Архив меток: Восточная Сибирь

Alenka Capital: Роснефть


Читать далее

Реклама

Картографические ресурсы // СНИИГГиМС

Геоинформационные ресурсы — Картографические ресурсы
http://www.sniiggims.ru/sitepages/resource/strtect.aspx

Структурно-тектоническая карта нефтегазоносных провинций Сибирской платформы

http://www.sniiggims.ru/maps/strtect.html

Карта нефтегазоносности Сибирской платформы
http://www.sniiggims.ru/maps/hcdens.html

Схема лицензирования на нефть и газ (по состоянию на 01.04.2014 г.)
http://www.sniiggims.ru/maps/hclic.html

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

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

mgeos.ru: Музей геологии Красноярского края

http://mgeos.ru/

Раздел «библиотека»

Введение

Хронология главных событий в истории развития геологоразведочных работ Центральной Сибири

Недра края

Месторождения края

Нефтегазоносные провинции

Видео

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.

Российский геологический портал

http://www.rosgeoportal.ru/default.aspx

Журнал «Недра и ТЭК Сибири»
http://www.rosgeoportal.ru/firm/tomsk/SitePages/smi/nedratek.aspx

Роснефть-Китай: мнения о торговле нефтью

11.12.2013
«Роснефть» планирует ускорить процесс освоения восточносибирских месторождений за счет предоплаты Китая за поставку сырья. Об этом 10 декабря сообщил замминистра энергетики Юрий Сентюрин.

Согласно его словам, речь идет о Сузунском, Тагульском, Лодочном, Юрубчено-Тохомском, Куюмбинском месторождениях и месторождениях Мессояхской группы. «Если посмотреть срок, графики этой работы, то она сократится с 10 до 3 лет», — цитирует «Интерфакс» Юрия Сентюрина. В августе президент «Роснефти» Игорь Сечин говорил о запуске восточносибирских месторождений в 2016-2019 гг. По оценкам, объем инвестиций в разведку и добычу на суше до 2022 года может составить $200 млрд. Около $65 млрд из этой суммы планируется направить на ввод новых месторождений.

По мнению аналитика ИК «Анкоринвест» Сергея Вахрамеева, на пике добычи Сузунское месторождение будет давать 4,8 млн тонн, Тагульское — 4,7 млн тонн, Русское — 7,5 млн тонн, Юрубчено-Тохомское — 5 млн тонн, доля «Роснефти» в Куюмбинском — 5 млн тонн и в Мессояхской группе — 9,2 млн тонн (в этих двух проектах ее партнер — «Газпром нефть»), Лодочное — около 2 млн тонн. В 2012 года добыча нефти и газового конденсата «Роснефти» составила 122 млн тонн. По итогам 2013 году производство нефти прогнозируют на уровне 207 млн тонн. Об этом сообщает газета «Ведомости».

Сейчас российская компания экспортирует в Китай 15 млн тонн в год по нефтепроводу Сковородино — Мохэ. В марте стороны договорились о поставках еще 365 млн тонн в течение 25 лет (с возможностью продления на 5 лет) на сумму $270 млрд, из которых $65 млрд — предоплата.

Основным маршрутом для поставок нефти остается отвод от ВСТО на Китай. С 1 января по 31 декабря 2014 г. по нему будет экспортироваться дополнительно 2 млн тонн, с 1 января 2015 года по 31 декабря 2017 года — 5 млн тонн в год, с 1 января 2018 года по 31 декабря 2037 года — 15 млн тонн в год, с 1 января по 31 декабря 2038 года — 7,5 млн тонн. Сверх этих объемов стороны договорились о поставках по другим маршрутам 7-10 млн тонн в год в течение 5-10 лет начиная со следующего года для снабжения НПЗ в западной части Китая.
http://www.ogjrussia.com/news/predoplatu-kitaya-rosneft-ispolzuet-dlya-osvoeniya-mestorozhdeniy/

11.12.2013
Госдума ратифицирует соглашение России с Китаем о расширении сотрудничества в торговле сырой нефтью.
«О ратификации Соглашения между Правительством Российской Федерации и Правительством Китайской Народной Республики о расширении сотрудничества в сфере торговли сырой нефтью» (внесен 20.11.13). Доклад статс-секретаря — заместителя Министра энергетики РФ Ю.П. Сентюрина. Содоклад председателя Комитета по международным делам А.К. Пушкова.
Соглашение подписано в г. Москве 22 марта 2013 года и определяет условия расширения сотрудничества между РФ и КНР по увеличению объемов поставки нефти в Китай.
За реализацию отвечает Роснефть .

предусматривается:
что увеличение поставок нефти в КНР осуществляется путем заключения долгосрочного договора (или нескольких договоров) между уполномоченными организациями сторон на поставку сырой нефти общим сроком на 25 лет с возможностью продления срока действия на 5 лет.
Приоритетным направлением поставки нефти в Китайскую Народную Республику является поставка по нефтепроводу «Сковородино-Мохэ».
В соответствии с Соглашением Стороны будут содействовать увеличению поставок сырой нефти по нефтепроводу «Сковородино-Мохэ» таким образом, чтобы дополнительные к предусмотренным на дату заключения Соглашения действующими договорами целевые объемы поставки составили:
с 01 июля 2013 г. до 31 декабря 2013 г. — до 800 тысяч тонн;
с 01 января 2014 г. до 31 декабря 2014 г. — 2 миллиона тонн;
с 01 января 2015 г. до 31 декабря 2017 г. — 5 миллионов тонн в год;
с 01января 2018 г. до 31 декабря 2037 г. -15 миллионов тонн в год;
с 01 января 2038 г. до 30 июня 2038 г. — 7,5 миллионов тонн.
Цена сырой нефти будет определена в соответствующих договорах между уполномоченными организациями (их дочерними обществами) сторон.

