамского НПЗ. В ходе разгоревшегося конфликта «Татнефть» потерпела поражение и лишилась прав на это предприятие.
В 2005 году «Татнефть» решила построить в Нижнекамске новое предприятие, рассчитанное на переработку 7 млн тонн нефти в год. Прежний проект дополнен нефтехимическим комплексом, что позволит кроме топлива выпускать продукцию глубокой переработки с высокой долей добавленной стоимости. Для ускорения работ «Татнефть» обратилась к правительству России с просьбой выделить дополнительные ресурсы из Инвестиционного фонда РФ.
«Татнефти» также принадлежит небольшая доля акций Московского НПЗ, что позволяет получить доступ к столичному рынку нефтепродуктов.

31% акций «Татнефти» находится в собственности Республики Татарстан. Это обеспечивает компании поддержку со стороны региональных органов власти.

По итогам 2007 года на долю «Татнефти» пришлось 5,2% общероссийской добычи нефти и 0,1% добычи газа.

История компании

Создание компании
Производственное объединение «Татнефть» было создано в 1950 году на основании постановления Совета Министров СССР. В январе 1994 года ПО «Татнефть» было преобразовано в открытое акционерное общество. В ходе приватизации 40% акций ОАО «Татнефть» было закреплено за Республикой Татарстан, 41,34% переданы трудовому коллективу и руководству компании, оставшаяся часть реализована инвестиционным фондам и предприятиям-смежникам.
Особенностью приватизации «Татнефти» было введение «золотой акции», принадлежащей правительству Татарстана.

Биржевые торги акциями «Татнефти»
В декабре 1996 года акции «Татнефти» были внесены в листинг Лондонской фондовой биржи. «Татнефть» стала одной из первых российских компаний, организовавшей торговлю своими ценными бумагами на зарубежных биржах. Это позволило «Татнефти» привлечь значительный объём денежных средств, направленных на развитие компании.
26 января 1998 года обыкновенные акции «Татнефти» вошли в котировальный лист первого уровня Российской торговой системы, а 9 февраля 1998 года в список ценных бумаг, допущенных к торговле в РТС, вошли также привилегированные акции.
В марте 1998 года акции «Татнефти» в форме АДР второго уровня начали обращаться на Нью-Йоркской фондовой бирже.
С 23 августа 1999 года начались торги обыкновенными и привилегированными акциями ОАО «Татнефть» на Московской межбанковской валютной бирже.

Строительство Нижнекамского НПЗ, часть 1
В 1997 году было принято решение о строительства нефтеперерабатывающего завода на территории Татарстана. Для реализации проекта было учреждено ОАО «Нижнекамский НПЗ», доли участия в котором распределились следующим образом: «Татнефть» — 63%, «Нижнекамскнефтехим» — 25%, «ТАИФ» — 7,5%, «Татнефтехиминвест-холдинг» — 2,5%, «Нефтек-техно» — 2%. Базой для создания НПЗ стала установка ЭЛОУ-АВТ, принадлежащая «ТАИФу».
В конце 2002 года был введен в действие базовый комплекс Нижнекамского НПЗ, включающий в себя установки первичной переработки нефти, гидроочистки средних дистиллятов, висбрекинга и производства дорожных битумов. Все оборудование являлось собственностью учредителей ОАО «Нижнекамский НПЗ» и передано предприятию в долгосрочную аренду.
В 2003 году «ТАИФ» расторг договор с Нижнекамским НПЗ о бессрочной аренде ЭЛОУ-АВТ. Другие участники проекта оспаривали решение «ТАИФа» в судах, однако успеха не добились. 31 августа 2005 года «Татнефть» продала всё принадлежавшее ей имущество Нижнекамского нефтеперерабатывающего завода группе компаний «ТАИФ». Имущество базового комплекса Нижнекамского НПЗ было оценено по фактически понесенным затратам. Стоимость сделки — 9 млрд рублей. «Нижнекамскнефтехим» также продал «ТАИФу» принадлежавшую ему долю Нижнекамского НПЗ.
В 2005 году «Татнефть» начала реализацию проекта строительства в Нижнекамске нового НПЗ.

