Архив меток: газ запасы диаграмма

Восточно-Китайское море


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


http://iv-g.livejournal.com/749695.html

Exclusive Economic Zone (EEZ)

OCTOBER 5, 2012


http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=8270


http://www.eia.gov/countries/regions-topics.cfm?fips=ECS&trk=wn
http://www.eia.gov/countries/analysisbriefs/east_china_sea/east_china_sea.pdf


http://caysuadolongson.com.vn/cong-ty-an-long-son-hat-giong-cay-sua-do-giong-cay-lam-nghiep-giong-cay-xanh-do-thi-ho-chi-minh/han-quoc-muon-ve-lai-adiz-trung-quoc-lac-dau-.html


http://caysuadolongson.com.vn/cong-ty-an-long-son-hat-giong-cay-sua-do-giong-cay-lam-nghiep-giong-cay-xanh-do-thi-ho-chi-minh/tai-sao-vung-phong-khong-tq-tu-nhan-choc-gian-nhat-my-.html

Сирийская оппозиция воюет китайским оружием
http://sokol-ff.livejournal.com/653712.html

Интересно, что и лидер КНР Си Цзиньпинь, в последние дни появляется не в европейском костюме, а в военном френче, так хорошо нам знакомом по архивным фото Сталина и Мао

Между тем, в захватившем китайцев азартном процессе противостояния ВМС КНР и флотов США и Японии, где КНР безусловно принадлежит инициатива, а Япония и США стараются не пропустить неожиданный удар, есть один совершенно серьёзный момент, напрямую касающийся нас, а точнее самого главного для РФ в текущем году внешнеполитического процесса — защиты Сирии от внешней агрессии.

Ничего личного — просто политика. Чем меньше напряжённость в других частях Света, тем пристальнее внимание к КНР и больше сил могут сосредоточить США в Восточно-Китайском море для поддержки Японии. Так сложилось, что КНР, в настоящее время, оказалась заинтересована в экскалации сирийского конфликта, где в Средиземном море, по прежнему несут вахту крупные группировки кораблей ВМС Росиии, США, Турции, Израиля и Британии, для получения стратегического перевеса сил в свою пользу в Восточно-Китайском море.
http://sokol-ff.livejournal.com/660621.html

Реклама

U.S. Natural Gas Proved Reserves, 2011. 1

http://www.eia.gov/naturalgas/crudeoilreserves/index.cfm
http://www.eia.gov/naturalgas/crudeoilreserves/pdf/uscrudeoil.pdf

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

О газе и сланцевом газе в презентациях eia.gov за 2012 г.

Annual Energy Outlook 2012 Early Release Reference Case, January 23, 2012

http://www.eia.gov/pressroom/presentations/howard_01232012.pdf

— — — — — —
В начале 2012 перспективы газа были более скромные, чем в начале 20113 г.

U.S. Oil and Natural Gas Production Outlook: the Gulf of Mexico and Other Areas, January 27, 2012

http://www.eia.gov/pressroom/presentations/howard_01272012.pdf

The U.S. Natural Gas Market in Focus, April 17, 2012


— — — —
Рекордное падение цены в 2012 было на нижней границе возможных цен


— — — —
Ожидание длительных низких цен на газ

http://www.eia.gov/pressroom/presentations/howard_04172012.pdf

Emerging Oil & Gas Supplies: Future Prospects for Oil & Gas Production, June 27, 2012

http://www.eia.gov/pressroom/presentations/staub_06272012.pdf

Fuel Use in Electricity Generation, The changing landscape, June 27, 2012

http://www.eia.gov/pressroom/presentations/beamon_06272012.pdf

U.S. EIA Annual Energy Outlook: Issues in Focus, June 27, 2012

http://www.eia.gov/pressroom/presentations/conti_06272012.pdf

Prospects for U.S. Oil & Natural Gas, July 20, 2012

http://www.eia.gov/pressroom/presentations/sieminski_07202012.pdf

The Short-Term Energy Outlook, September 11, 2012

http://www.eia.gov/pressroom/presentations/sieminski_09112012.pdf

Natural Gas Markets: Recent Changes and Key Drivers, September 11, 2012

http://www.eia.gov/pressroom/presentations/howard_09112012.pdf

Annual Energy Outlook 2013, Early Release Reference Case, December 5, 2012

http://www.eia.gov/pressroom/presentations/sieminski_12052012.pdf

О газе и сланцевом газе в презентациях eia.gov за 2013 г.

http://www.eia.gov/pressroom/presentations.cfm

U.S. Energy Outlook, January 5, 2013


http://www.eia.gov/pressroom/presentations/sieminski_01052013.pdf

Key Drivers Affecting the Outlook for Renewables, February 14, 2013

http://www.eia.gov/pressroom/presentations/howard_02142013.pdf

Status and outlook for shale gas and tight oil development in the U.S., February 21, 2013

http://www.eia.gov/pressroom/presentations/sieminski_02212013.pdf

Status and outlook for shale gas and tight oil development in the U.S., March 1, 2013

http://www.eia.gov/pressroom/presentations/sieminski_03012013.pdf

Status and outlook for shale gas and tight oil development in the U.S., March 9, 2013

http://www.eia.gov/pressroom/presentations/sieminski_03092013.pdf

Outlook for shale gas and tight oil development in the U.S., April 04, 2013

http://www.eia.gov/pressroom/presentations/sieminski_04042013.pdf

Outlook for shale gas and tight oil development in the U.S., April 18, 2013

http://www.eia.gov/pressroom/presentations/sieminski_04182013.pdf

Fuels Used in Electricity Generation, June 5, 2013


http://www.eia.gov/pressroom/presentations/sieminski_06052013.pdf

AGA.org: US Natural Gas Reserves 2012

http://www.aga.org/Kc/analyses-and-statistics/studies/supply/Pages/PreliminaryFindingsConcerning2012NaturalGasReserves(EnergyAnlaysis2013-01).aspx

Публикации World Petroleum Council

Reserves & Resources

http://www.world-petroleum.org/index.php?/Technology/

Alternative Transport Fuels
Liquified Petroleum Gas — Courtesy of AIP

http://www.world-petroleum.org/index.php?/publications.html
Education Series

WPC published Guidebook to Unconventional Gas (2012) (pdf)

WPC published Guidebook to Petrochemicals (2013) (pdf)

http://www.world-petroleum.org/index.php?/Special-Publications/
WPC Yearbook 2013 (pdf)

Potential Gas Committee: Презентации за 2008 и 2010 годы

Отчеты Potential Gas Committee выходят раз в два года.
Сопоставление новых (2012) со старыми данными необходимо, чтобы понять технику газовых оценок

Презентация за 2008 г.
Potential Supply of Natural Gas in the United States. Report of the Potential Gas Committee
(December 31, 2008). Washington, DC, June 18, 2009

— — — — — —
— Презентацию скачал с energyseminar.stanford.edu
— Первая диаграмма самая интересная: по итогам 2008 г. в 2006 г. не было выделено отдельно «сланцевого газа», а в презентации по итогам 2012 г. в 2006 г. сланцевый газ нашли 🙂

Презентации за 2010 г.
http://potentialgas.org/download/pgc-press-release-april-2011-slides.pdf
Potential Supply of Natural Gas in the United States. Report of the Potential Gas Committee
(December 31, 2010).
Извлечения из презентаций
i/Washington, DC, April 27, 2011

ii/ NARUC Committee on Gas July 18, 2011

iii/ John B. Curtis, Potential Gas Agency, Colorado School of Mines, September 12, 2011

— — — —
— По итогам 2010 г. в 2006 г. был выделен отдельно сланцевый газ
— Даже EIA в 2007 г. не знало про сланцевые формации, на которых в следующем году случился сланцевый бум 🙂

Potential Gas Committee: Презентация 2013 г. (итоги 2012 г.)

http://potentialgas.org/download/pgc-press-release-april-2013-slides.pdf

— — — —
В общедоступных пресс-релизах и презентациях показывают Technically Recoverable Resources. Какие предположения о Technically Recoverable сделаны неизвестно, может быть они упомянуты в отчете, а может быть и не упомянуты. Самое главное в том, что для практического использования категории ресурсов должны отвечать Reserves and Resources Definitions


https://secure.spee.org/sites/default/files/wp-files/pdf/ReferencesResources/Petroleum_Resources_Management_System_2007.pdf

где нет никаких Technically Recoverable Resources. UnRecoverable в этой классификации категория экономическая. Technically Recoverable Resources получают применением некоторых КИН к геологическим запасам, например Undiscovered PIIP, какая часть попала в Unrecoverable Technically и как она соотносится с Unrecoverable Economically неизвестно 🙂

Вся американская классификация запасов нацелена на коммерческие цели, т.е. Есonomically Recoverable (Proved+Pobable Reserves).
Неясного происхождения Technically Recoverable Resources подразделяют для большей доходчивости и для возникновения подсознательных аналогий с действующей классификацией, на Probable, Possible, Speculative, причем последняя категория никак не значится в PRMS/

Смешивание Technically Recoverable Resources и экономически выверенных Proved Reserves при неупоминании величины геологических резервов, от которых неизвестно как получают Technically Recoverable Resources — это очень содержательное занятие, особенно без указания сделанных предположений 🙂

Также весьма интересно, что с точки зрения Potential Gas Committee shale & tight gas относят к группе Tradional, считая нетрадиционным только CBM

ЛУКОЙЛ: основные тенденции развития глобальных рынков нефти и газа до 2025. 4. Природный газ

Газпром: добыча, запасы, геологоразведка

21 мая 2013
Развитие минерально-сырьевой базы. Добыча газа. Развитие ГТС
http://www.gazprom.ru/f/posts/83/172307/presentation-press-conf-2013-05-21-ru.pdf


На этом слайде показаны наши объемы добычи. Надо сказать о том, что 487 млрд куб. м газа добыто в прошлом году. Наши добычные возможности с вводом Бованенковского месторождения составляют порядка 600 млрд куб. м, то есть мы можем в год добывать порядка 600 млрд куб. м газа. Планом на 2013 год предусмотрено некоторое увеличение относительно 2012 года. Мы прекрасно понимаем, что определяет рынок, поэтому надеемся на то, что потребление газа в Европе и в России будет расти.

Стенограмма пресс-конференции

ВОПРОС: Анастасия Горева, агентство Argus Media. У меня несколько вопросов. Первый вопрос по поводу Бованенковского месторождения. Скажите, пожалуйста, какие будут проведены работы по увеличению мощностей производства и транспортировки газа с Бованенково в этом году? И сколько вы планируете добывать на Бованенково к следующему зимнему периоду — 2013–2014 годов?

В.В. ЧЕРЕПАНОВ: Уважаемые коллеги, по Бованенковскому месторождению. Во-первых, сейчас текущая накопленная добыча с начала 2013 года — порядка 6,8 млрд. куб. м газа по месторождению. А по 2013 году мы планируем где-то 29,5 млрд куб. м газа. Первоначально план был несколько больше, и тот объем, который анонсировался раньше, тоже был значительно выше. На 2013 год мы планировали порядка 46,3 млрд куб. м газа. Но в связи с тем, что сейчас у нас потребление газа уменьшилось, наша стратегия развития бизнеса в части добычи тоже
скорректирована. Поэтому вот такие объемы.

