Архив меток: карта блоков

Кипрские газовые новости: Cyprus Gas News

http://www.cyprusgasnews.com/about-us/

Источники http://www.cyprusgasnews.com/news-sources/ :
http://cyprus-mail.com/
http://www.cna.org.cy/default.asp?id=24
http://in-cyprus.com/
http://www.goldnews.com.cy/
http://famagusta-gazette.com/
http://www.globes.co.il/en/
http://www.jpost.com/

Реклама

Интерактивная карта Баренцева моря покажет траекторию движения судов

Систему демонстрации таких данных создали в связи с активацией судоходства.
В Международный день биоразнообразия Всемирный фонд дикой природы в России опубликовал интерактивную карту экологических угроз в Баренцевом море, сообщает сайт unmultimedia.org.
Теперь каждый желающий в режиме реального времени может познакомиться с траекторией движения судов, найти места, где планируется развитие нефтегазовых проектов. кроме того, можно увидеть, где находятся районы, жизненно важные для морских млекопитающих, и где проходят границы заповедников.
У пользователей также есть возможность загружать свои данные на портал, и таким образом наглядно демонстрировать конфликты интересов различных хозяйственных отраслей. Как подчеркивают эксперты Всемирного фонда дикой природы, необходимость в единой системе демонстрации данных возникла в связи с активизацией судоходства и ростом числа нефтегазовой разработки.

Интерактивная карта Баренцева моря – это один из первых проектов, призванных познакомить общественность с угрозами биоразнообразию в российской Арктике. В карту также включена акватория Карского моря.

Посмотреть на карту можно, перейдя по ссылке http://projects.scanex.ru/RussianArcticMSP-Barents/.

http://www.seafarersjournal.com/
http://moryakukrainy.livejournal.com/1602192.html

http://projects.scanex.ru/RussianArcticMSP-Barents/

Сланцевый газ Украины

30 ноября 2011
КАБІНЕТ МІНІСТРІВ УКРАЇНИ ПОСТАНОВА від 30 листопада 2011 р. № 1298 Київ
Про проведення конкурсу на укладення угоди про розподіл вуглеводнів, які видобуватимуться у межах ділянки Юзівська

25 июля 2012 г.
Shell уничтожит самые ценные уголки природы на Донетчине и Харьковщине!

12.10.2012
Украина может усилить свою геополитическую роль благодаря разработке перспективных месторождений сланцевого газа
Как пришет «Экономические известия» , теряя статус ключевого транзитера российского голубого топлива в ЕС, Украина может усилить свою геополитическую роль в регионе благодаря разработке перспективных месторождений сланцевого газа. Для европейцев это может стать успешным примером того, как можно ослабить влияние «Газпрома» на внутреннем рынке и минимизировать зависимость национальной экономики от дорогостоящего импорта энергоресурсов.

Так, в Управлении энергоинформации США пришли к выводу, что потенциал доступных залежей сланцевого газа в Украине достигает 5,578 трлн. куб. м, из которых можно добыть 1,189 трлн. куб. м.

В обновленной Энергетической стратегии Украины до 2030 г., текст которой сейчас продолжают обсуждать и совершенствовать на уровне профильных ведомств, указывается, что наиболее значительные ресурсы сланцевого газа расположены в западном и восточном регионах страны. Они оцениваются в 5-8 трлн. куб. м, из которых существует вероятность добыть только 1-1,5 трлн. куб. м. Более тщательная разведка этих ресурсов запланирована уже в текущем году. Сравнение с другими регионами, которые обладают сопоставимыми характеристиками, показало, что себестоимость добычи сланцевого газа в Украине составит от 2,1 до 2,8 тыс. грн. за 1 тыс. куб. м. Такой высокий уровень себестоимости, как отмечают в Минэнергоугля, означает, что сланцевый газ будет выгодно добывать только в случае реализации базового и оптимистического сценариев.

В Минэнергоугля рассчитали, что промышленная добыча сланцевого газа на украинских месторождениях начнется не раньше чем через десять лет, в 2022 г. Такой отдаленный во времени срок связан с наличием барьеров и проблем, требующих разрешения: недостаточное количество буровых установок, необходимость отвода значительных земельных площадей в густонаселенных районах, потребность в снижении экологических рисков. Потенциал добычи из сланцевых месторождений до 2030 г. может составить 6-11 млрд. куб. м. Но для его реализации понадобится не менее 35-45 млрд. грн. инвестиций.