Китайская Сторона окажет поддержку уполномоченной организации Китайской Стороны в предоставлении уполномоченной организации Российской Стороны (ее дочерним обществам) предоплаты за поставляемую нефть.
Соглашение содержит правила иные, чем установленные законодательством РФ, а именно статьей 6 предусматривается освобождение от налогообложения процентов по предоплате, предоставляемой по договорам, заключаемым в соответствии с Соглашением, и иные связанные с ней выплаты, в государствах сторон.

А суть в том, что Китай уже заплатил Роснефти аванс, речь идет о 60 млрд. долл.
Выгодное для госкомпании соглашение может обернуться недополученной прибылью для бюджета и ростом цен на бензин внутри страны. Это, как минимум.
http://avlady.livejournal.com/585296.html

Комментарии в записи
— Писали, что там еще и освобождение Роснефти от налогов по этой сделке протаскивается через Госдуму вместе с ратификацией этого соглашения.

— — — —
i/ Китай выгодно пристраивает осевший у него бумажно-электронный шлак
ii/ Сечин выгодно позиционирует себя как эффективного менеджера, осваивающего новую нефтегазоносную провинцию
iii/ Но в чем выгода России в торговле нефтью за бумажно-электронный шлак, а не за золото?

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

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

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

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


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

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

Стратегия разработки углеводородов на Таймыре (2008)

2007 год для нефтяной отрасли СибФО

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

Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторождение


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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторождение

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

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

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

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

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

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

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

Залежи выявлены на глубине 1427-1950 м.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

«Роснефть» год ждет документов по «Таас-Юрях»

Купив в начале 2012 года долю в «Таас-Юрях Нефтегазодобыче» (ТЮН), «Роснефть» получила кота в мешке. Как стало известно РБК daily, главе госкомпании Игорю Сечину пришлось через суд требовать у руководства «Таас-Юрях» информацию о ее деятельности за предыдущие три года, в том числе о финансово-кредитной истории. За неизвестными кипрскими офшорами, которым принадлежит контрольный пакет, могут стоять нынешние владельцы Urals Energy.

Читать далее

Роснефть, день инвестора-2013. 4. Газ

Директор Департамента газового бизнеса ОАО «НК «Роснефть» В.В. Русаковой


На суше все оценено более-менее достоверно, запасы АВС1+С2. Хотя было бы лучше отдельно показать С2. Отличие категории С1 от категорииС2. На шельфе только ресурсы


Немного гринфилдов к 2020, чуть больше половины


В 2013 г. планируется рост продажа газа на 28 млрд. м3. Очень расплывчатое понятие.
Если смотреть отчет за 1Q2013 (Анализ (MD&A)) общая добыча газа составила 5.97 млрд. м3, увеличившись за квартал на 0.6 млрд. м3, а с 1Q2012 на 2.47 млрд. м3

Нефть: новые льготы по экспортным пошлинам и НДПИ

Чтобы стимулировать добычу на месторождениях с труднодоступной нефтью, правительство разработало единую методику предоставления льгот на экспортную пошлину. Дисконт для месторождений в Восточной Сибири и на севере страны достигнет почти 50% от стандартной ставки. Введение этих скидок вместе с льготами на НДПИ принесет дополнительные 300 млрд долл. в федеральный бюджет, а нефтяным компаниям позволит ускорить разработку новых месторождений.

Правительство приняло решение снизить почти в два раза налоговую нагрузку по экспортным пошлинам на нефть с новых месторождений в Восточной Сибири, сказал министр энергетики Александр Новак по итогам совещания у премьер-министра Дмитрия Медведева. Министр уточнил, что благоприятный режим коснется новых месторождений в Красноярском крае, Иркутской области, Республике Саха (Якутия), а также месторождений в Ямало-Ненецком и Ненецком автономных округах. Кроме того, по словам министра, под льготы подпадут и месторождения с запасами более 10 млн т и выработкой на 1 января 2013 года менее 5% от существующих запасов, то есть на которых еще не ведется масштабная промышленная добыча (см. таблицу).

«Льготы будут предоставляться на определенный объем нефти, и ставка пошлины на эту нефть составит 45% от цены свыше 50 долл. за баррель, то есть почти вдвое», — сказал г-н Новак. При этом будет учитываться выход на экономическую рентабельность проектов в размере 16,3% от их внутренней доходности. То есть по достижении этого показателя экспортные льготы будут отменяться.

Кроме того, правительство продлило действие льготных ставок по налогу на добычу полезных ископаемых (НДПИ) на нефть с месторождений Якутии, Иркутской области и Красноярского края с 2017 до 2022 года. «К 15 ноября в правительство будет внесено соответствующее постановление кабинета министров, где будут оговорены правила предоставления льгот, а также порядок мониторинга при реализации проектов», — сказал г-н Новак. Согласно презентации Минэнерго (имеется в распоряжении РБК daily), под льготы подпадают также проблемные проекты «Газпром нефти»: Мессояхинский, Куюмбинский и Новопортовский. В феврале компания высказывала опасения, что с 2013 года ей придется притормозить их реализацию (см. РБК daily от 03.02.12).

По оценкам Минэнерго, «налоговые каникулы» принесут в бюджет около 300 млрд долл. до 2030 года. Дело в том, что сейчас месторождения в Восточной Сибири и северных регионах страны (примерно 10 млрд т запасов нефти) не разрабатываются из-за отсутствия экономических стимулов.