На Бованенковском месторождении сейчас заканчивается ввод второго модуля ГП-2 (газовый промысел №2) в части пусконаладки. 151 эксплуатационная скважина сейчас работает, еще в ближайший период мы введем 50 скважин. 201 эксплуатационная скважина будет в работе, что позволит полностью обеспечить первый модуль на полную загрузку. Суточная добыча у нас ожидается 166 млн куб. м газа суммарно по первому и второму модулям.

Продолжается бурение на Бованенковском месторождении. Сейчас порядка 325 скважин пробурено из общего количества 755. Из этих скважин испытаны (и спущен комплект подземного оборудования) порядка 260 скважин. В принципе, фонд скважин сейчас достаточно большой, рассчитан на большее количество производства газа, чем мы можем.

В 2014 году у нас ввод ГП-1 (газовый промысел №1) с проектной мощностью 30 млрд куб. м газа в год. Планы не меняются. Сроки, которые намечены в 2014 году, будут обеспечены.

ВОПРОС: Денис Пинчук, агентство Reuters. В 2014 году плюс 30?
В.В. ЧЕРЕПАНОВ: Да. На проектную мощность — плюс 30 млрд куб. м газа в год. Но сколько мы будем добывать, скорее всего, будем корректировать по наличию спроса. Безусловно, Бованенковское месторождение мы будем нагружать в первую очередь.

А. ГОРЕВА: Спасибо большое. Скажите, пожалуйста, сколько в этом году планируется пробурить разведочных скважин на Южно-Киринском месторождении? И сколько, по вашим прогнозам, должно быть доказанных запасов на Южно-Киринском месторождении, чтобы обеспечить газификацию плюс строительство третьей очереди «Сахалина-2»?

В.В. ЧЕРЕПАНОВ: В сезон этого года — бурение двух разведочных скважин на западном крыле
Южно-Киринского месторождения. У нас принята ускоренная программа геологоразведки по Южно-Киринскому месторождению — порядка 15 млрд руб. заложено на программу ГРР по этому месторождению. Это серьезная, значительная программа из того всего объема запланированных работ по геологоразведке.

По запасам. С 2011 года те запасы, которые мы прирастили, не изменились — порядка 560 млрд куб. м газа по категории С1+С2 имеется. Мы надеемся, что эти две новые разведочные скважины (мы закладываем их в поле категории С2) позволят нам прирастить разведанные запасы по категории С1. Но общий объем, возможно, примерно такой же и останется — около 600 млрд куб. м газа.

На 2014 год у нас по программе еще две скважины на этом же месторождении. Это краевые части месторождения. Одна из них будет заложена на восточном крыле, и здесь есть вероятность открытия. Предварять не хочу, но первичные данные, которые обработаны, позволяют говорить, что, возможно, будет тоже получен прирост, и достаточно значительный. Хотя условия залегания и коллекторские свойства восточного крыла гораздо хуже.

А.ГОРЕВА: Спасибо большое. И вопрос по Чаяндинскому месторождению. Скажите, пожалуйста, в прошлом году было принято инвестиционное решение, а что за этот период было сделано на Чаяндинском и что необходимо сделать — насколько пробурить скважины, чтобы его ввести в эксплуатацию в 2018 году? Спасибо.

В.В. ЧЕРЕПАНОВ: Программа геологоразведочных работ, рассчитанная до конца 2014 года, продолжается. Каждый год порядка семи—десяти скважин разведочных на Чаяндинском месторождении бурится и приращивается порядка 75 млрд куб. м газа. Но месторождение достаточно сложное, имеет блоковое строение, и опоискование этого месторождения тоже проведено неравномерно. Сейчас, в 2013 году у нас девять скважин находятся в бурении на
Чаяндинском месторождении. Часть переходящих — в испытании.

По тем скважинам, которые испытаны, у нас успешность составляет 60%, это очень хороший процент. Получены притоки, получены положительные результаты. Сейчас концентрация работ идет в основном в южной части месторождения — это так называемый Саманчакитский блок и южная часть Чаянды.

Кроме того, в 2014 году у нас уже предусмотрены инвестиции в бурение эксплуатационных скважин. Это будет опытно-промышленная эксплуатация нефтяной оторочки, две оценочные скважины будут заложены. Таким образом, работа продолжается. Финансирование там порядка 7 млрд руб. по Чаянде.

ВОПРОС: Денис Пинчук, агентство Reuters. 7 млрд руб. — в этом году?
В.В. ЧЕРПАНОВ: Да

ВОПРОС: Анна Ширяевская, агентство Bloomberg. У меня три коротких вопроса. Первый. По планам на этот год по добыче — 495,7 млрд куб. м газа. Насколько все-таки есть вероятность, что этот прогноз будет пересмотрен, учитывая, что вы уже сами сказали, что по Бованенково уже пересмотрели добычу в сторону понижения из-за низкого спроса? Будет ли скорректирован план уже по итогам того, что мы видим сейчас?

Второй вопрос: что происходит сейчас со Штокманом? Когда нам стоит ожидать какого-то решения по плану разработки месторождения и партнерам?

В.В. ЧЕРЕПАНОВ: План по добыче в 2013 году — 495,7 млрд куб. м газа. Вероятность корректировки, безусловно, существует. Но пока, по нашим оценкам, это плюс-минус 5 млрд куб. м газа по году. Время покажет, что будет.

В.А. МАРКЕЛОВ: Я хотел бы добавить, что у нас есть пресс-конференция Александра Ивановича Медведева, который расскажет, как у нас подается газ в Западную Европу. Наверное, там эти вопросы более детально будут рассмотрены. Я еще хочу сказать, что добычные и транспортные возможности составляют порядка 600 млрд куб. м газа в год. Все зависит от рынка, насколько рынок потребит наш газ.

В.В. ЧЕРЕПАНОВ: Совершенно правильный комментарий в части мощностей. Действительно, мощности по добыче — порядка 600 млрд куб. м газа в год, а мощности по переработке, по подготовке газа — более 1 трлн куб. м в год. Но мы, безусловно, ориентированы на то, чтобы выполнять план, и еще, в первую очередь, в зимний период людей не заморозить. Пиковые нагрузки — это, безусловно, тот ориентир по мощностям, который мы всегда поддерживаем в работоспособном состоянии.

По Штокману. Многое не изменилось с тех пор, как было анонсировано то, что по Штокману будет вестись корректировка капитальных затрат, будет вестись оптимизация этого проекта. В рамках работы по второй и третьей фазам продолжается проектирование морской и береговой части. В настоящий момент утверждено техническое задание по заводу СПГ. Сейчас идет предквалификация тех компаний, которые могут вести проектирование и строительство этого завода. Пока предварительно тот проект, который обсуждается, на четыре линии рассчитан по 7,5 млн тонн СПГ каждая. Строительство предполагается вести в два этапа.

По срокам. Срок, который мы анонсировали, — 2019 год — мы его, в общем-то, не меняли. В случае принятия решения и ускорения мы эти сроки можем выполнить. Но пока, на мой взгляд, тот объем, который сейчас запланирован, конечно, является оптимальным. Но с точки зрения того, что большой объем рынок, может быть, не проглотит, а управлять небольшим объемом сжиженного газа гораздо легче. Вот поэтому идет проектирование, и в этом году проводятся изыскания по морской части, там, где будут расположены скважины. Сейчас идет оптимизация тех изысканий, которые были, уточнения, потому что были замечания по экспертизе.

ВОПРОС: Дина Хренникова, агентство Platts. Хотела бы узнать, какие сейчас планы по разработке месторождений Тамбейской группы. Если я правильно понимаю, раньше планировали разрабатывать совместно с «НОВАТЭКом». Сейчас, вроде бы, от этих планов отказались. Планируете с новым партнером или самостоятельно, и производить трубопроводный газ или СПГ?

В.В. ЧЕРЕПАНОВ: Уважаемые коллеги, конечно, то, что совместно с «НОВАТЭКом» планировалось разрабатывать Тамбейские месторождения, это было как опция, как один из вариантов. Но в тех долгосрочных программах, которые утверждены государством и министерствами, по Тамбейской группе месторождений планировалась этапное освоение с последующей подачей газа в магистральную трубу — после 2020-х, в районе 2030-х годов. Почему? Потому что Бованенковская группа, Харасавэй к тому времени будут истощаться — падение давления и падение объемов добычи. То есть в нашей стратегии развития газовой отрасли Тамбейская группа, Тасийское и Малыгинское месторождения планировались для обеспечения газом трубы. Я полагаю, что в этом есть железная логика.

На мой взгляд, у «НОВАТЭКа» с его ресурсной базой, тем более ее недавно прирастили по Южно-Тамбейскому месторождению, запасы достаточны для обеспечения долгой добычи и производства СПГ в течение порядка 25 лет. Поэтому, на мой взгляд, мы будем подавать этот газ в трубу.

Какие работы там делаются? Сейчас проводится этап геологоразведки, выполнены полностью поверхностные работы — это геофизика 2D и 3D. В настоящий момент проведена отсыпка полностью в этот сезон. Четыре тяжелых станка завезены на Западно-Тамбейское, Северо-Тамбейское, Тасийское и Малыгинское месторождения. В настоящий момент — завоз оборудования, завоз буровой трубы. Работа продолжается, и монтаж идет в настоящий момент. Летом, осенью и в следующий сезон будем бурить ближайшие запасы.

ВОПРОС: Полина Строганова, газета «РБК Daily». Вопрос касательно геологоразведки. Недавно Аркадий Дворкович направил поручение Минприроды и Роснедрам с требованием запретить продлевать сроки геологоразведки. Минприроды этого абсолютно не отрицает и говорит, что действительно уже часть заявок была с отказом, и в дальнейшем эти заявки направляются в Правительство, чтобы в спорных каких-то случаях Правительство могло решить, продлевать или нет. Вопрос такой: это поручение уже затронуло «Газпром» по каким-то месторождениям или нет?

В.В. ЧЕРЕПАНОВ: Я считаю, что поручение подтвердило тот характер работы, который уже был. Потому что Роснедра свою политику по взаимоотношениям с недропользователями именно таким образом и строят. Не было никогда преференций в этой части у «Газпрома», потому что компания публичная, большая. Наоборот, много компаний существовало, которые спекулятивно получали какие-то участки недр и никаких работ не производили, и достаточно долго, так скажем, управляли этой площадью.

Но в «Газпроме» во все годы, мы проводили анализ и 10 лет назад, порядка 40% отказов всегда было. То есть у нас есть задержки по проведению работ, но существенных условий мы стараемся не нарушать, хотя, конечно, ввиду трудностей с финансированием… Но государственные органы никогда не принимали отсутствие финансирования как условие для возможности переноса сроков ввода месторождений.

Поэтому стараемся работать с Федеральным агентством по недропользованию в части объяснения нашей стратегии и логистики, показываем, что появляются новые методы проведения геологоразведки, которые исключают дополнительный объем работ, то есть косвенные, дистанционные методы иногда позволяют избежать прямых, таких как бурение, опробование. Потому что достаточно дорого все это делать, тем более сейчас мы выходим в такие районы, которые очень труднодоступны для транспорта, для того, чтобы обеспечить всю логистику.