Более детальную модель добычи нетрадиционного газа разработала американская компания ІНS CERA в рамках исследования, проведенного по заказу Минэнергоугля. Его авторы пришли к выводу, что до 2035 г. в общей сложности Украина сможет добывать 60-70 млрд. куб. м газа в год и даже больше, если будет обеспечен достаточный уровень инвестиций.

Кроме ежегодных капиталовложений на уровне $10 млрд., необходимыми условиями реализации таких планов эксперты назвали реформу газового рынка, изменение законодательства, улучшение условий для ведения бизнеса, в частности, совершенствование системы налогообложения и прежде всего — обеспечение прогнозированной государственной политики.

В ІНS CERA полагают, что если освоение ресурсов нетрадиционного газа в Украине будет происходить умеренными темпами, необходимые инвестиции для начала их разведки должны составить $2-3,5 млрд. в год. По консервативному сценарию, ІНS CERA прогнозирует начало добычи сланцевого газа и метана угольных пластов в 2015 г. Это позволит до 2025 г. выйти на стабильную добычу 25 млрд. куб. м топлива по базовому сценарию и более 30 млрд. куб. м — по оптимистическому. А в целом ресурсы нетрадиционного газа в Украине ІНS CERA оцениваются в более чем 11,5 трлн. куб. м.

Интересный прогноз на ближайшие 20 лет был презентован в этом году группой экспертов по заказу USAID. Так, по базовому сценарию, добыча нетрадиционного газа в Украине должна стартовать в 2015 г. и достичь 22 млрд. куб. м через пять лет и 97 млрд. куб. м — через 20 лет. Для этого понадобится пробурить 44 и 729 скважин соответственно, что потребует инвестирования от $2 млрд. до $9 млрд. в год.

Такие оценки свидетельствуют о том, что через пять лет внутренняя добыча газа в Украине может вырасти минимум вдвое, а через 15 лет превысит потребление. Это позволит не только обеспечить потребности национальной экономики, но и экспортировать голубое топливо. Правда, добыча такого масштаба потребует улучшения инфраструктуры, подготовки кадров, наращивания количества оборудования для проведения гидроразрыва пласта (так называемый фрекинг) и совершенствования технологий бурения. Пессимистический же сценарий предусматривает начало промышленной добычи только в 2027 г.

Расчеты Института экономического прогнозирования при Национальной академии наук Украины показали подобные результаты: при условии проведения правильной и сбалансированной политики Украина имеет шанс отказаться от импорта газа уже в 2024 г. Но даже в случае сохранения зависимости от внешних поставок, добыча сланцевого газа из отечественных месторождений составит не менее 7,5 млрд. куб. м в 2030 г.
Претенденты на прибыль

Подтверждать теоретические прогнозы по сланцевым месторождениям на практике Украина намерена за счет привлечения частных и иностранных инвестиций. «Естественно, что инвестиции в добычу будут частными. Это проекты, основанные на инвестициях без учета бюджета, потому что любой проект такого масштаба, который имеет конечной целью коммерческую реализацию продукции, основан на частных инвестициях»,- заявил министр энергетики и угольной промышленности Юрий Бойко. По его словам, освоение украинских месторождений углеводородов, в частности, сланцевого газа, нуждается в значительных капиталовложениях в разведку и добычу.

Сейчас Украина пока не ведет речь о промышленной добыче сланцевого газа — сделаны только первые шаги по разведке его залежей. Подготовительная работа по привлечению инвесторов в отрасль началась в 2010 г., когда прошли первые украинско-американские консультации в рамках Рабочей группы по вопросам энергобезопасности. 15 февраля 2011 г. Киев и Вашингтон подписали межправительственный Меморандум о взаимопонимании по поводу исследования перспектив добычи газа из нетрадиционных источников (документ предусматривает развитие прямых контактов и сотрудничество между органами власти, исследовательскими центрами, разведывательными и добывающими компаниями, прежде всего, для оценки ресурсов). А 23 февраля 2012 г. Госслужба геологии и недр Украины объявила первые конкурсы на подписание СРП по Юзовской и Олесской площадям. Также по итогам другого конкурса ведомство определило, что с украинской стороны партнером НАК «Надра Украины» по обеим площадям будет ООО «СПК-Геосервис», которое получило 10% в уставном капитале новосозданных проектных компаний — «Надра Юзовская» и «Надра Олесская». По данным сайта «СПК-Геосервис», ООО было создано в 2008 г. бывшими сотрудниками «Нафтогаза Украины», и уже выполнило ряд проектов по заказу Shell, AngloUkrEnergy, Total.