«Снижение налоговой нагрузки выведет рентабельность новых проектов на приемлемый уровень, простимулирует увеличение добычи и активное освоение гринфилдов компании, что, в свою очередь, даст стимул для развития экономики региона», — отметил представитель ТНК-ВР. В «Газпром нефти» соглашаются, что новая методика даст возможность инвесторам эффективно планировать долгосрочные многомиллиардные капвложения и в конечном итоге станет решающим фактором, позволяющим принимать положительные инвестиционные решения по разработке новых месторождений, нерентабельных в текущих налоговых условиях.

«Роснефть» отметила, что под льготы по НДПИ подпадают Северо-Ванкорское и Юрубчено-Тохомское месторождения. А под новую методику расчета экспортных пошлин — Лабаганское и Наульское месторождения, а также Кынско-Часельский участок недр. Это как раз те проекты, инвестпрограммы по которым компания долгое время не могла определить из-за отсутствия льгот.

Впрочем, представители ЛУКОЙЛа и «Газпром нефти» отметили, что одних «точечных» льгот недостаточно, и отрасли нужна налоговая реформа, которая предусматривала бы взимание налогов с прибыли компаний, как это уже происходит в ряде западных стран. «Башнефть», чьи месторождения им. Требса и им. Титова попали в список претендентов на льготы, отказалась официально комментировать новую методику. Но ранее уже заявляла, что поддерживает любые инициативы правительства, стимулирующие разработку труднодоступных запасов.

Сейчас льготы по экспортной пошлине ежемесячно утверждаются постановлением правительства по формуле, зависящей от мировой цены, и с учетом предельного размера ставок, указанного в федеральном законе «О таможенном тарифе». Их получили 23 месторождения. Источник в Минэнерго пояснил, что те месторождения, на которых уже действуют льготы по пошлине, просто перейдут на расчеты по новой методике. На необходимые «бюрократические» процедуры будет отведено от трех до шести месяцев.

Аналитик ИФК «Метрополь» Сергей Вахрамеев отметил, что в выигрыше окажутся в первую очередь «Газпром нефть» и ТНК-ВР. Только за год пиковой добычи на Мессояхинском проекте компании сэкономят до 6,5 млрд долл.

http://www.rbcdaily.ru/2012/09/25/tek/562949984785304

http://www.vedomosti.ru
Правительство поддержит нефтяников на новых месторождениях
Нефтяные компании получат целый комплект налоговых стимулов

Правительство наконец утвердит единый механизм стимулов для нефтяников, сообщил министр энергетики Александр Новак после совещания у премьера Дмитрия Медведева. Государство должно не только забирать деньги из отрасли, хотя это периодически делать приходится, но и помогать развитию — тогда забрать в итоге можно будет больше, поддержал идею сам Медведев.

Сейчас льготные ставки экспортной пошлины ежемесячно устанавливаются постановлением правительства, применяются они на 24 месторождениях, а правила предоставления льготы и ее отмены не закреплены. «Надо сделать максимум для того, чтобы шараханий было поменьше», — указал премьер.

Теперь в законе о таможенном тарифе помимо стандартных ставок вывозной пошлины будут определены предельные значения пониженных ставок, а в постановлении правительства будут прописаны формулы расчета для льгот.

При цене барреля нефти ниже $50 вывозная пошлина взиматься не будет, свыше $50 — ставка составит 45% от разницы текущей цены и $50. При цене более $100 за баррель фактическая пониженная ставка составит 46% от стандартной. В среднем налоговая нагрузка снизится примерно вдвое, объяснил Новак.

С пониженной ставкой можно будет вывезти определенное количество нефти. Главный критерий для проекта — выход на расчетную норму внутренней доходности (IRR) в 16,3%. Теперь государству нужно приготовиться качественно оценивать рентабельность проекта, чтобы принимать решение о льготе, замечает замминистра энергетики Павел Федоров. Важно предусмотреть понятную систему сбора информации и расчетов объема нефти, которая подпадет под льготу, отмечает руководитель международной налоговой практики E&Y для нефтегазового сектора Алексей Кондрашов.

Льготу можно будет получить для месторождений, выработанных менее чем на 5% и с запасами от 10 млн т. Под нее подпадают месторождения на севере и в Восточной Сибири, уточнил вчера Новак.

Компаниям нужны понятные и предсказуемые правила игры, закрепленные законодательно, разработка единой методики — правильный шаг, говорят представители «Лукойла» и «Газпром нефти». Снижение налоговой нагрузки выводит рентабельность новых проектов на приемлемый уровень, стимулирует разработку неосвоенных месторождений и увеличение добычи, а это поможет и экономике региона, доволен представитель ТНК-ВР.

Определение четкого порядка предоставления льгот — шаг вперед с точки зрения прозрачности, замечает Кондрашов: с учетом установленных методикой критериев появится возможность запустить месторождения, инвестрешение по которым не принималось в отсутствие льгот. По оценкам Минэнерго, благодаря льготным ставкам можно обеспечить рентабельную добычу не менее 5 млрд т, добыча будет расти дополнительно на 70-100 млн т в год. Геологоразведка слишком сильно отставала, чтобы создать достаточно мощную ресурсную базу, более реалистичная оценка — дополнительно 50 млн т по новым месторождениям, считает аналитик Номос-банка Денис Борисов.