Поэтому-то требование, которое Правительство предъявляет к нашей компании, мы, безусловно, слышим, выполняем. Если где-то отстаем, то в рабочем порядке этот вопрос решаем с федеральным агентством. Но в настоящий момент у нас нет неурегулированных вопросов.

Россия: Запасы газа

Газпром: презентация ««Газпром» на Востоке России, выход на рынки стран АТР», Пресс-конференция г. Москва, 13 июня 2013 года

— — — — — — — — — —
2010-10-10 Генеральная схема развития газовой отрасли на период до 2030 года

Начальные суммарные ресурсы газа (НСР) России оцениваются по состоянию на 01.01.2007 в 248,6 трлн. м3, в том числе суша – 174,8 трлн. м3, шельф – 73,8 трлн. м3. Наиболее значительные ресурсы газа сосредоточены в недрах Западной Сибири (суша и шельф Карского моря) – 132,2 трлн. м3, Восточной Сибири – 37,9 трлн. м3, Дальнего Востока – 14,5 трлн. м3, а также в Северо-Западном районе России (суша Тимано-Печорской провинции и шельф Баренцева моря) – 26,4 трлн. м3. Доля России в мировых НСР составляет 40,6%. Ресурсная база газовой промышленности России представлена на рисунке 3.1.1.


Рисунок 3.1.1 Ресурсная база газовой промышленности России

Из 47,8 трлн. м3 разведанных запасов 21,0 трлн. м3 приходятся на Надым-Пур-Тазовский регион (НПТР), 10,4 трлн. м3 – полуостров Ямал, 5,9 трлн. м3 – шельф (в том числе 2,9 трлн. м3* – Штокмановское месторождение Баренцева моря), 4,6 трлн. м3 – суша Европейской части РФ, 4,0
трлн. м3 – Восточная Сибирь и Дальний Восток, 1,9 трлн. м3 – другие регионы.

По состоянию на 01.01.2007 из общего объема 47,8 трлн. м3 разведанных запасов газа России ОАО «Газпром» контролировало 29,8 трлн. м3 (62,3%), крупные нефтяные и независимые компании 10,2 трлн. м3 (21,4%), в нераспределенном фонде находилось 7,8 трлн. м3 (16,3%).
Разведанные запасы газа характеризуются сложной внутренней структурой (рисунок 3.1.2). Из 47,8 трлн. м3 суммарных запасов 8,3 составляют запасы месторождений с падающей добычей, 7,7 – запасы месторождений со стабильной добычей, 2,5 трлн. м3 – запасы Астраханского месторождения (ограничение добычи по экологии), 1,2 трлн. м3 – запасы мелких месторождений и 28,1 трлн. м3 – запасы неразрабатываемых месторождений (обеспечение добычи на среднюю и дальнюю перспективу).

Для обеспечения развития газовой отрасли необходимый общий прирост разведанных запасов газа в период 2008-2030 гг. оценивается в 26,0 трлн. м3, в т.ч. по суше Западной Сибири – 7,0 трлн. м3, по Европейским районам – 1,7 трлн. м3, по регионам Восточной Сибири, Дальнего Востока и Охотскому морю – 3,3 трлн. м3, по арктическому шельфу – 14,0 трлн. м3 При этом ожидаемый объем разведочного бурения в целом по России составит 13140 тыс. м.

— — — — — — — —

2011-10-24. Проект госпрограммы освоения российского шельфа до 2030 года

Госпрограмма рассчитана до 2030 года. В целом за период объем накопленной добычи нефти и конденсата составит 380-1250 млн тонн (без учета проектов СРП),
газа — 1-2,6 трлн кубометров.
Геологическую изученность шельфа в Минприроды признают различной: больше всего информации собрано о западно-арктическом регионе и дальневосточном (особенно в районе Сахалина), а меньше всего — о восточно-арктическом. При этом на текущий момент государственным балансом учтены только 25 нефтяных месторождений и 44 газовых. По нефти их общие запасы по категории С2 оцениваются в 595 млн тонн, а по газу — 3,5 трлн кубометров.
http://www.kommersant.ru/doc-y/1799668

Запасы нефти должны увеличиться на 0,8-1,3 млрд т, газа — на 3,4-13 трлн куб. м. Суммарные извлекаемые запасы нефти на шельфе, учтенные Госбалансом по состоянию на январь 2010 г., — 627 млн т (25 месторождений), газа — 7,5 трлн куб. м (44 месторождения). Примерно 70% запасов — в Баренцевом, Карском и Печорском морях.
http://www.vedomosti.ru/politics/news/1400501/gavan_na_shelfe

Роснефть, день инвестора-2013. 2. Добыча и запасы

— — — — — — Сечин, Лондон

Ванкор как уникальный объект, с дебитом почти на 20% выше, чем для ВИНК в среднем
Цифра 133, вероятно «Средний дебит по всему фонду добывающих скважин».
Для 2011 г. = 17.5 т/день = 17.5*7.33 = 128 bpd

Роснефть: плато добычи в Западной Сибири (Юганск) при спаде в остальных компаниях.
Насколько устойчиво это плато не говорится, но очень похоже на второй пик добычи нефти в России.

— — — — — — Сечин, Нью-Йорк

Ожидаемый прирост ресурсов.
— Для большинства НГ-добывающих организаций прирост отнесен на дальнюю перспективу (2018-2030).
— Только для южных морей (Азов, Каспий, Черное море) основной прировт связан с ближней перспективой.
— Центральные регионы России (ЦРР): Удмуртия, Саратов, Самара, Оренбург. Грядущий рост, видимо, за счет Оренбурга. Или собираются искать дополнительно сланцевую нефть?
— Непонятно почему по запасам юг России перспективнее шельфа южных морей. Добыча на юге падает интенсивно. Видно будут делать ставку на массовое внедрение МУН?
— Шельф западной Арктики на 2013-1017 гг. выглядит как ЦРР, а в 2018-2030 будет более чем в 2 раза лучше. Очень умеренный прогноз по шельфу на фоне старых НГ-добывающих регионов.
— Западная Сибирь вне конкуренции.
— Восточная Сибирь глядится неплохо, но ее цифры на 2018-2030 близкие к Западной Сибири в указанный период вызывают вопросы.
— Шельф Дальнего Востока на ближнюю перспективу оценен весьма умеренно
— Шельф Восточной Арктики отнесен на дальнюю перспективу, в 1.5 раза меньше Западной Арктики, самая вероятностная цифра.


Шельф весьма гадателен по сравнению с суше, наиболее гадателен арктический шельф

— — — — — — Вице-президент ОАО «НК «Роснефть» З. Рунье

Переходя от ресурсов к извлекаемым запасам картина становится не столь привлекательной.
Но, видимо, Peak Oil делает свое дело, компании не хочется падать в глазах инвесторов, к тому же огромный долг из-за покупки ТНК-ВР. В результате отступать некуда.
Но весь вопрос в том, что главная надежда на иностранцев и их шельфовый опыт.
Сейчас Восточная Африка становится привлекательной, где проблем на порядки меньше.

Оценки «Recoverable resources» изменились очень значительно по сравнению с презентацией
от 5 октября 2012 г.

http://iv-g.livejournal.com/760675.html


Два огромных северных участка в западной Арктике выглядели совсем уж неправдоподобно


лев. верх. рис. — 2Р резервы вся надежда на Зап.Сбирь
прав. верх. рис. — все более-менее достоверное на суше, до 100 млрд. boe
прав. ниж. рис. — Коэффициент замещения запасов (PRMS), собственно для Роснефти


Огромный отрыв Exploration Drilling Success Rate объясняется высокой разведанностью и предсказуемостью Западной Сибири, Волго-Урала, Прикаспия (Оренбург), Сев.Кавказа.
Уже только одно бурение на шельфе (Statoil) снижают успешность, хотя шельф Норвегии весьма предсказуем.

И здесь кроется главная опасность для Роснефти. Ставка на малоизученный шельф при высокой долговой нагрузке может быть очень рискованной. Но в запасе на самый крайний случай остается баженовская свита и вообще разработка сланцевых нефти и газа на суше. Но тогда возрастет «Cost of Additions to Commercial Reserves from Exploration».
Самый главный добычной актив Юганскнефтегаз находится как бы на плато, а в действительности падает
Роснефть: Итоги 2012 г.

и падение можно удержать только бурением боковых стволов и ГРП.

Результаты 1Q2013 для Роснефти не очень обнадеживающие
Анализ (MD&A)


http://www.rosneft.ru/Investors/statements_and_presentations/Statements/

Вернее сказать совсем не обнадеживающие. Добыча нефти падает на старых месторождениях Роснефти, а Ванкор почти не растет. Добыча газа несколько скрашивает картину, особенно приобретенная «Итера»

Роснефть: Итоги 2012 г.


— — — —
Увеличение среднесуточной добычи
— УВ на 2702-2586 = 116 тыс. барр. н.э/сут.
— нефти на 2439-2380 = 59 тыс. барр. н.э/сут.
— газа на 263-206 = 57 тыс. барр. н.э/сут.


— — — —
Юганскнефтегаз, основной добывающий актив, стабилизация добычи


— — — —
2012 — 366 тыс. барр./сут
2011 — 300 тыс. барр./сут
Увеличение на 66 тыс. барр./сут, а весь рост в 2012 по Роснефти = 59 тыс. барр./сут, все остальные активы дали в сумме снижение на 7 тыс. барр./сут.


— — — —
Большая ставка на шельф в виду большой затратности перспектив на суше?

http://www.rosneft.ru/Investors/statements_and_presentations/presentations/
http://www.rosneft.ru/attach/0/02/90/ROSNEFT_Q4_2012_IFRS_RUS.pdf

Норвегия: итоги 2012 года

The Shelf in 2012 – press releases (pdf

The resources in the new discoveries are estimated at 132 million standard cubic metres of oil
equivalents (Sm3 o.e.), this corresponds to 58 per cent of total oil production in 2012.
The NPD reviewed the undiscovered resources in 2012. This work, together with new discoveries and reassessment of previous resource estimates, has resulted in an increase in the total resources on the shelf – from 13.1 to 13.6 billion standard cubic metres of oil equivalents.

The shelf in 2012 — PRESENTATION (pdf

http://www.npd.no/en/news/
http://www.npd.no/en/news/News/2013/The-Shelf-in-2012—press-releases/

High costs threaten Norway’s oil recovery
http://www.reuters.com/article/2013/01/11/norway-oil-outlook-idUSL5E9CB3YX20130111

Норвегия достигла пика добычи нефти в 2000-м. В 2012-м страна добыла меньше, чем половину нефти, от добычи в 2000-м. В 2012-м страна добыла нефти меньше, чем в 1988-м. Добыча газа в стране, тоже начала снижаться. Снижение добычи газа и нефти происходит несмотря на рекордно высокие инвестиции в отрасль. Агентство отмечает резкий рост цен на бурение.
http://vvictorov.blogspot.ru/2013/01/62.html

theoildrum: Norwegian Crude Oil Reserves and Production as of 12/31/2011

— — — — — —
Резкий рост добычи газа в 2012 г. является приятным исключением для Европы
Число начатых разведочных скважин падало с 2009 г., в 2013 г. ожидается небольшой рост
Стоимость скважины с 2000 г. выросла более чем в 2 раза
Нефтяные резервы расту, а добыча падает 🙂
Число новых эксплуатационных скважин падает с 2001 г.