Иделойл
В 1997 году «Татнефть» выступила одним из учредителей российско-британского СП «Иделойл». Уставный капитал совместного предприятия был распределен следующим образом: «Татнефть» — 10%, «Татнефте-пром» — 40%, Aminex Pic — 35%, «Зарубежнефть» — 5%. СП «Иделойл» получило лицензии на разработку нескольких месторождений на территории Татарстана.

Последствия финансового кризиса 1998 года
Резкое падение курса рубля по отношению к мировым валютам, произошедшее в августе 1998 года, поставило «Татнефть» в тяжелое положение. В 90-е годы компания активно привлекала заёмные средства. Только за один 1997 год «Татнефть» разместила еврооблигации на сумму $300 млн и примерно столько же заняла у западных банков. Основная часть кредитов бралась на небольшой срок, а полученные средства вкладывались в капитальные проекты с длительным периодом окупаемости. В дополнение резко упала цена нефти на мировом рынке. Все это привело к тому, что осенью 1998 года «Татнефть» приостановила обслуживание кредитов, фактически объявив дефолт. Кредиторы согласились реструктурировать обязательства компании, перенеся выплаты на более поздний период.

«Калмтатнефть»
В начале 2000 года «Татнефть» и «Калмнефть» на паритетных условиях учредили ЗАО «Калмтатнефть». Компания выиграла лицензии на право разработки в течение 25 лет Кумо-Манычского, Цекертинского и Ики-Багутовского участков в Калмыкии. Прогнозные ресурсы этих участков на тот момент оценивались в 431,7 млн тонн нефти, извлекаемые — в 158,4 млн тонн. По химическому составу нефть, залегающая на лицензионных участках, относится к категории лёгких.
В 2003 году «Татнефть» приобрела 50% акций «Калмтатнефти» у компании «Калмнефть», увеличив свою долю в уставном капитале до 100%.

Ефремовский завод синтетического каучука
В 2001 году «Татнефть» получила контроль над ОАО «Ефремовский завод синтетического каучука». Компании удалось собрать 75,57% акций этого предприятия.

Покупка акций Sibir Energy
В июне 2002 года «Татнефть» и трейдинговая компания «Корус» купили 33,33% акций Sibir Energy за $240 млн. С приобретением акций Sibir Energy «Татнефть» и «Корус» получили возможность влиять на деятельность «Московской нефтегазовой компании», 50% акций которой принадлежит Sibir Energy. По инициативе новых акционеров было принято решение о предоставлении «Татнефти» статуса оператора по поставкам нефти на Московский НПЗ.

Добыча нефти в Сирии
В ноябре 2003 года «Татнефть» выиграла тендер на разведку и разработку блока №27, расположенного на юго-востоке Сирии на границе с Ираком. Площадь блока — около 2 тыс. кв. км. Прогнозные извлекаемые ресурсы по категории С1 оцениваются в 6 млн тонн нефти. Соглашение о разделе продукции по сирийскому блоку №27 подписано в марте 2005 года. Для реализации проекта «Татнефть» и Сирийская нефтяная компания создали совместное предприятие с равными долями участия.
Компания осуществила и переинтерпретацию сейсморазведочных материалов прошлых лет, выполнила сейсмические исследования по методам 2D и ЗD. В марте 2008 года началось бурение первой разведочной скважины на блоке.

Татнефть-Самара
В декабре 2003 года НК «Татнефть» получила лицензию на освоение самарской части Нурлатского месторождения. Для проведения работ на территории Самарской области создано ЗАО «Татнефть-Самара», в котором «Татнефти» принадлежит 75% акций.
Нурлатское месторождение было открыто в 1956 году, введено в промышленную разработку в 1975 году. Месторождение относится к категории сложных для разработки, а по объёму запасов — к классу средних. Частично оно находится на севере Самарской области, частично на территории Республики Татарстан. На той части, которая расположена в Татарстане, «Татнефть» ведет добычу сырья в течение длительного периода, теперь же компания сможет вовлечь в эксплуатацию самарскую часть месторождения.