Налогообложение в отрасли меняется в лучшую сторону, при существующей системе разработка новых месторождений — непосильная задача, замечает сотрудник крупного нефтяного холдинга. Но лучше переходить на налог с финансового результата, добавляет он. Новая методика исходит из экономики проекта, но все равно выигрыши по проектам будут неравными, замечает Борисов: например, различаются геологические свойства, удаленность от транспортной инфраструктуры. Налог на финансовый результат еще нужнее нефтяникам, согласен Борисов: «Эйфория сегодня сдержанная».
http://www.vedomosti.ru/politics/news/4296101/lgotnaya_dobycha

Годовой отчет Роснефти 2011: Добыча

Годовой отчет Роснефти 2011: Геологоразведка

Гелий

Гелий — вещество с самой низкой температурой кипения. Гелий кипит при температуре −269 °C

Распространённость
Гелий занимает второе место по распространённости во Вселенной после водорода — около 23 % по массе. Однако на Земле гелий редок. Практически весь гелий Вселенной образовался в первые несколько минут после Большого Взрыва, во время первичного нуклеосинтеза. В современной Вселенной почти весь новый гелий образуется в результате термоядерного синтеза из водорода в недрах звёзд. На Земле он образуется в результате альфа-распада тяжёлых элементов (альфа-частицы, излучаемые при альфа-распаде — это ядра гелия-4). Часть гелия, возникшего при альфа-распаде и просачивающегося сквозь породы земной коры, захватывается природным газом, концентрация гелия в котором может достигать 7 % от объёма и выше.

Запасы гелия в атмосфере, литосфере и гидросфере оцениваются в 5·10^14 м³. Гелионосные природные газы содержат как правило до 2 % гелия по объёму. Исключительно редко встречаются скопления газов, гелиеносность которых достигает 8 — 16 %.

Получение
В промышленности гелий получают из гелийсодержащих природных газов (в настоящее время эксплуатируются главным образом месторождения, содержащие > 0,1 % гелия). От других газов гелий отделяют методом глубокого охлаждения, используя то, что он сжижается труднее всех остальных газов. Охлаждение производят дросселированием в несколько стадий очищая его от CO2 и углеводородов. В результате получается смесь гелия, неона и водорода. Эту смесь, т. н. сырой гелий, (He — 70-90 % об.) очищают от водорода (4-5 %) с помощью CuO при 650—800 К. Окончательная очистка достигается охлаждением оставшейся смеси кипящим под вакуумом N2 и адсорбцией примесей на активном угле в адсорберах, также охлаждаемых жидким N2. Производят гелий технической чистоты (99,80 % по объёму гелий) и высокой чистоты (99,985 %).

В России газообразный гелий получают из природного и нефтяного газов. В настоящее время гелий извлекается на гелиевом заводе ООО «Газпром добыча Оренбург» в Оренбурге из газа с низким содержанием гелия (до 0,055 % об.), поэтому российский гелий имеет высокую себестоимость. Актуальной проблемой является освоение и комплексная переработка природных газов крупных месторождений Восточной Сибири с высоким содержанием гелия (0,15-1 % об.), что позволит намного снизить его себестоимость.

По производству гелия лидируют США (140 млн м³ в год), затем — Алжир (16 млн м³). Россия занимает третье место в мире — 6 млн м³ в год. Мировые запасы гелия составляют 45,6 млрд м³.

В 2003 г. производство гелия в мире составило 110 млн м3, в том числе в США — 87 млн м3, Алжире — 16 млн м3, России — более 6 млн м3, Польше — около 1 млн м3.

Применение
Уникальные свойства гелия широко используются в промышленности и народном хозяйстве:
в металлургии в качестве защитного инертного газа для выплавки чистых металлов
в пищевой промышленности зарегистрирован в качестве пищевой добавки E939, в качестве пропеллента и упаковочного газа
используется в качестве хладагента для получения сверхнизких температур (в частности, для перевода металлов в сверхпроводящее состояние)
для наполнения воздухоплавающих судов (дирижабли) и (аэростаты) — при незначительной по сравнению с водородом потере в подъемной силе гелий в силу негорючести абсолютно безопасен
в дыхательных смесях для глубоководного погружения (см. Баллон для дайвинга)
для наполнения воздушных шариков и оболочек метеорологических зондов
для заполнения газоразрядных трубок
в качестве теплоносителя в некоторых типах ядерных реакторов
в качестве носителя в газовой хроматографии
для поиска утечек в трубопроводах и котлах (см. Гелиевый течеискатель)
как компонент рабочего тела в гелий-неоновых лазерах
нуклид 3He активно используется в технике нейтронного рассеяния в качестве поляризатора и наполнителя для позиционно-чувствительных нейтронных детекторов
нуклид 3He является перспективным топливом для термоядерной энергетики

В геологии

Гелий — удобный индикатор для геологов. При помощи гелиевой съёмки можно определять на поверхности Земли расположение глубинных разломов. Гелий, как продукт распада радиоактивных элементов, насыщающих верхний слой земной коры, просачивается по трещинам, поднимается в атмосферу. Около таких трещин и особенно в местах их пересечения концентрация гелия более высокая. Это явление было впервые установлено советским геофизиком И. Н. Яницким во время поисков урановых руд. Эта закономерность используется для исследования глубинного строения Земли и поиска руд цветных и редких металлов

В 2009 г. цены частных компаний на газообразный гелий находились в пределах 2,5—3 $/м³.
В 2010 г. цена в Европе на сжиженный гелий была около 11 евро за литр. В 2012 году — 23 евро за литр
http://ru.wikipedia.org/wiki/Гелий

World Grade-A Helium Annual Production
United States — 177, Rest of world — 70, Total — 247
(Million cubic meters)
http://www.indexmundi.com/en/commodities/minerals/helium/helium_t5.html

Гелий применяется в производстве около 80% деталей мобильных телефонов, полупроводников, жидкокристаллических экранов, оптических волокон, а также в космических программах. В связи с тем, что этот газ почти не подвержен радиации, он активно используется в атомной энергетике при создании атомных реакторов. Помимо этого гелий применяется для сварки, резки и плавки металлов, в медицине, рекламной индустрии, для производства электроники и при создании поездов на «магнитной подушке».

Крупнейшие потребители гелия – США, Европа и страны АТР. При этом мировое потребление гелия растет, оставаясь неподвластным экономическому кризису.