Неоткрытые ресурсы (из трех морей) в основном в Баренцевом море
Неоткрытые ресурсы нефти в основном на норвежском шельфе, там где еще не искали
Неоткрытые ресурсы газа тоже в основном на норвежском шельфе, но они пересмотрены с понижением в отличие от нефти

eia.gov: United Arab Emirates

A member of the Organization of the Petroleum Exporting Countries (OPEC) since 1967, the UAE is one of the most significant oil producers in the world. According to Oil & Gas Journal 2012 estimates, the UAE holds the seventh-largest proved reserves of oil at 97.8 billion barrels, with the majority of reserves located in Abu Dhabi (approximately 94 percent). The other six emirates combined account for just 6 percent of the UAE’s crude oil reserves, led by Dubai with approximately 4 billion barrels. Production of these resources is dominated by the state-owned Abu Dhabi National Oil Company (ADNOC) in partnership with a few large international oil companies under long-term concessions

The likelihood of further major discoveries in the UAE is low, but enhanced oil recovery (EOR) techniques are being successfully utilized to increase the extraction rates of the UAE’s mature oil fields, and the recovery of oil prices following the global financial crisis will help maintain the commercial viability of such endeavors. Leaders in the UAE hope to increase crude oil production to 3.5 million bbl/d over the next few years, and levels are expected to approach 3 million bbl/d by the end of 2012.

In Abu Dhabi, contract structures are based on long-term, production-sharing agreements between the state-run ADNOC and private actors (primarily large international oil companies), with the state required to hold a majority share in all projects. With the exceptions of Dubai and Sharjah—which both have service contracts to manage their declining reserves—the smaller Emirates all utilize some form of production-sharing agreements similar to those found in Abu Dhabi. Major international oil companies involved in the oil and gas sector in the UAE include British Petroleum, Shell, Total, ExxonMobil, and Occidental Petroleum—which in 2008 secured the first new concession offered by the UAE in more than 20 years.

Nevertheless, recent exploration has not yielded any significant discoveries of crude oil. What it lacks in new discoveries, however, it makes up for with an emphasis on EOR techniques designed to extend the lifespan of the Emirates’ existing oil fields. By improving the recovery rates at those fields, such techniques helped the UAE to nearly double the proved reserves in Abu Dhabi over the last decade-plus

The Zakum system—the third-largest oil system in the Middle East and the fourth-largest in the world—is the center of the UAE’s oil industry, accounting for nearly 30 percent of the country’s total production in 2010. The Upper Zakum field is run by the ZADCO—which is owned by ADNOC (72 percent share) and ExxonMobil (28 percent)—and currently produces 520,000 bbl/d. In July 2012 ZADCO awarded an $800-million engineering, procurement, and construction contract to Abu Dhabi’s National Petroleum Construction Company—along with French firm Technip—with the goal of expanding production to 750,000 bbl/d by 2016. The Lower Zakum field—operated by the Abu Dhabi Marine Operating Company (ADMA-OPCO)—is also being expanded, with production expected to reach 425,000 bbl/d; up from the 300,000 bbl/d it currently produces.

Other significant fields include the Bu Hasa (600,000 bbl/d), Ghasha-Butini (up to 300,000 bbl/d by year-end 2012), Murban Bab (320,000 bbl/d), and the Sahil, Asab, and Shah (SAS) fields (385,000 bbl/d), all located in Abu Dhabi. Dubai and Sharjah also have producing basins, but nothing approaching the scale of those found in Abu Dhabi. The largest fields in those Emirates are the Fateh-Southwest Fateh-Falah fields (80,000 bbl/d) operated by the Dubai Petroleum Establishment and the Mubarak field (8,000 bbl/d) operated by Crescent Petroleum in Sharjah.

With limited prospects for major discoveries, production increases in the UAE will come almost exclusively from EOR techniques in Abu Dhabi’s existing oil fields. Nevertheless, the government is pursuing production capacity of 3.5 million bbl/d in 2018 through the investment of $60 billion in Abu Dhabi’s oil sector. ADCO—which oversees onshore operations in the emirate—plans to increase production in the Bu Hasa, Bab, and SAS fields over the coming years, with increases expected to approach 200,000 bbl/d as soon as 2014. Some newer fields will also contribute to production gains: Qusahwira is targeted to provide an additional 30,000 bbl/d by the end of 2012 and another 20,000 bbl/d by 2016 (to 90,000 bbl/d), while the Bida al-Qemzan field could add 75,000 bbl/d by 2016 bringing it to 300,000 bbl/d overall.

Smaller offshore fields like the Nasr, Umm Lulu, and Umm Shaif are also the target of increased investment, with ADMA-OPCO seeking to maintain production levels at the Umm Shaif field at 280,000 bbl/d and attempting to bring the combined production of the Nasr and Umm Lulu fields up to 170,000 bbl/d as soon as 2018. Exploration and production in the other Emirates is limited, with reserves nearly exhausted and the cost of recovery continuing to climb.

The newest export pipeline, The Abu Dhabi Crude Oil Pipeline (ADCOP), runs 230 miles from Habshan to Fujairah and began operations in June 2012. This pipeline gives the UAE a direct link from the rich fields of its western desert to the Gulf of Oman, and from there to global markets. This provides the UAE—and global markets—a strategic alternative to the problematic Strait of Hormuz, which is the world’s most important energy chokepoint (see EIA’s World Oil Transit Chokepoints analysis brief). In 2011 17 million bbl/d of crude oil passed through the Strait of Hormuz, which was almost 20 percent of the world’s traded oil and 35 percent of all seaborne-traded oil.

The inauguration of the ADCOP is the most significant development in the UAE’s midstream profile to date. With a capacity of 1.5 million bbl/d—and expectations of that figure reaching 1.8 million bbl/d in the near future—this pipeline provides the UAE with the ability to export close to 75 percent of its daily production without passing through the Strait of Hormuz. The International Petroleum Investment Company (IPIC)—owned by the government of Abu Dhabi—led the pipeline project, and it will be operated by ADCO.

Abu Dhabi Crude Oil Pipeline (ADCOP)


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

Годовой отчет Роснефти 2011: Запасы и ресурсы

Годовой отчет Роснефти 2011: Общая информация

Ключевые события 2011 г.

http://rosneft.ru/attach/0/02/01/rosneft_go_2011_rus_web.pdf

pronedra.ru: О сланцевом газе

23 декабря 2011
Сланцевый газ, мифы и перспективы мировой добычи

Первая коммерческая добыча газа из сланцевого месторождения была осуществлена в 1821 году Вильямом Хартом на месторождении Fredonia (New York). В то же время промышленная добыча сланцевого газа в США связана с Томом Л.Уордом и Джорджем П. Митчелом и начата вначале 2000-х годов.

Высокая себестоимость добытого газа из сланца первоначально была связана с тем, что для поиска бурились многочисленные вертикальные скважины, проводился гидроразрыв пласта и откачивался газ. Сочетание вертикального и горизонтального бурения начали использовать только с 1992 года. Первым экспериментально-промышленным газосланцевым месторождением стало Barnett Shale, находящееся в США в штате Техас, в 2002 году началось промышленное горизонтальное бурение компаниями Devon Energy и Chesapeake Energy. Применение горизонтального бурения значительно сократило себестоимость добытого газа.

Современная технология добычи сланцевого газа подразумевает бурение одной вертикальной скважины и нескольких горизонтальных скважин длиной до 2-3-х км. В пробуренные скважины закачивается смесь воды, песка и химикатов, в результате гидроудара разрушаются стенки газовых коллекторов, и весь доступный газ откачивается на поверхность. Процесс горизонтального бурения проводится посредством инновационной методики сейсмического моделирования 3D GEO, которая предполагает сочетание геологических исследований и картирования с компьютерной обработкой данных, включая визуализацию. При бурении горизонтальной скважины важно соблюдать правила бурения, к чему относится, например, выбор правильного угла бурения, соответствующего углу наклона сланцевого пласта. Скважина должна пролегать сугубо в толще сланцевого пласта на достаточном расстоянии от его границ, в противном случае метан мигрирует через трещины и другие отверстия в верхний слой осадочных пород.

Первые экспериментальные разработки в области газодобычи из сланца начали проводиться компанией Mitchell Energy&Development во главе с Джорджем П. Митчеллом с 1980 года в США. Эта компания в 2001 году была куплена Devon Energy за 3,5 млрд. долларов. Полигоном для испытаний технологии горизонтального бурения Джоржем Митчелом стало месторождение Barnett Shale. В этом направлении с 1989 г. работал также Том Л. Уорд и его компания Chesapeake Energy. Для разработки эффективной технологии горизонтального бурения с гидроразрывом пласта понадобилось около 20 лет экспериментов. В настоящий момент Chesapeake Energy разрабатывает месторождения в Barnett Shale, Fayetteville Shale, Marcellus Shale, Haynesville Shale.

Опыт добычи в американских сланцевых бассейнах показывает, что каждое сланцевое месторождение требует индивидуального научного подхода и имеет совершенно уникальные геологические особенности, характеристики эксплуатации, а также существенные проблемы добычи. В США существует добровольная организация, называемая Комитет разработок газовых месторождений (Potential Gas Committee), которая состоит из специалистов в области сланцевой добычи. В 2009 году этой организацией был выпушен комплексный отчет об объемах газовых ресурсов в сланцевых залежах США, которые составили 51,9 трилл. куб. м. Министерство энергетики США в своем отчете предполагает в ближайшие годы повышение добычи сланцевого газа до 113 млрд. куб.м. При этом Межштатная ассоциация поставщиков природного газа США (INGAA) отмечает, что прогнозируемые объемы газодобычи могут быть достигнуты только при условии получения разрешений на бурение в перспективных районах, прозрачного процесса получения лицензий, а также высоких цен и наличия спроса на добытый газ.

Качественным показателем газовой эффективности сланца является содержание керогена, то есть углеродсодержащей органики. К наиболее термически зрелым сланцам относят месторождения «сухого газа» с керогеном, относящимся к типу III, которые имеются в Haynesville Shale, менее термически зрелые месторождения, относящиеся к типу II, образующими влажный конденсат, будут давать газ с примесями конденсата, что характерно для Eagle Ford Shale. Менее зрелые сланцы с керогеном типа I являются нефтеносными, то есть содержащими нефть в сланцевых депозитах, к таким месторождениям относится Bakken Shale в Северной Дакоте. При оценке месторождений нужно понимать, что объем доступного газа в сланцевом слое прямо пропорционален толщине сланца. Очевидно, что наиболее выгодными являются толстые и термически-зрелые сланцы. Как правило, они относятся к палеозойской и мезозойской эрам, в частности, к пермскому, девонскому, ордовикскому и силурийскому периодам.

Существует целый набор геохимических параметров, которые обуславливают условия добычи сланцевого газа, а, соответственно, определяют себестоимость и стоимость результирующего продукта. Прежде всего, существенно влияет на себестоимость добычи содержание глины в жестких песках, которая поглощает энергию гидроразрыва, что требует увеличения объема используемых химикатов. Каждое месторождение имеет уникальный объем диоксида серы, поэтому, чем ниже этот показатель, тем выше цена реализации газа.