В Госслужбе геологии и недр ожидают, что пиковая добыча на Юзовской площади сможет достичь 10 млрд. куб. м газа в год, на Олесской — 2,5-3 млрд. куб. м в год. Пресс-служба Кабмина обнародовала данные, в соответствии с которыми прогнозные ресурсы Юзовской площади оцениваются в 4,054 трлн. куб. м, Олесской — 2,98 трлн. куб. м газа. Глава Минэкологии Эдуард Ставицкий заявлял о расчетных объемах необходимых инвестиций в Юзовскую площадь около $50 млрд., а в Олесскую, как он выразился, «на 40% меньше».

В этом году 10 мая Кабмин утвердил победителей конкурсов на право заключения СРП по упомянутым площадям, которыми стали компании «Шелл» (Юзовская) и «Шеврон» (Олесская). Ожидается, что договоры будут подписаны к новому году. По словам Эдуарда Ставицкого, промышленная разработка обоих участков запланирована на 2017 г. Бурение на Юзовской площади должно начаться в 2013 г., промышленная разработка — в 2015 г., для Олесской площади временные ориентиры — 2014 г. и 2016 г. соответственно.

Если украинцы мечтают о дешевом газе, им надо прятать кошельки подальше

Накануне перехода к практической реализации сланцевых проектов эксперты активизировали дискуссии о возможных последствиях разработки сланцевых месторождений в Украине. Кроме упоминаемого наращивания добычи, они обратили внимание на возможность повышения уровня занятости в регионах бурения скважин. Работа в нефтегазовой промышленности традиционно оплачивается более высоко, чем в других отраслях. И хотя невозможно предугадать, сколько вакансий может создать разработка сланцевого газа в Украине, есть определенные законодательные требования, от которых выиграют украинские специалисты: СРП должны содержать условие, что нефтегазовый оператор при работах на месторождении будет отдавать предпочтение местным сотрудникам, сервису и приобретению продукции украинского производства.

Как ожидается, разработка сланцевого газа приведет к повышению спроса на персонал в других отраслях и миграции населения в районы добычи. Опыт американского штата Колорадо показал, что каждое место в нефтегазовом секторе создает дополнительно 2,7 рабочих места в других секторах. Но снижение цен на газ может привести к снижению рентабельности производства, его сокращению и, как следствие, потере рабочих мест. Впрочем, такая перспектива, исходя из сложившейся ныне ситуации, ожидает Украину в весьма отдаленном будущем. «Украине скорее есть смысл готовиться к таким последствиям расширения нефтегазовой отрасли, когда увеличение численности жителей в районах разработки сланцевых месторождений приводит к повышению уровня преступности в регионе. Как свидетельствует американский опыт, в некоторых регионах стремительное наращивание добычи привело к перенасыщению окружных тюрем и дефициту правоохранителей. Поэтому правительство должно будет обеспечить дополнительные ресурсы для охраны правопорядка»,- отметил Сергей Дубов из инвесткомпании «Профит Гарант».

Эксперт также обратил внимание на геополитический фактор. Украина, по его словам, важна как для Евросоюза, так и для России. Поэтому он не сомневается, что развитие добычи сланцевого газа отразится на финансово-экономическом влиянии России на Украину и потребителей российского газа в ЕС. Исследование аналитиков по заказу USAID показало, что украинский сланцевый газ может быть реализован на европейском рынке по более привлекательной стоимости, чем российский. И жесткая российская ценовая политика, основанная на привязке газовых цен к нефтяным котировкам, рискует оказаться несостоятельной. «Если Украина сможет нарастить производство сланцевого газа, чтобы появилась возможность экспортировать его излишки с внутреннего рынка в страны ЕС, то финансовое и политическое влияние России в регионе значительно уменьшится»,- констатируют эксперты.