Причем если в Европе этот рост составляет 2-3% в год, то в странах АТР 4-5% (а в Китае так и все 15-20% ежегодно). По прогнозам к 2030 году мировое потребление гелия составит 300 млн. куб.м.

Соответственно росту потребления растет и производство гелия. И тут начинается самое интересное. Мировой лидер по запасам этого газа – Россия. Мы располагаем 34% мировых запасов (за нами идут Алжир и Катар), однако наш вклад в его мировое производство ничтожно мал и составляет всего 3% (и то за счет единственного завода в Оренбурге). Пальма первенства в этой сфере принадлежит США, которые дают 73% мирового производства.

Так на чем зиждется гелиевое могущество США? Во-первых, на грамотном подходе со стороны государства. В 60-70 годы власти США предусмотрительно выкупали у своих производителей излишки гелия (потребление в те годы было низким). Таким образом им удалось создать большой резерв объемом в 950 млн. куб.м., который стал распродаваться с хорошей прибылью в 90-ые годы.

Профессионалы российского рынка предлагают использовать аналогичный подход и у нас. Дело в том, что зарубежный рынок гелия намного объемнее внутреннего, а значит, и мы можем добывать гелий про запас. Выбросить большие объемы сырья на рынок сейчас – не рационально, так как это приведет к снижению цен. Следовательно, целесообразно перенять американский опыт, создавая хранилища газа.

Важно то, что в 1996 году в США был принят закон о ликвидации к 2015 году своего национального резерва гелия. Формально это делается для того, чтобы возместить затраты на создание хранилища, но такая логика не совсем понятна, ведь в условиях растущего рынка, распродажа сырья по дешевке выглядит несколько странной. Тем не менее, США, проводя политику распродажи запасов гелия, держат цены на него на низком уровне. Однако уже после 2015 года ситуация резко изменится и у России появится замечательный шанс стать лидером рынка.

Вторая причина господства США на рынке – это наличие у них цистерн для транспортировки гелия. Это очень выгодно, ведь в сжиженном состоянии объем гелия уменьшается в 6 раз. К счастью, теперь у нас появились все шансы обойти США на этом крутом повороте.

Впрочем, есть и еще один нюанс – как говорилось выше, в России гелий добывается только в Оренбурге. Крупнейшие же запасы этого газа находятся в Восточной Сибири. Здесь расположены месторождения с высоким содержанием гелия: Чаяндинское, Ковыктинское, Собинское, Чиканское и др. с совокупными запасами около 20 млрд. куб. м. Их разработка позволит в 2020 году увеличить долю России в производстве гелия с 3% до 50%.
http://www.odnako.org/blogs/show_19055/

К 100-летию Владимира Дарьяльского

22.06.2012
Столетие Владимира Дарьяльского могли бы отметить как минимум три российских города. Мончегорск, где выпускник Ленинградского горного института заложил основы кобальтового производства. Норильск, куда вместе с комбинатом «Североникель» был эвакуирован после начала Великой Отечественной войны и где верой и правдой служил делу становления советской металлургии. И Красноярск, в котором профессор Дарьяльский после 22 норильских лет возглавлял переведённый из Москвы институт цветных металлов.
Читать далее

ООО «ВостокГазинвест»

Адрес 115054, г Москва, ул Дубининская, д 31 А, офис 526
Дата первичной регистрации 20.01.2011 г.

Код по ОКВЭД Тип Наименование вида деятельности
11.10.2 Дополнительный вид деятельности Добыча природного газа и газового конденсата
11.10.11 Дополнительный вид деятельности Добыча сырой нефти и нефтяного (попутного) газа
13.2 Дополнительный вид деятельности Добыча руд цветных металлов, кроме урановой и ториевой руд
http://www.k-agent.ru/?mod=obj&id=5703980

06.04.2011
«Газпром» совершил, может быть, самую странную сделку в своей истории. Компания без официальной санкции совета директоров купила на аукционе Ковыктинское газоконденсатное месторождение, в итоге переплатив, по некоторым оценкам, почти до 50% от первоначальной стоимости.

Давление аукциона

Инфраструктура и собственно Ковыктинское месторождение обошлись «Газпрому» в 31,3 млрд руб. (без учета НДС). Газовый монополист выложил за месторождение 22,3 млрд руб. при стартовой цене 15 млрд и 9 млрд руб.— за газопровод Ковыкта—Жигалово. Единственным соперником «Газпрома» на аукционе был «Востокгазинвест» — «дочка» госкомпании «Роснефтегаз», которая, по общему мнению, должна была выиграть аукцион по стартовой цене, а затем перепродать Ковыкту газовому концерну с минимальной накруткой. Впрочем, по другим оценкам, планы вице-премьера Игоря Сечина, курирующего «Роснефтегаз», могли быть и иными. Например, отдать месторождение «Роснефти» и затем вынудить «Газпром» обеспечить ей экспорт газа в Китай.

Вероятно, газовый монополист получил этому кулуарное подтверждение и вынужден был выйти на аукцион, чтобы обеспечить сохранность своего монопольного положения. «У нового владельца Ковыкты были бы все шансы добиться права на экспорт газа, что стало бы угрозой для монополии «Газпрома»»,— считает аналитик «Тройки Диалог» Валерий Нестеров.

Другим вероятным мотивом действий «Газпрома» может являться достижение неких соглашений с Китаем о цене и объемах поставок газа. В этом случае компании нужна сырьевая база, которую можно будет быстро пустить в оборот, а это только Ковыкта, поскольку там все готово к началу промышленной добычи и расположено месторождение относительно недалеко от китайской границы. Покупка Ковыкты «Роснефтегазом» затянула бы процесс на неопределенный срок, а переговоры и так длятся уже несколько лет.