Наиболее выгодными считаются «хрупкие» сланцы с большим содержанием диоксида кремния, эти месторождения содержат естественные трещины. Одна из причин, что месторождение Barnett Shale является продуктивным, связана с высоким содержанием кварца в сланце — 29-38%, порода сланца в Barnett Shale очень хрупкая, поэтому требуется меньшая мощность гидроразрыва.

Наиболее сложным для бурения в США считается месторождение Haynesville Shale, оно отличается высоким давлением в породах, а также его значительными скачками. При глубине бурения 3200-4100 м давление составляет 675 атмосфер при температуре более 150C. Такие условия бурения бросают вызов лучшим инженерам. Горизонтальные скважины имеют длину до 1500 м, добыча газа требует более мощных гидроразрывов.

Технология добычи сланцевого газа, как любая промышленная технология, подразумевает позитивные и негативные стороны. К позитивным моментам можно отнести:

существовало мнение, что разработку сланцевых месторождений с использованием глубинного гидроразрыва пласта в горизонтальных скважинах можно проводить в густозаселенных районах, единственной проблемой будет использование тяжелого транспорта;
значительные сланцевые месторождения газа находятся в непосредственной близости от конечных потребителей;
существовало мнение, что добыча сланцевого газа происходит без потери парниковых газов.
Однако после 10 лет эксплуатации скважин в Barnett Shale, Fayetteville Shale,Marcellus Shale, Haynesville Shale можно выделить следующие проблемы:

технология гидроразрыва пласта требует крупных запасов воды вблизи месторождений, для одного гидроразрыва используется смесь воды (7500 тонн), песка и химикатов. В результате вблизи месторождений скапливаются значительные объемы отработанной загрязненной воды, которая не утилизируется добытчиками с соблюдением экологических норм;
как показывает опыт разработки Barnett Shale, сланцевые скважины имеют гораздо меньший срок эксплуатации, чем скважины обычного природного газа;
формулы химического коктейля для гидроразрыва в компаниях, добывающих сланцевый газ, являются конфиденциальными. По отчетам экологов добыча сланцевого газа приводит к значительному загрязнению грунтовых вод толуолом, бензолом, диметилбензолом, этилбензолом, мышьяком и др. Некоторые компании используют соляно-кислотный раствор, загущенный с помощью полимера, для одной операции гидроразрыва используется 80-300 тонн химикатов;
при добыче сланцевого газа имеются значительные потери метана, что приводит к усилению парникового эффекта;
добыча сланцевого газа рентабельна только при наличии спроса и высоких цен на газ.

Химическая смесь компании Halliburton составляет около 1,53% от общего раствора и включает: соляную кислоту, формальдегид, уксусный ангидрид, пропаргиловый и метиловые спирты, хлорид аммония. Компания Chesapeake Energy использует свой состав химической смеси, но её объем в гидрорастворе гораздо меньше — 0,5%. В целом, газодобывающими компаниями для добычи газа используется около 85 токсичных веществ, некоторые из них имеют следующее предназначение:

соляная кислота способствует растворению минералов;
этиленгликоль противостоит отложениям на внутренних стенках труб;
изопропиловый спирт, гуаровая камедь и борная кислота используются в качестве загустителей и веществ, поддерживающих вязкость;
глютаральдегид и формамид противостоит коррозии;
нефть в лёгких фракциях используется для снижения трения;
пероксодисульфат аммония противостоит распаду гуаровой камеди;
хлорид калия препятствует химическим реакциям между жидкостью и грунтом;
карбонат натрия или калия — для поддержки баланса кислот.

В настоящий момент наносимый вред экологии региона сланцевого бассейна в Пенсильвании носит характер экологической катастрофы. Именно экологическая проблема наряду с использованием большого количества воды для осуществления гидроразрыва является наиболее острой для развития сланцевой добычи в густонаселенных районах. Несмотря на то, что гидроразрывы проводятся гораздо ниже уровня грунтовых вод, токсичными веществами заражен почвенный слой, грунтовые воды и воздух. Это происходит за счет просачивания химических веществ через трещины, образовавшиеся в толще осадочных пород, в поверхностные слои почвы. В некоторых районах Пенсильвании в колодцах можно поджечь воду. В результате действий экологов согласно Закону о чистой воде США от 2005 года вышло предписание для всех газодобывающих компаний из сланцевых месторождений раскрыть формулу химических коктейлей, а также снизить химическую нагрузку на экологию региона.

Также отметим, что наиболее успешные сланцевые месторождения относятся к палеозойской и мезозойской эре, имеют высокий уровень гамма-излучения, который коррелирует с термической зрелостью сланцевого месторождения. В результате гидроразрыва радиация попадает в верхний слой осадочных пород, в районах сланцевой добычи газа наблюдается повышение радиационного фона.

Основными поставщиками газа в Северной Америке следующие месторождения.

Barnett Shale (Техас). Первое месторождение сланцевого газа в США, которое использовалось как полигон для испытаний технологии. Геологическое картирование региона произведено еще в начале 20 века. Толщина сланцевого слоя богатого керогеном типа III (40% -60%) Barnett Shale составляет 90-150 м, глубина расположения сланцевого слоя — 1800-2700 м. Barnett Shale является геологическим образованием, расположенным в изгибе Arch-Fort Worth бассейна в осадочных породах реки Миссисипи, возраст месторождения 354-323 млн. лет, так как оно относится к пермскому и девонскому периодам. Прогнозируемые объемы месторождения по версиям различных экспертов весьма противоречивые и достигают 850 млрд. куб. м. Текущая добыча составляет 57 млрд. куб. м в год. Общая площадь бассейна около 13 тыс. м2. В Barnett Shale была найдена также нефть, но в гораздо меньших объемах, чем требует коммерческая разработка. Разработка месторождения усложнена из-за близкого расположения мегаполиса Dallas-Fort Worth Metroplex, в настоящее время запрещено бурение в районе природных парков. Основные операторы Barnett Shale — EOG Resources, Gulftex Operating, Inc, and Devon Energy, подчеркивают, что месторождение имеет сложную геологическую структуру, которая значительно усложняет бурение. В хорошо разведанном районе имеются хорошие скважины с достаточным объемом «сухого» газа без примесей конденсата. К опасным местам разработки относят тектонические разломы и районы карстового рельефа из-за многочисленных естественных известняковых пещер.

Woodford Shale (Оклахома). Технически месторождение содержит кероген типа II с высокой термической зрелостью месторождения, относится к палеозойской эре. Woodford Shale является более сложным для бурения районом. Однако Woodford Shale имеет богатые керогеном сланцевые залежи (60%-80%) с толщиной слоя сланца 15-91 м. Вертикальные скважины в настоящий момент достигли глубины 3300 м с боковыми скважинами до 3657 м. Применятся основная методика бурения с мультиотводами.

Haynesville Shale (Северная и Восточная Луизиана, Техас). Месторождение относится к юрскому периоду (151 до 157 млн. лет), для сланцевого слоя характерно высокое давление и высокая температура сланцев, толщина сланцевого слоя колеблется 61-73 м, содержание керогена до 40%, используются глубокие вертикальные скважины 3200-4140 м. Общая площадь месторождения составляет 9 тыс. кв.м. Успех месторождения связан с необычным строением сланцевого пласта с высокой степенью проницаемости, что обусловило скопление газа в резервуарах с низким давлением, также для сланцевого слоя характерно наличие вертикальных трещин. Бурение дает разные результаты.

Fayetteville Shale (Арканзас). Относится к древнему бассейну Миссисипи, содержание керогена в сланце составляет 20%-60%, толщина сланцевого слоя 60-75 м. Глубина залегания сланца предполагает бурение скважин от 3000 м и до 4000 м глубиной. Геологическое образование находится глубже в районах ближе к Мексиканскому заливу. Ресурс этого месторождения гораздо ниже, чем других мест.

Marcellus Shale (штат Пенсильвания, Западная Виржиния, Нью-Йорк и Мэриленд). Данное сланцевое месторождение оценивается как наиболее перспективное после Barnett Shale. Это связано также с тем, что на северо-востоке США более высокая цена на газ. Месторождение относится к палеозойской эре (240-400 млн. лет). Первое геологическое картирование проведено в 1836 году. Глубины месторождения составляют 1200-2600 м, толщина сланцевого слоя 7-275 м. Для месторождения характерны тектонические разломы и нормальное давление в сланцевом слое с содержанием керогена до 40%-60%. В данном районе более экономичные вертикальные скважины за счет малых глубин. Marcellus Shale имеет богатые урановые месторождения. К характеристикам Marcellus Shale можно отнести отсутствие дорожной инфраструктуры и удаленное расположение от густо заселенной местности.

Eagle Ford Shale (Южный Техас). Относится к меловому периоду (145 млн. лет). В данном районе добывается нефть и газ. В данный момент нефть добывается из 4-х нефтяных скважин, которые дают 170-250 баррелей нефти в день, дополнительно компанией Petro Hawk добывается газа около 2830 куб. м в день, мощность нефтяных скважин составляет 200-400 баррелей в день. Глубина сланцевого слоя в этом районе — 3000-3350 м, толщина — 60-76 м, сланец содержит до 70% керогена. По данным Euro Gas этот сланцевый бассейн считается лучшим в США и аналогом сланцевого бассейна силурийского периода в Польше и Западной Украине (возраст 443 млн. лет).

Bakken Shale (Северная Дакота). Относится к девонскому периоду (416 млн. лет), для этого района характерны нефтесодержащие сланцы с разным давлением. Толщина сланцевого слоя составляет 30-90 м. Содержание керогена достигает 30%. Этот район используется для нефтедобычи. Глубина вертикальных скважин составляет 2400-3000 м.

Также нужно привести данные о содержании органического углерода в толще сланцевых месторождений США, показатель ТОС:

В 2011 году многие газосланцевые компании и члены правительства США признали, что заявленные резервы месторождений сланцевого газа завышены и не так оптимистичны. В связи с этим директор Energy Information Administration (EIA) Г. Ньюэлл, который лоббировал вопросы газосланцевой промышленности, заявил о своем намерении уйти в отставку.

Отметим, что при гидроразрыве в сланцевом пласте образуются вертикальные трещины, которые, по мнению геологов, могут со временем «зарубцовываться» под весом осадочных пород. Однако частота гидроразрывов приводит к повышению проницаемости сланцевого слоя и жестких песков, что может быть причиной утечки метана в верхние слои почвы и попаданию его в воздух. Это подтверждают экологические данные из Пенсильвании, где в некоторых местах грунтовые воды можно поджигать.

Эффективность сланцевых скважин была оценена Артуром Бергманом, промышленным консультантом Labyrinth Consulting Services, а также аналитиком Беном Деллом, Bernstein Research, имеющим опыт работы на WallStreet E&P, отчет доступен в их блоге. Анализу подверглись 136 скважин Haynesville Shale. Большинство компаний отмечают снижение добычи из скважин, причем увеличение количества гидроразрывов не дает нужного результата. За счет увеличения количества скважин, конечно, производство возросло, но на каждой отдельной скважине наблюдается уверенный спад до уровня стабилизации, причем данные скважин ядра месторождений лучше, чем в дополнительных ареалах. По сравнению с Barnett Shale скважины Haynesville быстрее достигают уровня стабилизации добычи, однако это может свидетельствовать о том, что эти скважины будут иметь меньший срок службы. Для сравнения можно привести срок службы скважины обычного природного газа, составляющей 10-40 лет.