Разработка месторождений в Ливии
В октябре 2005 года ОАО «Татнефть» выиграло тендер на право проведения разведки и разработки сухо-путного блока №82-4, расположенного в бассейне Гедамес в центральной части Ливии. Площадь блока составляет 2 тыс. кв. км. На территории блока ранее было пробурено две разведочные скважины, показавшие наличие углеводородов.
В конце 2005 года «Татнефть» и «Национальная нефтяная корпорация Ливии» подписали контракт на разведку и разработку углеводородного блока N82-4.
29 марта 2007 года ОАО «Татнефть» были подписаны соглашения ещё по трём участкам в Ливии: №82 (блок 1), №69 (блоки 1, 2, 3, 4) и №98 (блоки 2 и 4).

Реорганизация НГДУ
В начале 2006 года «Татнефть» объявила о проведении очередного этапа укрупнения своих нефтегазодобывающих управлений. 1 февраля 2006 года совет директоров «Татнефти» одобрил слияния НГДУ «Иркеннефть» с НГДУ «Лениногорскнефть», НГДУ «Заинскнефть» с НГДУ «Елховнефть».

Разработка Ашальчинского месторождения
В 2006 году «Татнефть» начала опытно-промышленную разработку Ашальчинского месторождения природных битумов. Добыча сырья осуществляется по технологии парогравитационного дренирования. На месторождении пробурена пара горизонтальных скважин с выходом на поверхность, одна над другой с расстоянием в 5 м. В верхнюю скважину подаётся пар, из нижней извлекается разогретая нефть.
В перспективе опыт разработки Ашальчинского месторождения может быть распространен на другие месторождения высоковязкой и битумной нефти. Геологические ресурсы тяжёлых нефтей и битумов на месторождениях Татарстана оцениваются в 2-7 млрд тонн. Выявлены 450 месторождений и проявлений битумов, 149 из них расположены в зоне лицензионной деятельности «Татнефти».

Ромашкинское месторождение
В июле 2006 года Федеральное агентство по недропользованию РФ продлило действие лицензии ОАО «Татнефть» право пользования недрами с целью добычи нефти и газа Ромашкинского нефтяного месторождения до июля 2038 года.
Ромашкинское месторождение является самым крупным и старейшим из разрабатываемых компанией. Оно было открыто в 1948 году. Промышленная разработка месторождения началась в 50-х годах прошлого века и достигла пика во второй половине 70-х годов. На сегодняшний день Ромашкинское является одним из крупнейших нефтяных месторождений в мире. По оценке аудиторской фирмы Miller&Lents доказанные запасы нефти по методике SPE на Ромашкинском месторождении по состоянию на 1 января 2006 года составляли 3,255 млрд баррелей. Выработанность запасов Ромашкинского месторождения превышает 80%.

Утилизация попутного газа
В 2007 году Минприроды и Минпромэнерго потребовали от российских нефтяных компаний довести утилизацию попутного нефтяного газа до 95% к 2011-2015 годам. Нефтяные компании сообщили о планах выделить свыше $6 млрд на повышение уровня использования газа. Лидерами в сфере утилизации попутного газа являются «Сургутнефтегаз» и «Татнефть», уже достигшие необходимого уровня.
http://www.ngfr.ru/library.html?tatneft

Татнефть: Разведка и добыча


http://www.tatneft.ru/wps/wcm/connect/tatneft/portal_rus/proizvodstvo/razvedka_i_dobicha/

Разработка месторождений. Добыча нефти и газа
В настоящее время ОАО «Татнефть» осуществляет разработку 82 месторождений на территории Республики Татарстан и за ее пределами.

Основная доля текущей добычи нефти приходится на шесть крупных месторождений: Ромашкинское, Бавлинское, Сабанчинское, Ново-Елховское, Первомайское, Бондюжское. При этом около 60% добычи обеспечивается Ромашкинским нефтяным месторождением.

В 2009 году достигнут максимальный уровень добычи нефти за последние 15 лет. По сравнению с 2008 годом добыча нефти по ОАО «Татнефть» увеличилась на 0,3% и составила 25,85 млн тонн. Сверх плана компания добыла 450,44 тыс. тонн нефти.

В целом по Группе «Татнефть» в 2009 году объем добычи составил 26,106 млн тонн нефти (100,2%) к уровню 2008 года.