Экологи на страже

Однако такие перспективы могут обойти Украину стороной, если уже на начальной стадии разработки сланцевых месторождений будет проигнорировано решение экологических проблем и защита природной среды в районах добычи. Протесты со стороны экологов уже заблокировали освоение залежей сланцевого газа в Болгарии и Франции. Такое развитие событий не исключено и в нашей стране. По мнению экспертов, добыча сланцевого газа даже при нынешнем уровне развития технологий сохраняет экологические риски для территорий его залегания. «До сих пор ни одна иностранная компания, которая собирается добывать сланцевый газ в Украине, не представила научным кругам конкретных проектных данных по технологиям, которые они будут применять в ходе разработки украинских месторождений»,- сообщил Руслан Гаврилюк, научный сотрудник Института геологических исследований НАН Украины.

Евгений Яковлев из Национального института стратегических исследований при Президенте Украины отметил, что добыча сланцевого газа связана с применением технологии гидроразрыва пласта, которая может вызвать локальные землетрясения. Кроме того, по его словам, еще недостаточно изучено влияние подачи в геологические слои большого количества растворов, компонентами которых являются до 500 химических соединений и веществ, на стабильность геологических формаций. Также существуют риски соприкосновения этих растворов и остатков неизвлеченного газа с водоносными пресноводными горизонтами. «Последствия таких соприкосновений могут быть выявлены спустя 30-50 лет. Поэтому технология гидроразрыва пласта требует серьезнейшего экологического обоснования. Я думаю, что нужны усилия всех специалистов, чтобы хорошую технологию увязать с выносливостью геологической среды на территории тех регионов, где она будет применяться»,- сказал «i» эксперт.

Сергей Дубов подчеркнул, что в Украине нет правовой нормы, предусматривающей обязательное раскрытие информации о составе химических реагентов при использовании гидроразрыва. Отечественное экологическое и нефтегазовое законодательство, по его словам, носит общий характер и содержит мало конкретики, поэтому остаются открытыми многие вопросы. Это создает препятствия не только для привлечения инвестиций и развития инновационных технологий, но и выполнения экологических требований, принятых в мировой практике.

Разработка месторождений сланцевого газа в Украине пока находится в зачаточном состоянии. Экономических преимуществ ее развития много. Но также у экспертов вызывает опасение будущее пресноводных ресурсов в районах добычи. Конрад Дэн Вольц из университета Питсбурга, который исследовал эту проблему на примере региона Марцелл в США, считает, что приступать к минимизации экологических рисков нужно еще до начала бурения скважин.
http://ekonomika.eizvestia.com/full/bez-mvd-slancevyj-gaz-ukraina-ne-dobudet

22.08.2013
Сланцевый тест для власти
В деле поиска и разработки месторождений сланцевого газа в Украине Кабмин и профильные министерства впервые остались ни с чем. Депутаты Ивано-Франковского областного совета 20 августа не согласовали проект соглашения о разделе продукции (углеводородов), которая будет добываться в пределах участка Олесский в Прикарпатье. Соглашение должно быть подписано между государством Украина, компанией «Шеврон Юкрейн Б.В.» и ООО «Недра Олесская». Этого требует Закон Украины «О соглашениях о разделе продукции» (ст. 11). Без согласования с органом местного самоуправления, на территории которого будут разрабатываться месторождения сланцевого газа, подписывать соглашение нельзя.

28.04.2014

http://tsn.ua/politika/rosiya-vidpravila-boyovikiv-u-slovyansk-cherez-slanceviy-gaz-yakiy-znischit-gazprom-347295.html

28.04.2014
Славянск — 120-тысячный город находится в самом центре разведанного месторождения сланцевого газа, добыча которого в перспективе могла обеспечить Украине энергонезависимость от России.

Напомним, в Украине есть два месторождения нетрадиционного газа – Юзовская и Олесская площади. Год назад Украина подписала с компанией Shell договор о начале добычи сланцевого газа на севере Донецкой и юго-востоке Харьковской областей.