Ковыктинское газоконденсатное месторождение имеет запасы примерно в 2 трлн куб. м газа. Оно было открыто в конце 80-х годов прошлого века, а в 1990-е переходило из рук в руки. После объединения активов ТНК и российских активов ВР контрольный пакет (62,9%) в компании «РУСИА Петролеум», владевшей лицензией на месторождение, перешел к ТНК-ВР. Другими крупными акционерами были «Интеррос» Владимира Потанина (25% минус одна акция), который продал затем свой пакет за $576 млн энергокомпании ОГК-3, подконтрольной «Норникелю», а также администрация Иркутской области (около 11%).

С самого начала было понятно, что Ковыкта — это сырьевая база для экспорта газа в страны Азиатско-Тихоокеанского региона — Китай, Корею. Разрабатывать это месторождение ради внутреннего потребления особого смысла нет, поскольку на Дальнем Востоке мало крупных потребителей, уровень газификации минимальный, а расстояния между населенными пунктами большие, климатические и природно-географические условия сложные. А в лицензионном соглашении был записан пункт об обязательстве недропользователя добывать ежегодного не менее 9 млрд куб. м газа.

ТНК-ВР активно осваивала Ковыкту. На месторождении был создан имущественный комплекс, который фактически позволяет начать добычу в сжатые сроки, а также построен газопровод до первого большого населенного пункта Жигалово. Но организовать экспортные поставки было невозможно без «Газпрома», который вел свои переговоры с Китаем и Кореей и не был заинтересован в развитии конкурирующего проекта. Зато на ТНК-ВР начали наезжать Минприроды и Роснедра, грозя отобрать лицензию на месторождение за несоблюдение условий лицензионного соглашения (пункта о 9 млрд).

Поняв бесперспективность своих усилий, ТНК-ВР решила продать Ковыкту «Газпрому». Соглашение было заключено в 2007 году, стороны называли сумму $800-900 млн, но сделка так и не состоялась. Все годы, пока шли переговоры, топ-менеджеры «Газпрома» утверждали, что месторождение им не нужно, вводить его в эксплуатацию в ближайшие годы не планируется. Впрочем, аналитики всегда говорили, что это лукавство. Валерий Нестеров полагает, что критика «Газпрома» в адрес Ковыкты была призвана в первую очередь «сбить цену» в переговорах с ТНК-ВР.

Зашедшие в тупик переговоры с «Газпромом» вынудили ТНК-ВР начать процедуру банкротства. Компания является главным кредитором «РУСИА Петролеум», поэтому сделать ей это труда не составило. TNK SH Investments Ltd потребовала вернуть 11,4 млрд руб., «РУСИА Петролеум» не смогла отдать долг — 21 июня 2010 года была начата процедура банкротства, 19 октября арбитражный суд Иркутской области признал компанию банкротом и открыл конкурсное производство. Его финалом стал аукцион 1 марта 2011 года по продаже имущественного комплекса Ковыкты, который выиграл «Газпром».

Китайский сценарий

Представитель «Газпрома» и конкурсный управляющий «РУСИА Петролеум» Олег Сметанин подписали договор купли-продажи имущества компании. Сумма сделки составила 22,3 млрд руб. (без НДС), которые должны быть перечислены в течение 30 дней. На момент подготовки данного материала информации о перечислении «Газпромом» денег не поступало.

По словам представителей «Газпрома», сделка должна быть одобрена советом директоров монополии, хотя возможно, будут найдены способы обойти эту процедуру, чтобы избежать прямого столкновения с рядом правительственных чиновников, недовольных совершенной операцией. Слишком высокой считают цену, заплаченную «Газпромом», в Минэнерго и Минэкономразвития. По мнению Минэнерго, адекватной ценой являются 15,9 млрд руб., предложенные «Востокгазинвестом». Ведомство Сергея Шматко предлагает правительству не одобрять сделку.

Все это выглядит весьма странным, ведь «Газпром» вряд ли пошел бы на аукцион без разрешения высшего руководства страны. Председатель правления компании Алексей Миллер известен как весьма осторожный человек, не склонный к самостоятельным действиям, которые могли бы привести к серьезному конфликту. Источники «Ъ», знакомые с ситуацией, утверждают, что факт сделки был одобрен «на самом верху». «Участие «Газпрома» в аукционе и сумма, которую концерн заплатил, были согласованы с правительством»,— подтвердил «Ъ» пресс-секретарь правительства Дмитрий Песков.

Такой разброс мнений свидетельствует лишь о наличии разных групп влияния в Белом доме, уверены аналитики. Чем закончатся «разборки на высшем уровне», прогнозировать никто не берется. Не исключены самые разные варианты вплоть до отмены сделки и присуждения победы «Востокгазинвесту». Впрочем, последний, по информации из неофициальных источников, в этом случае продаст имущество Ковыкты «Газпрому» по цене приобретения, то есть за 15,9 млрд руб. Александр Назаров из ИФК «Метрополь» говорит, что даже если Ковыкта достанется «Роснефтегазу», освоить месторождение может только «Газпром», который его в итоге и получит.

Однако вероятность такого сценария мала. Скорее всего, «Газпром» действительно согласовал свои действия с руководством правительства.

Остается неясным вопрос, почему компания так много заплатила за Ковыкту. Возможно, «Газпром» планирует в дальнейшем взять в проект неких партнеров (к примеру, китайскую CNPC или НОВАТЭК) и ему выгодно продавать доли по более высокой цене. При этом аналитики отмечают, что «Газпром» сможет организовать поставки газа в Китай уже через несколько лет. По мнению Дениса Борисова из Банка Москвы, через пять лет добыча на месторождении может составить 30 млрд куб. м, а затем объем поставок можно увеличить за счет ввода Чаяндинского месторождения.