Кроме того, аналитики отметили, что рост добычи сократил в США рыночную стоимость газа, которая не должна быть меньше 180-240 долларов за тыс. куб. м, в настоящее время цена природного газа в США составляет 140 долларов за тыс. куб. м. В таких условиях продолжать бурение нерационально. По данным Baker Hughes, с 2009 по 2011 год количество скважин сократилось на 1,7%, против увеличения количества вышек в 2009 году на 28%. Многие компании в настоящий момент бурят и добывают газ себе в убыток, чтобы сохранить лицензии на добычу в надежде на повышение цен. Однако, если газовая инфраструктура США, включая заводы по производству сжиженного газа, LNG-терминалы, трубопроводы, не будет введена в эксплуатацию в ближайшие годы с целью увеличения экспорта, большинство газосланцевых компаний разорится. Крупные компании, включая Chesapeake Energy, в победном для США 2009 году получили миллиардные убытки из-за мощной капитализации в надежде на будущий газовый бум, большинство газосланцевых компаний в данный момент не может рассчитаться с кредитами.

Кроме того, газовый бум в США стал причиной активизации рыночного механизма. Вместе с увеличением спроса на газ увеличилась стоимость газодобывающего оборудования. Также экспоненциально росло количество добытчиков, которые регистрировали фирму-однодневку, покупали бросовый участок, получали лицензию и бурили. Как правило, каждая скважина дает 100% результат, при отсутствии научного подхода результат длиться не долго, то есть не более года. В результате увеличения газового предложения были обрушены цены на газ в противовес высоким европейским ценам. Таким образом, после покорения газового олимпа, для США ничего не остается, как строить газовую инфраструктуру, которая обеспечит экспорт американского газа. На сегодняшний день вопрос состоит в том, успеют ли запустить в эксплуатацию газовую инфраструктуру США до банкротства газосланцевых предприятий.

Нетрадиционные запасы газа России составляют 83,7 млрд. куб. м, источник «Газпром»

Условия добычи сланцевого газа в каждой стране уникальны, они весьма ограничиваются менталитетом населения, экологическим законодательством и активностью экологических организаций. Приведем некоторые факты.

Крупное месторождение сланцевого газа имеется в Канаде. Прежде всего, сланцевые разработки проводятся на территории Британской Колумбии, а также к северу от Форта Нельсон. Ведется разведка в Альберте, Саскачеване, Онтарио, Квебеке, Новой Шотландии. Большинство газовых операторов имеют опыт добычи нефтяных песков в провинции Альберта. Основным перспективным месторождением в Канаде является ордовикского периода — Utica Shale (488-443 млн. лет) в Квебеке. Толщина слоя сланца колеблется в пределах 45-213 м, ТОС — 3,5% до 5%, месторождение относится к девонскому периоду. Прогнозируемые запасы оценивались в 113 млрд. куб. м газа, успешные испытания проводились на нескольких экспериментальных скважинах. После скандальных публикаций экологов в Квебеке наложен мораторий на добычу сланцевого газа. В настоящий момент в Канаде ведутся активные работы на месторождении Muskwa Shale, относящимся к девонскому периоду (416-360 млн. лет), его прогнозируемые запасы — 179 млрд. куб. м газа.

Ориентируясь на опыт США, сланцевая программа в Китае лоббируется на государственном уровне. Китай предполагает добывать из сланца 30 млрд. куб. м в год и достичь к 2020 году 5% уровня от общей добычи. Газовые технологии заимствуются у США по договоренности с Бараком Обамой. Добыча сланцевого газа в Китае не сдерживается экологическими нормами.

В настоящий момент распределение цены на газ имеет следующий вид:средняя биржевая цена в ЕС на природный газ составляет $320 за тыс. куб. м, биржевая цена на газ в США — $147 за тыс. куб. м, цена российского трубного газа в ЕС составляет $360-403 за тыс. куб. м, цена за LNG-газ в Азии — $540 за тыс. куб. м, спотовые цены на рынке ЕС составляли $260-290 за тыс. куб. м. Мировой газовый рынок представляет собой целую систему региональных рынков, которые развиваются независимо: Северной Америки, Южной Америки, Европы, Азии, Австралии.

В ближайшие годы наращивать поставки в европейской части будет Катар, который лишился рынка США в связи с увеличением добычи из сланца. Объем газового экспорта Катара в Европу в первом полугодии 2011 года вырос на 35%. Кроме того, Катар наращивает газовую инфраструктуру и свое присутствие в Европе: Qatar Terminal Limited владеет долей акций в терминале Adriatic LNG (Италия), а также South Hook LNG (Великобритания), имеются официальные заявления о строительстве LNG-терминалов в Болгарии и Украине, рассматривается строительство газопровода «Катарбукко» по маршруту Катар-Ирак-Турция-Европа.

Range Resources: Обзор компании, общие сведения

Range Resources – американская независимая нефтегазовая компания. Штаб-квартира располагается в городе Форт-Уэрт, штат Техас. Вся деятельность компании сосредоточена в США: на Юго-Западе, в районе Аппалачских гор и в Мексиканском заливе.

Range Resources
Range Resources is an independent oil and gas exploration and production company based in Fort Worth, Texas. Range is best known for its lead role in applying high-volume slickwater hydraulic fracturing («new fracking») techniques to produce shale gas from the Devonian-aged Marcellus Shale in Pennsylvania.

Because much of the Marcellus Shale lies under rural but significantly-populated areas, the company routinely purchases leases from small homeowners for the rights to drill on their land. They have over $1 billion USD invested in southwestern Pennsylvania, while it also has operations in the Southwestern United States.

Range Resources traces its roots to Lomak Petroleum, which was based in Hartville, Ohio in 1976, and drilled wells in eastern Ohio. In 1992, it moved its headquarters to Fort Worth and merged in 1998 with Domain Energy Corp. to become its present form. It also participated in a joint venture with FirstEnergy called Great Lakes Energy Partners LLC which it bought out in 2004 to form the subsidiary Range Resources Appalachia LLC.[7] Before its major expansion into the Marcellus Shale, Range Resources only held a small position in the Texas Barnett Shale and 9000 «worn-out gas wells across the Appalachian basin that had been producing for 25 years». However, geologist William Zagorski, who worked for the company, used the knowledge of fracking gained working in the Barnett Shale (pioneered in the region by Mitchell Energy) to attempt fracking in Appalachia.

The first test used a vertical drill, but Range Resources built three horizontal test wells in 2005 (in Mount Pleasant, Pennsylvania) and bought $200 million USD worth of land in 2007. The company had spent less than $1000 per acre on average to acquire land suitable for drilling, compared to larger traditional oil and gas players who joined the exploration rush late in the game who had «recent deals primed at $14,000 an acre».

In 2010, Forbes called Range Resources «King of the Marcellus Shale» with an enterprise value of $8 billion USD, suggesting that its position should attract energy investors scared by offshore drilling’s unlimited liabilities, as shown by the Deepwater Horizon oil spill. It suggested that after factoring Range’s profitable use of land acquisitions, a true value could be closer to $20 billion USD.

Company Presentation – April 25, 2012
http://www.rangeresources.com/Investor-Relations.aspx
http://phx.corporate-ir.net/phoenix.zhtml?c=101196&p=irol-presentations


— — — — — — —
Говорится о росте запасов и продукции, но не говорится о росте доходов.
Картина, видимо будет похожа на Чесапик.
Хотя, конечно, снижение расходов несколько увеличит доходы


— — — — — — —
Картина такая же как у Чесапик: показ роста на добычи и запасов на акцию


— — — — — — —
Картина такая же как у Чесапик: сдвиг на жидкости


— — — — — — —
Капитальные расходы 2012 г. планируют на основе займов.
Продажи активов
Захеджировались хорошо по газу на 2012 г.


— — — — — — —
Все о продукции, но где данные по прибыли 🙂

Энергетика Австралии

Country Analysis Brief

Petroleum (Thousand Barrels per Day)

Natural Gas (Billion Cubic Feet)

Coal (Million Short Tons)

Total Primary Energy (Quadrillion Btu)

Australia. Last Updated: October 2011

Австралия как энергодержава. Несколько картинок

http://www.jobcontax.com/past-projects/
http://www.epmag.com/Production-Field-Development/West-Coast-Gas-Bonanza-Lights-Australias-Offshore-Future_80974

Австралия: Горнодобывающая промышленность


— — — — — — — — — — — — — —
Австралия:
1. Увеличивающийся разрыв между потреблением и собственной добычей по нефти.
Разумно переходить на газовое топливо и замещать своей добычей.

2. Запасы нефти по данным EIA имеют непредсказуемый выброс в 1998-2004 гг. и с 2010 г.
Естественно предположить, что запасы на ранней стадии проектов завышаются.

3. В запасах газах по данным EIA аналогичный скачок завышенных запасов в 1999-2005 г. и вновь скачок как в нефти с 2010 г.

4. С 1998-2000 гг. потребление своего угля почти не растет, замещают своим более чистым топливом

5. Экспорт сжиженного газа в основном (70%) идет в Японию.

6. Япония закрывает АЭС

Используя BP Statistical Review of World Energy June 2011:
7. Потребление в Японии ядерной энергии в 2010 г. = 66.2 млн. toe
Для Японии есть тенденция падения выработки энергии на АЭС с 2001 г. (72.3 млн. toe)

8. Австралия рост производства газа в млн. toe — от 28.0 (2000) до 45.3 (2010)
Австралия рост потребления газа в млн. toe — от 18.5 (2000) до 27.3 (2010)

9. Для Австралии Natural Gas: Proved reserves

Диаграмма запасов по ВР не имеет необъяснимых выбросов как у EIA

ВЫВОД:
Даже не принимая во внимание разнобой в Natural Gas Proved reserves в BP Statistical Review и EIA, можно предположить, что весь рост добычи Австралийского газа пойдет на замещение выбывших японских мощностей в ядерной энергетике. Можно, конечно, предположить, что в Японии продолжится спад и замещать будет не нужно: Японская экономика снова падает, Дефицит внешней торговли Японии продолжил расширяться

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/

«НОВАТЭК»: стратегия развития компании, ч.1

09 декабря 2011 года в Лондоне руководство ОАО «НОВАТЭК» провело презентацию стратегии Компании, на которой были представлены прогнозы по операционным показателям и капитальным затратам до 2020 года, а также информация по проекту «Ямал СПГ».
http://www.novatek.ru/ru/investors/strategy/


http://www.novatek.ru/common/upload/doc/Strategy_Presentation_ENG.pdf

Total Petroleum Systems of the Carpathian–Balkanian Basin Province of Romania and Bulgaria



http://pubs.usgs.gov/bul/2204/f/
http://pubs.usgs.gov/bul/2204/f/pdf/B2204F_508.pdf

Открытое Акционерное Общество Компания «РУСИА Петролеум»

Открытое Акционерное Общество Компания «РУСИА Петролеум» было создано в апреле 1992 года.
В создании приняли участие крупнейшие предприятия и администрации городов, первые буквы которых и составили аббревиатуру РУСИА-Радужный, Усолье-Сибирское, Саянск, Иркутск, Ангарск.