Для ОАО «Татнефть» пробурены и закончены строительством 261 новая добывающая скважина, введены из бурения и освоения 234 скважины с дебитом 9,5 т/сут.

В 2009 году средний дебит нефти по скважинам ОАО «Татнефть» составил 4,0 т/сут.

Осуществлен капитальный ремонт 1 984 скважин. После КРС в 2009 году наблюдался прирост дебита нефти по сравнению с прошлым годом на более чем 20% и составил 3,1 т/сут.

За год выполнено 9 575 текущих ремонтов. Количество ремонтов нефтяных скважин снизилось на 6,0% по сравнению с 2008 годом.
http://www.tatneft.ru/wps/wcm/connect/tatneft/portal_rus/proizvodstvo/razvedka_i_dobicha/razrabotka_mestorozhdeniy._dobicha_nefti_i_gaza/

География нефтегазодобычи
ОАО «Татнефть» приобрело права на геологоразведку и разработку месторождений нефти, газа
и конденсата в результате участия в аукционах, а также через покупку части бизнеса нефтяных компаний в Самарской и Оренбургской областях, Ненецком автономном округе и Республике Калмыкия.

С участием ОАО «Татнефть» созданы 11 нефтяных дочерних и зависимых компаний:
— ЗАО «Татнефть-Самара»,
— ЗАО НГДП «Абдулинскнефтегаз»,
— ООО «Татнефть-Северный»,
— ООО «Татнефть-Абдулино»,
— ОАО «Илекнефть»,
— ЗАО «КалмТатнефть»,
— ОАО «Калмнефтегаз»,
— ЗАО «Севергазнефтепром»,
— ЗАО «Севергеология»,
— ЗАО «Ямбулойл»,
— ЗАО «ТАТЕХ».

Указанные нефтяные компании уже владеют лицензиями на геологическое изучение, поиск, разведку и добычу углеводородного сырья на 31 лицензионном участке (в т. ч. серии НЭ — 6,
серии НР — 11, серии НП — 14).

В 2009 году велась эксплуатация 19 месторождений нефти 45 скважинами в Самарской
и 5 скважинами в Оренбургской областях. В Самарской области обустроен ранее пробуренный фонд и осуществлено бурение новых скважин. Дебиты новых пробуренных скважин составили 11,9 т/сут.

На территории контрактных участков ОАО «Татнефть» в Сирии и Ливии продолжилось исполнение программы геологоразведочных работ. В Сирии пробурено четыре поисково-разведочные скважины. Начата бурением оценочная скважина «Южная Кишма-2». В декабре 2009 года объявлено коммерческое открытие месторождения Южная Кишма.
На участке 82-4 в Ливии пробурены две разведочные скважины, на которых получены промышленные притоки нефти. Начата бурением первая разведочная скважина на участке 82-1.

http://www.tatneft.ru/wps/wcm/connect/tatneft/portal_rus/proizvodstvo/razvedka_i_dobicha/geografiya_neftegazodobichi/

Повышение эффективности нефтегазодобычи
Поиск месторождений

С целью поиска месторождений, кроме стандартных технологий, таких как сейсморазведка, Компанией применяется ряд новых:
прогнозирование нефтеперспективных объектов методом искусственного интеллекта;
«Нейросейсм»;
сбор углеводородных газов из почвы и оценка ореола рассеивания углеводородов Gore Sorber;
низкочастотное сейсмическое зондирование (НСЗ);
геолого-геофизическая технология оптимизации выбора места бурения скважин (ГТО ВМ);
электромагнитное зондирование (ЭМЗ);
комплекс программ обработки материалов сейсморазведки 3Д «Stratimegic».
Бурение

В бурении в 2009 году применено 34 новые технологии. В 2009 году в ОАО «Татнефть» пробурено 17 скважин малого диаметра (СМД), из них 13 скважин введено для добычи нефти (добыча нефти — 9,863 тыс. тонн). Средний дебит составил 6,7 т/сут

Наиболее эффективными технологиями в части повышения качества крепления скважин являются установки силикатных ванн в интервале продуктивных пластов, применение цемента марки G, применение устройств манжетного цементирования, в части достижения высоких дебитов нефти – строительство горизонтальных и многозабойных скважин.
Добыча