Остался нерешенным один момент: нет контракта с китайцами. Они хотят получать газ дешевле, чем Европа, «Газпром» не хочет создавать прецедент и давать европейцам повод требовать новых скидок. Но взяв китайцев в партнеры по Ковыкте, сделав их соинвесторами проекта, можно пойти и на уступки в цене. Завершения переговоров с КНР эксперты ожидают к осени.

Подстегнуть китайцев может и заявление Игоря Сечина, сделанное им в 20-х числах марта по итогам встречи с послом Японии в РФ Масахару Коно, о том, что Россия предложила Японии участвовать в проектах по освоению Чаяндинского и Ковыктинского месторождений. Поскольку это как раз такие проекты, где есть возможность участия японских партнеров. По словам Игоря Сечина, «Газпром» будет строить сотрудничество с учетом наращивания поставок сжиженного природного газа в связи с оперативными нуждами Японии и другими перспективными проектами.
http://www.kommersant.ru/doc/1612503

14 февраля 2011
Структуры, близкие к «Роснефтегазу» и «Газпрому», изучают «РУСИА Петролеум»
http://www.forbes.ru/news/63319-struktury-blizkie-k-rosneftegazu-i-gazpromu-izuchayut-rusia-petroleum

Презентация Интрегео, июль 2008 г.

— — — — — — — — — —
Новый крупный игрок в мировой горной отрасли
Российская горно-металлургическая компания мирового уровня с запасами и ресурсами:
более 15 млн. тонн меди
более 9 млн. тонн никеля
более 1 млн. тонн молибдена
более 750 тонн платиноидов
более 90 млн. тонн титана

После запуска производства Интергео войдет в тройку мировых лидеров-производителей меди, никеля, молибдена, титана и металлов платиновой группы
280 тыс. тонн меди в год
150 тыс. тонн никеля
15 тыс. тонн молибдена
120 тыс. тонн титана
более 17 тонн золота

Капитальные вложения Интергео в течение ближайших 5 лет составят более 10 млрд. долларов
Только в геологоразведочные работы на существующих лицензионных участках в ближайшие два года Интергео инвестирует более 250 млн. долларов
— — — — — — — — — —

— — — — — — — — — —

— — — — — — — — — —
Стратегия агрессивного развития
— Интергео будет активно развивать существующую минеральную базу
— Компания будет наращивать минеральную базу за счет получения новых лицензий и приобретения/ обмена лицензий с третьими лицами
— Компания будет предлагать услуги по осуществлению ГРР и операционному управлению горно-металлургическими проектами другим недропользователям
— Интергео готова привлекать операционных и стратегических партнеров с целью максимально быстрого начала разработки собственных месторождений и запуска производства
— — — — — — — — — —
Команда ГМК Интергео
Управленческая команда Интергео обладает уникальным опытом развития горно-металлургических компаний в России и в мире
Максим Финский – Руководитель геологического комплекса ГМК «Норильский никель»
Майкл Пейдж – Главный геолог целого ряда компаний, включая WMC, Ivanhoe Mines и ГМК «Норильский никель» с опытом работы в Австралии, Монголии и Южной Африке
Григорий Потапов – Руководитель блока инвестиционной политики и направления новых горно-рудных проектов ГМК «Норильский никель»
Александр Стехин – Директор проектов по развитию геологоразведочных и поисковых работ ГМК «Норильский никель»

В активе – успешный проект подготовки к «с нуля» освоению 5 медно-молибденовых месторождений (Быстринское, Бугдаинское, Култуминское, Лугоканское, Солонеченское), расположенных в Читинской области:
Общий объем планируемых инвестиций – 120 млрд. рублей
Поставлены на государственный баланс запасы Бугдаинского месторождения (800 тыс. тонн молибдена); переданы на проектирование запасов Быстринского месторождения (2,3 млн. тонн меди и 260 тонн золота); по обоим месторождениям проведен международный аудит запасов
На принципах ГЧП заключен договор о строительстве железнодорожной ветки протяженностью 375 км и общей стоимостью 60 млрд. рублей
Проведены все предварительные расчеты экономических параметров разработки Читинских месторождений

http://www.slideshare.net/onexim/intergeo?src=embed
http://onexim-group.livejournal.com/78800.html

Итоги производства добычи и золота в Российской Федерации в 2011 г.

На территории РФ в 2011г. добыча и производство золота возросло на 3,6 % по сравнению с 2010 г. до 208 976 кг, в том числе: добычное и попутное увеличилось на 5 % до 185 293 кг и на 13,2 % до 14349 кг соответственно; вторичное снизилось на 25,9 % до 9334 кг. Кроме того, за пределами РФ было переработано 3146 кг золота в концентратах (см. табл. 1).

Табл. 1. Производтсво золото по видам в 2011г.

В 2011 г. по сравнению с 2010 г. добычу увеличили: Амурская область – почти в 1,5 раза за счет прироста мощностей на месторождениях Пионер и Маломыр (ГК «Петропавловск»), Березитовое (Nordgold, объединяющая золотодобывающие активы Северстали); Красноярский край – за счет роста производства на Благодатнинском и Олимпиадинском ГОКах (Полюс Золото); Иркутская область — за счет ввода в эксплуатацию ЗИФ-3 на месторождении Голец Высочайший (ОАО «Высочайший») и роста добычи из россыпей. Снижение добычи на Чукотке и в Хабаровском крае произошло в связи с ожидаемым снижением содержаний на месторождении Купол (ОАО «Чукотская ГГК»), закрытием рудника «Рябиновый» и снижением производства на ГОКе «Тас-Юрях» (ЗАО «Амур Золото») и др. (см. табл. 2).