ИСТОРИЧЕСКИЕ ЭТАПЫ «РУСИА ПЕТРОЛЕУМ»:
1987 — Открытие Ковыктинского месторождения ГУГП «ВостСибнефтегазгеология»
1991 — Первая оценка запасов месторождения С1=131 млрд. м3, С2=210 млрд. м3
1992 — Создание Компании «РУСИА Петролеум»
1993 — Получение Компанией лицензий на добычу углеводородного сырья и геологическое изучение недр Ковыктинского месторождения
1994 — Протокол о намерениях строительства трубопровода Китай-Россия
1997 — Российско-Китайское межправительственное соглашение по Ковыкте
1998 — Вхождение в проект ВР
1999 — «РУСИА- Петролеум» и КННК (Китай) начали подготовку международного ТЭО
2000 — КОГАЗ (Республика Корея) присоединяется к международному ТЭО
2001 — Включение Ковыктинского месторождения в перечень участков недр, разрабатываемых на условиях СРП
2003 — Подписание технико-экономического обоснования строительства газопровода с Ковыктинского месторождения в Китайскую Народную Республику и Республику Корея и разработки Ковыктинского газоконденсатного месторождения.
2005- На месторождении построена установка УПГ-102 для испытания скважин на дебитах до 1 млн. м3/сутки.
2006- Начаты поставки с установки УПГ-102 для котельных п. Жигалово стабильного конденсата и ПБФ.
2007-Разработано ТЭО регионального проекта газификации Иркутской области на базе Ковыктинского ГКМ.
http://www.rusiap.ru/about/329-istoriya.html

Открытое акционерное общество Компания «РУСИА Петролеум» (далее — «Общество») учреждено в 1992 году и зарегистрировано 6 апреля 1992 года
http://www.rusiap.ru/about/330-deyatelnost-polozhenie-v-otrasli.html

Региональный проект
В рамках Регионального проекта потребителям в Иркутской области предполагается поставка по трубопроводу протяженностью около 645 километров более 2,5 млрд. м3 газа на постоянном уровне добычи, с возможным последующим ростом до 4 млрд. м3 в год. Для удовлетворения существующих базовых потребностей рынка на месторождении в дополнение к существующим опытно-эксплуатационным скважинам предполагается пробурить 11 скважин, осуществить строительство установки комплексной подготовки газа (УКПГ), конденсатопровода, железнодорожного наливного терминала в пос. Окунайский и соответствующей инфраструктуры – дорог, мостов и проч. С ростом потребностей рынка в газе, Общество может приступить к дополнительному бурению скважин и увеличению производительности УКПГ.
http://rusiap.ru/about/projects/331-regionalnyj-proekt.html

В рамках полномасштабного освоения возможны поставки газа в страны АТР (на китайские и корейские рынки в объёме 20 и до 10 млрд. м3 в год на постоянном уровне добычи соответственно). Возможны также поставки газа в Единую систему газоснабжения, а также в едином коридоре с трассой ВСТО на восток страны до Тихого океана (или с ответвлением в районе пос. Сковородино на КНР), предполагая возможную синергию с нефтегазовыми месторождениями Якутии и сахалинскими газовыми проектами.

Полномасштабный проект — это:
Второй основной этап освоения Ковыктинского месторождения.
Промышленная добыча природного газа в объеме от 30 млрд.м3/год.
Бурение 316 эксплуатационных скважин:
скважины с 700 м горизонтальными стволами;
55 кустовых площадок.
Строительство 4-х установок комплексной подготовки газа (УКПГ).
Общие капитальные затраты на разработку месторождения $ 10,4 млрд., в том числе:
бурение скважин — $ 3,1 млрд.
обустройство — $ 7,3 млрд.
В период реализации проекта поступления в бюджеты всех уровней могут составить около $ 1,2 млрд. в среднем за год.
Объем налоговых и неналоговых поступлений в региональные и местные бюджеты (без учета развития смежных производств) могут возрасти на 300 млн. долл. в год.
Для осуществления полномасштабного проекта потребуется до 8 тыс. специалистов на период строительства и несколько тысяч — для эксплуатации объектов месторождения и трубопровода.
http://rusiap.ru/about/projects/332-yeksportnyj-proekt.html

Ковыктинское месторождение
История формирования и образования месторождения

Лито-фациальное строение отложений парфеновского горизонта

Анализ условий седиментации пород парфеновского горизонта в Ковыктинской зоне газонакопления проводился ранее в компаниях ФГУП СНИИГиМС, Badley Ashton, Chemostrat Ltd. Анализ базируется на материалах исследований керна. Керновыми данными охарактеризовано около 70% скважин Ковыктинского месторождения и все скважины Хандинского месторождения.

Согласно результатам седиментологического анализа, парфеновский горизонт формировался в условиях постепенной трансгрессии мелководного внутреннего моря с влиянием незначительных эвстатических колебаний уровня. На фоне слаборасчлененного рельефа местности и недалеко расположенных источников сноса кластического материала формировались породы от аллювиальных до мелководно-морских. Региональное изменение общих толщин парфеновского горизонта в совокупности с результатами интерпретации скважинных микросканеров и фациального анализа керна показывает, что преобладающим направлением переноса осадочного материала было северо-восточное направление. Минимальная общая мощность горизонта вскрыта на юго-западе Ковыктинского участка и составляет около 40м. Максимальная более 90м.

При анализе распределения зернистости и степени сортировки осадочного материала выявляется закономерная смена фациальных обстановок как по разрезу, так и с юга на север и с запада на восток. Наиболее крупнозернистыми и плохо отсортированными являются отложения нижней части парфеновского горизонта. Вверх по разрезу и в северо-восточном направлении отложения сменяются на более мелкозернистые осадки с улучшенной сортировкой.

Отсутствие развития богатой флоры и фауны в период формирования отложений парфеновского горизонта несколько затрудняет проведение фациального анализа, поэтому основными признаками фациальных ассоциаций, выделяемых в интервале парфеновского горизонта, являются текстурные и литологические признаки. К таким ассоциациям могут быть отнесены отложения аллювиальной низменности, пойм, озер, приливно-отливных зон, пляжей, лагун и мелководного шельфа.

В отношении литологического состава породы парфеновского горизонта представлены песчано-глинистыми разностями. Коллекторы связаны с песчаниками. На коллекторские свойства пород существенное влияние оказывает фактор вторичных изменений, выраженный в наличии вторичной цементации порового пространства, уплотнения, литогенетической стадии преобразования исходных пород. Согласно исследованиям Badley Ashton в нижней части парфеновского горизонта преобладает глинистый цемент. Породы более подвержены уплотнению за счет ухудшенной сортировки. В верхней части горизонта широко развит кварцевый цемент. В средней части горизонта – в пласте П23 – развитию кварцевого цемента мешает наличие хлоритовых щеток, окаймляющих зерна породы. Кроме того, в интервале горизонта широко развит вторичный карбонатный и битумный цемент.

http://rusiap.ru/kovyktinskoe-mestorozhdenie/341-istoriya-formirovaniya-i-obrazovaniya.html

История открытия и освоения
Ранее для заложения и бурения опорных, параметрических, поисковых скважин, с целью оценки перспектив в нефтегазоносном отношении территории, обязательным являлось проведение сейсморазведочных работ и выявления в геологическом разрезе антиклинальных структур.
Впервые Ковыктинское структурное осложнение было выявлено сейсморазведочными работами МОВ ОГТ в 1975-1976 г.г. (Н.И. Семчевская, Ван-Та-И).
В 1977-1978 г.г. Чиканской сейсморазведочной партией (Г.М. Зеленков, А.И. Винокуров и др.) были проведены сейсморазведочные работы, позволившие оконтурить антиклинальное осложнение по отражающему горизонту В (верхнемотская подсвита).
Первая параметрическая скважина 270 бурилась в 1981-82 г.г., но из-за катастрофического поглощения промывочной жидкости в отложениях ангарской свиты была ликвидирована при забое 1266 м, не достигнув проектного парфеновского горизонта. Вторая параметрическая скважина 281 была заложена в сводовой части Ковыктинского поднятия. Ее бурение начато 16.10.1984 г., закончено 25.09.1986 г. в отложениях нижнемотской подсвиты при забое 3061 м. В процессе бурения, при опробовании песчаников парфеновского горизонта был получен приток газа до 100 тыс.м3/сутки.
Открытие газоконденсатной залежи в парфеновском горизонте явилось основанием для постановки с 1986 г. поисково-разведочных работ.

Согласно проекту на поисковое бурение, составленному и утвержденному в Мингео РСФСР 22.05.86 г., было намечено осуществить бурение четырех поисковых скважины. Поисковая скв. 1 была заложена в 3,5 км северо–западнее скв. 281, начата бурением 16.06.86 г., закончена – 03.12.87 г. в отложениях нижнемотской подсвиты при забое 3308 м (проект – 3300 м). При опробовании песчаников парфеновского горизонта, вскрытых скв. 1, был получен промышленный приток газа 130 тыс.м3/сутки, что явилось основанием о заявлении на открытие Ковыктинского газоконденсатного месторождения Криволукской нефтегазоразведочной экспедицией ПГО «Востсибнефтегазгеология». Датой открытия месторождения считается 1987 г.

По данным бурения поисковых и разведочных скважин были внесены значительные коррективы в структурные построения. Установлено несоответствие структурных классов по результатам сейсморазведочных работ и глубокого бурения, т.е. доказано отсутствие картируемого сейсморазведкой структурного осложнения. По данным бурения выявленная ловушка УВ классифицируется как пластовая литологически экранируемая, располагающаяся на моноклинальном, полого погружающемся в северо-западном направлении, склоне Ангаро-Ленской ступени.
По состоянию изученности месторождения на 01.01.91 г., ПГО «Востcибнефтегазгеология» в ГКЗ СССР был защищен отчет по подсчету запасов газа, конденсата и сопутствующих компонентов.

Геологоразведочные работы 1992 – 1998 гг.
В 1992 году консорциумом «Байкалэкогаз» составлено технико-экономическое обоснование освоения Ковыктинского газоконденсатного месторождения для нужд промышленных предприятий Иркутской области.
Фондом областной собственности Иркутской области 23 сентября 1992 г выдана лицензия №232 на право разработки Ковыктинского ГКМ АК «РУСИА Петролеум».
18 ноября 1993 года выдана лицензия ИРК 10054 НЭ.
1 июня 1994 года была осуществлена передача Ковыктинского месторождения для промышленного освоения от ПГО «Востсибнефтегазгеология» АК «РУСИА Петролеум». В этом же году получен горный отвод для разработки месторождения (Акт удостоверяющий горный отвод №88 от 21.07.1994 г.).
До 1998 года геологоразведочные работы осуществлялись на основании проекта разведочного бурения (ПГО «Востсибнефтегазгеология). Кроме того, АК «РУСИА Петролеум» в 1993 году были составлены дополнения к рабочему проекту строительства разведочных скважин 18, 28, 33 на Ковыктинской площади. Основанием проектирования послужило геологическое задание на продолжение разведочных работ в пределах лицензионной территории. Впервые был увеличен шаг разведочного бурения до 13,5 км.
В 1994 году подрядчиком ГГП «Востсибнефтегазгеология» по заданию и на средства АО «РУСИА Петролеум» пробурены 2 скважины: Р-28 и Р-18. Скважина Р-18 вскрыла рапоносный горизонт в отложениях усольской свиты. Результаты бурения скважины Р-28, давшей при опробовании приток газа дебитом до 150 тыс. м3/сут., а также переинтерпретация данных ранее пробуренных скважин позволили уточнить структурный план, и, в целом, модель Ковыктинского месторождения.