Определяющее значение в добыче нефти имеет применение методов увеличения нефтеотдачи пластов. Дополнительная добыча в 2009 году за счет третичных МУН пластов составила 5,17 млн.тонн (100% к уровню 2008 г.). В целом за счет третичных и гидродинамичных методов повышения нефтеотдачи пластов добыто 11,6 млн. тонн нефти, то составляет 44,9% от общей добычи за 2009 год.
Работы на месторождениях сверхвязкой нефти
В 2009 году продолжались опытно-промышленные работы по разработке месторождений сверхвязкой нефти. В промышленной разработке находятся две залежи сверхвязкой нефти шешминского горизонта Мордово-Кармальского и Ашальчинского месторождений.

Подготовлены проекты пробной эксплуатации 19 залежей и месторождений. На залежи Мордово-Кармальского месторождения ведется обустройство участка для проведения опытно-промышленных работ тепловым методом добычи нефти (технологическая схема ОПР утверждена Центральной комиссией по разработке — ЦКР).

Выделен участок для испытания технологии внутрипластового горения с использованием горизонтальных скважин на Южном и Юго-Западном участках и паротеплового воздействия — на Северном куполе. Добыча залежи сверхвязкой нефти Мордово-Кармальского месторождения составила 5 тыс. т нефти.

Добыча сверхвязкой нефти на участке ОПР Ашальчинского месторождения в 2009 году составила свыше 18,4 тыс. т. С использованием парогравитационной технологии, на базе трех пар горизонтальных скважин с начала опытных работ добыто более 38, 1 тыс. тонн.
http://www.tatneft.ru/wps/wcm/connect/tatneft/portal_rus/proizvodstvo/razvedka_i_dobicha/povishenie_effektivnosti_neftegazodobichi/

Геолого-поисковые работы
В настоящее время ОАО «Татнефть» и 13 её дочерним и зависимым компаниям предоставлено 113 лицензий на поиск и разработку углеводородного сырья.

В глубокое бурение в 2009 году введено 10 структур в Республике Татарстан и 9 в Самарской области. Сейсморазведочными партиями ООО «ТНГ-Групп» подготовлено в глубокому бурению 16 структур в Республике Татарстан.
Ежегодное и последовательное осуществление геологоразведочных работ ОАО «Татанефть» позволило за последние 8 лет обеспечить прирост извлекаемых запасов нефти в объемах, компенсирующих текущую добычу нефти. За прошедший год по Республике Татарстан обеспечен прирост запасов нефти по Компании «Татнефть» в объеме 62,1 млн. тонн. Открыто 16 новых месторождений, в том числе по Республике Татарстан — 10 (из них 6 месторождений с залежами сверхвязкой нефти), в Самарской области — 3, в Оренбургской области — 2, в Сирии — 1.

Прирост запасов связан с успешным использованием современных технологий при добыче нефти и газа, расширением географии деятельности Компании, а также с освоением месторождений сверхвязкой нефти на территории Республики Татарстан.

Положительные результаты опытно-промышленной эксплуатации Ашальчинского и Мордово-Кармальского месторождений высоковязкой нефти позволили поставить на баланс по международной классификации в качестве доказанных часть запасов этих месторождений.
Доказанные запасы нефти на начало 2010 года по оценке «Miller & Lents» составили 862, 2 млн. тонн нефти, вероятные и возможные 275, 1 млн. тонн.

ОАО «Татанефть» направляет инвестиции в поиск и разведку месторождений не только в Татарстане, но и в других регионах: в Республике Калмыкия, Оренбургской, Самарской, Ульяновской областях, Ненецком автономном округе. С участием капитала ОАО «Татнефть» в Российской Федерации работают 13 дочерних и зависимых компаний, имеющих 31 лицензионный участок.
http://www.tatneft.ru/wps/wcm/connect/tatneft/portal_rus/proizvodstvo/razvedka_i_dobicha/geologo-poiskovie_raboti/

MEA-1999: б.СССР, Турция

Источник: Мillennium energy atlas, 1999


Читать далее