После этого на Донетчине начались немногочисленные, но регулярные митинги против добычи газа из твердых пород песчаников. Активными их участниками были Компартия, Русский блок, движение «Украинский выбор». То есть те же, кто сейчас поддерживают сепаратистов.

Общая площадь месторождения составляет почти 8 тысяч квадратных километров, а разведанные запасы – порядка 3,6 трлн кубометров газа.

«Это значительный объем, большой объем, потому что если Украина увеличит добычу на 15-20 млрд кубометров, то она уже экспортером будет», — отметил гендиректор центра исследований энергетики Александр Харченко.

«Запасы довольно значительные. Одни из крупнейших в мире, в Европе. По тем оценкам, которые есть, мы можем на 30-40% увеличить собственную добычу газа», — дает осторожный прогноз министр энергетики Юрий Продан.

Напомним, доля Украины при разделе добытых углеводородов будет составлять, на разных этапах добычи 31-60%. Кроме того, за подписание договора Shell и «Надра Юзовская» перечислят в бюджет бонус в размере $25 млн, при начале первой разработки — еще $50 млн, при получении первого газа – еще $25 млн, а при достижении пикового уровня добычи — $100 млн.
http://www.facenews.ua/news/2014/197230/

29.04.2014
Война России за украинский сланец

В Донецкой области добыча сланцевого газа планировалась в Краснолиманском, Александровском, Славянском, Константиновском, Артемовском, Добропольском и Ясиноватском районах, передает киевский портал Хвиля. Гидрогеологические исследования, предшествующие бурению скважин, ранее были проведены Shell в первых двух районах. На этот год намечено бурение трех пробных скважин, два из которых уже состоялись.

Проект по разработке Юзовской площади стартовал еще в 2012 году, когда англо-нидерландская Shell победила в конкурсе на разработку месторождения. Как указывалось в условиях конкурса, Юзовская площадь расположена в границах Харьковской и Донецкой областей, к ней не относятся Каменская площадь, месторождения Северно-Воловенковское и Спиваковское.

Участок, общая площадь которого составляет 7886 кв. км, содержит природный сланцевый газ, газ центрально-бассейнового типа, метан, нефть и конденсат. В январе 2013 года Харьковский облсовет согласовал проект соглашения о разделе продукции между Украиной и компаниями Shell и «Надра Юзовская». В сентябре прошлого года в Гааге две компании подписали операционное соглашение, которое фактически позволило им начать работы на месторождении

Shell планирует пробурить три скважины на Юзовской площади (Харьковская и Донецкая обл.) в 2014 году, сообщал в январе бывший министр энергетики и угольной промышленности Украины Эдуард Ставицкий в эфире телеканала «Рада» (цитата по «Интерфакс-Украина»). По его словам, до конца года должны быть пробурены первые три скважины и уже в начале 2015-го из этих скважин пойдет первый газ.

По данным министерства энергетики США, Украина обладает третьими по объему залежами сланцевого газа в Европе (1,2 трлн куб. м). После заключения договоров с Royal Dutch Shell и Chevron (проект на западе страны) украинское правительство высказывало надежду, что разработка этих месторождений добавит около 50% к текущему самообеспечению Украины газом. Страна могла бы получить 1,2 трлн куб. м сланцевого газа, этого достаточно для удовлетворения спроса в течение десятилетий. Правительство Украины было весьма заинтересовано в продолжении сделки с западными газовыми компаниями не только из-за возможности диверсификации поставок энергоресурса, но и из-за инвестиций — Shell обещала инвестировать в добычу сланцевого газа на Украине $10 млрд. Украинское бизнес-издание Hubs добавляет, что помимо непосредственных вложений в энергетический проект инвесторы обещали также создать тысячи рабочих мест.

Ведущие украинские политики также призывают зарубежные компании к сотрудничеству. В частности, кандидат в президенты Петр Порошенко утверждал, что западные инвесторы в ближайшее время увидят абсолютно другую ситуацию с прозрачностью и условиями ведения бизнеса на Украине.

Украинцы надеются, что сланец станет реальной альтернативой дорогому российскому газу, хотя эксперты пока затрудняются называть точную себестоимость добычи на Юзовской площади.