Доразведка Ковыктинского газоконденсатного месторождения.
В 1998 году, на основании геологического задания АО «РУСИА Петролеум» совместно с ГУГП «Востсибнефтегазгеология» разработан «Геологический проект доразведки КГКМ». Программой работ предусматривалось решение следующих задач:
1) Выявить пространственные границы объекта и основные оценочные параметры (оконтуривание газоконденсатной залежи пласта П2, оценка пористости в нефтегазоносном отношении нижележащих горизонтов).
2) Уточнить геологическое строение месторождения и исходную модель газоконденсатной залежи продуктивного пласта П2 парфёновского горизонта.
3) Определить границы контура залежи с промышленной газоносностью, изучить закономерности изменения эффективных толщин, емкостных и фильтрационных свойств, установить положение ГВК газовой залежи.
4) Дать перспективную оценку пласту П1 парфёновского горизонта и подстилающими отложениям боханского и базального горизонтов.
5) Уточнить режим залежи пласта П2, изучить влияние условий вскрытия на его продуктивность.
6) Произвести подсчёт запасов газа и конденсата.

Реализация проекта доразведки осуществлялась последовательным изучением месторождения от изученной части к неизученной. Фактическое местоположение разведочных скважин принципиально совпадает с их проектным размещением. Имеются расхождения по скважинам 57, 58, 61. Отступление от проектного местоположения скважин в процессе доразведки, ни в коей мере не повлияло на качество изучения геологического строения Ковыктинского месторождения и подготовку запасов газа и конденсата. Отчёт по подсчёту запасов представлен в 2002 г. и рассмотрен ГКЗ в 2003 г.

На Ковыктинском лицензионном участке в процессе геологоразведочных работ выполнена пробная эксплуатация в скважинах 281, 4, 11, 16, 26, 28. При пробной эксплуатации попутный газ использовался для бурения скважин:
— с 281 – бурение поисковой скважины 4 ;
— с 4 – бурение разведочных скважин 13, 32;
— с 16 – бурение эксплуатационных скважин 101.1, 102.1 и разведочной скважины 65.
Результаты I этапа опытно-промышленной эксплуатации Ковыктинского ГКМ:
Геологоразведочные работы — проведены в процессе разведочного и эксплуатационного бурения. Уточнена геологическая модель месторождения, выполнен пересчет запасов УВ.
Отработана технология бурения скважин – вертикальных с горизонтальной составляющей ствола (101.1, 102.1 и 107.1) и наклонно-направленных с горизонтальной составляющей ствола (106.3, 107.5 и 107.6).
Проведены лабораторные исследования образцов керна – получена информация о ФЕС пород-коллекторов, данные об относительных фазовых проницаемостях флюидов, о величинах капиллярных давлений. Результаты использованы для уточнения газогидродинамической модели.
Опробования и газодинамические исследования скважин – подтверждена эффективность промышленного освоения залежи системой скважин с горизонтальной составляющей ствола, получена информация для адаптации фильтрационной модели.
Опробованы мероприятия по консервации – скважин установкой цементного моста (скважины 101.1 и 107.1), а в скважинах оснащенных пакерной системой (скважины 106.3, 107.5 и 107.6) установкой глухой пробки над забоем и расконсервации – в скважине 101.1 после 6 лет консервации.
Получен опыт длительной эксплуатации – скважина 102.1 эксплуатировалась 7 лет с ограниченным дебитом 100 тыс.м3/сут.

Была проведена модернизация УПГ-102 с монтажом двух ректификационных колонн для стабилизации газового конденсата. Мощность после модернизации более 1.0 млн. м3/сутки. Пропанобутановая фракция поставляется как резервное топливо для котельных газовых установок районного центра Жигалово. Кроме этого, на месторождении было построено несколько объектов инфраструктуры.
http://rusiap.ru/kovyktinskoe-mestorozhdenie/342-istoriya-otkrytiya-i-osvoeniya.html

Запасы, особенности, характеристики
Состояние запасов углеводородного сырья по Ковыктинскому газоконденсатному месторождению
Запасы углеводородного сырья числящиеся на Государственном балансе полезных ископаемых по Ковыктинскому газоконденсатному месторождению на 1.01.2010г., составляют:

1. Ковыктинский лицензионный участок
по категории С1+С2
газа -1,546 трлн. м3
конденсата (извлекаемого) -76,7 млн. тонн

2. Хандинский лицензионный участок
по категории С1+С2
газа -378,05 млрд м3
конденсата (извлекаемого) -4,38 млн. тонн

Динамика изменений балансовых запасов углеводородного сырья Ковыктинского ГКМ по данным утверждённых в ГКЗ 1991, 2003 гг и с учётом добычи при ОПЭ в 2004-2009 гг:

Особенности Ковыктинского ГКМ
Месторождение является уникальным по размерам запасов газа категорий C1 + С2, сложным – по геологическому строению:
Углеводородные скопления, приуроченные к плотным низкопроницаемым коллекторам, имеют более широкое региональное распространение по сравнению с традиционными залежами;
Ковыктинское газоконденсатное месторождение характеризуется высоким содержанием не только этана, пропана, бутанов, но и гелия (0,28% об.), что позволяет рассматривать запасы УВ как ценное сырье для нефтехимической промышленности. для развития высокотехнологичных отраслей экономики, включая энергетику, космическую промышленность, медицину.

Основные характеристики месторождения
Месторождение приурочено к моноклинальной. литологически экранированной залежи. Высота залежи составляет 155 м. Абсолютная отметка ГВК — -2305 м. Площадь газоносности -5879,6 км.кв.
Продуктивными являются песчаные пласты П2 и П1 парфеновского горизонта. Глубины залегания горизонта 2658 – 3432 м. Общая толщина пластов: П1 14-33м; П2 38-54м.

http://rusiap.ru/kovyktinskoe-mestorozhdenie/343-zapasy-osobennosti-xarakteristiki.html

Хандинский лицензионный участок

Проведение геологоразведочных работ в пределах Хандинского участка предусматривалось геологическим «Проектом доразведки Ковыктинского газоконденсатного месторождения». Планировалось пробурить разведочную скважину №61 в 14 км восточнее скважины 53. Проект доразведки был согласован с территориальным Комитетом природных ресурсов, но, по настоянию Министерства природных ресурсов РФ, был выделен Хандинский лицензионный участок и объявлен конкурс на получение лицензии. Победителем конкурса и обладателем лицензии на геологическое изучение Хандинского лицензионного участка становится Тюменская нефтяная компания (ТНК). В проекте было предусмотрено бурение одной поисковой скважины №1 (проектная глубина 3270 м, проектный горизонт – кристаллический фундамент). На основании геологического проекта в 2000 г. был составлен технический «Рабочий проект на бурение поисковой скважины №1 на Хандинской площади». Скважина заложена и пробурена согласно проекта на расстоянии 5.2 км к востоку от скважины №53. В процессе опробования отложений парфёновского, боханского горизонтов притоков газа не получено.

В 2001 году владельцем лицензии на геологическое изучение Хандинского участка для поиска и оценки месторождений (залежей) газа (ИРК 11056 НП) становится ООО «Ковыктанефтегаз». Срок действия лицензии – май 2005 г. В феврале 2005 г. было внесено дополнительное Соглашение, по которому срок действия лицензии ИРК 11056 НП ограничивался 31 декабря 2006 г. По дополнительному соглашению от апреля 2006 г. срок действия лицензии был продлен до 31 декабря 2008 г.

В соответствии с лицензионным соглашением в 2002 г. был составлен геологический «Проект поисков месторождений (залежей) газа на Хандинской площади» и два технических проекта на бурение поисковых скважин. Целевой задачей проектов являлось оценить продуктивность парфёновского горизонта и провести поиски новых месторождений углеводородов в пределах Хандинской площади. С этой целью предусматривалось бурение шести поисковых скважин (2, 3, 4, 5, 6, 7). В 2005 году в связи с необходимостью оценки в нефтегазоносном отношении отложений боханского горизонта нижнемотской подсвиты и базального горизонта ушаковской свиты в восточной части Хандинского участка было составлено «Дополнение к групповому рабочему проекту на строительство поисковых скважин 2, 6, 7 на Хандинской площади (для скважин 6, 7)». Бурение скважин 8, 9, 10 осуществлялось также по этому проекту.

Фактическое расположение скважин на Хандинском участке соответствует проектным местам заложения.

Продуктивность парфёновского горизонта в пределах Хандинского лицензионного участка установлена в 2002 году, когда в поисковой скважине 2 был получен приток газа с дебитом 200 тыс. м3/сутки. Промышленные притоки газа получены в скважинах 2, 3, 7, 8, 9. В скважине 6 вскрыт ГВК, а в скважинах 4, 10 получены непромышленные притоки газа до 500 м3/сутки.

Таким образом в результате проведения сейсморазведочных работ (2Д, 3Д), бурения, опробывания, испытания поисковых скважин(1, 2, 3, 4, 6, 7, 8, 9, 10) был получен большой объем геолого-геофизической, петрофизической, геохимической информации, которая позволила уточнить блоковое строение Хандинского лицензионного участка и границы выявленных залежей газа, построить геологическую модель с применением современных компьютерных технологий и произвести подсчёт запасов газа, конденсата и сопутствующих компонентов. Отчёт рассмотрен в ГКЗ, подготовлен протокол, который находится на утверждении в «Роснедра».

Кроме того, продуктивность отложений парфёновского горизонта распространяется за пределы Хандинского лицензионного участка – Ульканский лицензионный участок и нераспределённый фонд.
http://rusiap.ru/kovyktinskoe-mestorozhdenie/344-xandinskij-licenzionnyj-uchastok.html

Годовой отчет-2009
Предварительно утвержден Советом директоров ОАО Компания «РУСИА Петролеум» 28 мая 2010 г.

Изменение состояния запасов углеводородного сырья Общества, числившихся на Государственном
балансе на 01.01.2009 г., произошло незначительное – за счет учета добычи газа в 2009 году в процессе ОПЭ
скважин, и отражается в Государственном балансе полезных ископаемых по состоянию на 01.01.2010 г.
Остаточные балансовые запасы «сухого» газа категорий С1 и С2 Ковыктинского ГКМ по состоянию на 1
января 2010 года составляют 1,924 трлн. м3.
Изменение в состоянии запасов углеводородного сырья по Обществу отражено на диаграммах:


http://rusiap.ru/investoram-i-akcioneram/raskritie-info/326-godovye-otchety.html
http://rusiap.ru/uploads/files/year/2009rus.pdf