В декабре 2011 г. было добыто 13331кг золота, что примерно на уровне добычи в декабре 2010 г.

Табл. 2. Добыча золота ведущими российскими регионами в 2011г.

http://zolteh.ru/index.php?dn=news&to=art&id=357


http://www.zolotonews.ru/info/regions/

Rosneft and ExxonMobil Strategic Cooperation Agreement

19.04.2012
Вчера в Нью-Йорке «Роснефть» раскрыла свои планы по развитию до 2020 года. Эти цифры практически совпадают с данными, которые содержатся в до сих пор не опубликованной стратегии развития госкомпании до 2030 года, о содержании которой РБК daily писала 26.03.12. К 2020 году добыча компании должна вырасти в полтора раза по сравнению с 2010 годом, а основной акцент будет сделан на разработке газовых месторождений.

К 2020 году «Роснефть» планирует довести добычу углеводородов до 3,7 млн барр. нефтяного эквивалента в сутки по сравнению с 2,5 млн барр./сут. в 2010 году, сообщил вчера президент компании Эдуард Худайнатов в ходе презентации для инвесторов. Среднегодовой темп роста добычи при этом составит 4%. По словам президента компании, это станет возможным «при цене на нефть около 90 долл./барр. и благоприятном налоговом режиме, который позволит продолжить активную работу в Западной и Восточной Сибири».

При этом рост добычи будет обеспечен существующими доказанными запасами, подчеркнул Эдуард Худайнатов. Основная их часть сосредоточена в рамках 11 крупнейших месторождений, включая Ванкорское, Приобское, Малобалыкское и Мамонтовское. Их совокупный запас составляет 16,8 млрд барр., из которых сейчас разрабатывается лишь порядка 45%, следует из презентации. Всего же доказанные запасы компании составляют 23,4 млрд барр. н.э., в то время как прогнозные ресурсы достигают 206 млрд барр. Перевод их в доказанные ресурсы обеспечит основной рост добычи после 2020 года, рассчитывает компания.

Исходя из презентации «Роснефти» в 2020 году доля газа в суммарной добыче вырастет до 20—24%. Сейчас этот показатель составляет всего 10%, в то время как доля газа в доказанных запасах компании превышает 20%, подчеркнул Эдуард Худайнатов. Всего в 2020 году «Роснефть» планирует добывать 45—55 млрд куб. м газа против нынешнего уровня в 12 млрд куб. м.

По мнению аналитика ИФД «КапиталЪ» Виталия Крюкова, существенный рост добычи «Роснефти» будет достигнут как за счет реализации новых проектов, в частности в Восточной Сибири, так и за счет роста добычи газа. «При этом именно на газовые проекты будет сделан основной упор в ближайшее время: их можно быстрее освоить при наличии доступа к газопроводам», — поясняет эксперт. К тому же есть позиция правительства стимулировать добычу газа независимых производителей, добавляет он.

Озвученные вчера цифры практически совпадают с данными, которые содержатся в стратегии развития «Роснефти» до 2030 года, с которой уже удалось ознакомиться РБК daily. В соответствии с ней к 2020 году добыча компании должна составить 170—180 млн т нефтяного эквивалента в год, из них 25% придется на добычу газа, а к 2030-му — до 200 млн т н.э. (эти цифры соответствуют представленным в Нью-Йорке данным). Добыча газа к этому времени планируется на уровне 40—45 млрд куб. м. Для достижения поставленных задач к 2020 году компания собирается инвестировать 124 млрд долл. Официально стратегия «Роснефти» до сих пор не опубликована.
http://www.rbcdaily.ru/2012/04/19/tek/562949983608747

The event will start on April 18, 2012, at 17-30 Moscow time, 14-30 London time, 9-30 New York time.

http://www.rosneft.ru/attach/0/02/05/rosneft_rus_12_04_2012.pdf


http://www.rosneft.ru/attach/0/02/05/ExxonMobil_Rosneft_SCA_rus.pdf

http://www.rosneft.com/Investors/investor_tools/calendar/Update/

Интервью директора Дирекции по геологоразведочным работам и развитию ресурсной базы «Газпром нефти»

Интервью директора Дирекции по геологоразведочным работам и развитию ресурсной базы «Газпром нефти» Виктора Савельева

Сегодня среди приоритетов ОАО «Газпром нефть» — активные геологоразведочные работы в новых регионах — в Восточной Сибири, на Ямале и шельфе российской Арктики, — а также реализация целой обоймы амбициозных зарубежных проектов. Поставив цель довести добычу к 2020 г. до 100 млн т в год, компания расширяет географию своей деятельности и оценивает возможности сотрудничества с иностранными партнёрами, с которыми хочет разделить риски сложных и масштабных проектов. В преддверии профессионального праздника — Дня геолога — о перспективах разведки нефти и газа в России и за рубежом редакции журнала «Нефть России» рассказал директор Дирекции по геологоразведочным работам и развитию ресурсной базы ОАО «Газпром нефть» Виктор САВЕЛЬЕВ.
Читать далее

Годовой отчет 2010 группы компаний ТНК-ВР. Новые месторождения


http://www.tnk-bp.ru/investors/reports/anual/
http://www.tnk-bp.ru/upload/iblock/ef5/TNK_bp_ar10_ru_lo.pdf

Годовой отчет 2010 группы компаний ТНК-ВР. Разведка, запасы, добыча. Общие показатели

Инвесторам и акционерам — Корпоративная отчетность — Годовой отчет
http://www.tnk-bp.ru/investors/reports/anual/
http://www.tnk-bp.ru/upload/iblock/ef5/TNK_bp_ar10_ru_lo.pdf