Согласно обзору финансовой группы Prime Mark, себестоимость добычи 1 тыс. куб. м газа в точке производства разнится от $80 до $320. Последние цифры, которые озвучивали украинские министры, в частности бывший премьер Украины Николай Азаров, были близки к верхней границе диапазона.

«Мы не откажемся от работ, связанных с добычей сланцевого газа. $268,5 за тыс. куб. м — это конкурентная для сланцевого газа цена», — говорил экс-премьер Азаров в январском интервью телеканалу «Россия 24».

Однако максимальная себестоимость добычи сланцевого газа так или иначе ниже той цены, по которой «Газпром» согласен поставлять топливо Украине. Глава российской госкомпании Алексей Миллер в марте объявил новую цену для соседней страны: $485 за 1 тыс. кубометров, что в 1,8 раза выше той цены, которую Киев называет «объективной». По этой причине украинский газовый проект может быть достаточно выгоден.

Тем не менее российские эксперты считают, что разработка запасов сланцевого газа в любом случае бесперспективна. «У месторождений сланцевого газа известная проблема — точной оценки запасов не существует, — поясняет «Газете.Ru» глава Фонда национальной энергетической безопасности Константин Симонов. — Самое главное, что первое пробное бурение показало негативный результат, и компания Shell фактически заморозила данный проект». Первая пробная скважина, напоминает Симонов, оказалась сухой, то есть не дала промышленного притока газа. По мнению Симонова, это даже не сланцевый проект, а газ из коллекторов углеводородов (горной породы, в которой есть пустоты и которая может содержать нефть, газ и воду). «Там нужно сначала бурить полтора километра вертикально, а потом уже начинать горизонтальное бурение. Это тяжелейший проект, который не имеет аналогов», — говорит эксперт.

Более того, Минприроды РФ заявляло, что добыча сланцевого газа может стать причиной ухудшения экологической ситуации в приграничных районах, в том числе «существуют реальные предпосылки загрязнения поверхностных и подземных вод, используемых населением России».

Однако украинские информационные агентства, напротив, сообщали, что первое пробное бурение оказалось успешным, а экологических рисков не существует. «Нидерландско-британская нефтегазовая компания Royal Dutch Shell получила положительные результаты при бурении первой скважины для добычи сланцевого газа в Украине», — писал украинский портал Comments.ua.

По мнению главы East European Gas Analysis Михаила Корчемкина, для экономической оценки проекта информации недостаточно. «Реальных доказательств продуктивности Юзовской площади пока нет», — утверждает эксперт. С другой стороны, в случае стабилизации ситуации на юго-востоке Украины шансы на возобновление проекта могут быть достаточно высоки, отмечает он.

Украина в последнее время все активнее пытается искать новые, альтернативные российским источники энергоресурсов. Сейчас эта потребность становится более насущной, однако наряду с Крымом, на шельфе которого была сосредоточена часть украинских энергоресурсов, Украина рискует потерять контроль и над потенциальными запасами сланца на юго-востоке.

Очевидно, что разработка месторождения в условиях текущей активности сторонников федерализации не представляется возможной.

Комментарий Shell по поводу перспектив разработки месторождений получить не удалось.

17.05.2014
Природные ресурсы Восточной Украины не дают покоя Киеву и США

Восток Украины полон не только людей, не желающих подчиняться временному правительству, но и природных ресурсов. Города, которые отчаянно пытается подчинить себе Киев, находятся в Днепровско-Донецком бассейне с огромными нетронутыми запасами природного газа. И именно здесь должна проводить разведку и бурение сланцевых пород компания Royal Dutch Shell, согласно договору, подписанному на 50 лет с правительством Украины. И Киев не желает терять эти доходы.

«Я бы сказал, что в данном случае режим, пришедший к власти после государственного переворота в Киеве, применяет военные действия против собственных жителей из экономических соображений. Они твёрдо намерены извлекать выгоду из контрактов, подписанных предыдущим правительством», — считает Небойша Малич, эксперт по вопросам международной политики из США.

В прошлом году американский энергетический гигант «Шеврон» также заключил соглашение на разработку месторождений на сумму $10 млрд. Но эта сделка касается запасов сланцевого газа на западе Украины. Однако не только энергетические гиганты проявили интерес к украинским ресурсам.

Сын вице-президента США Джо Байдена недавно стал членом совета директоров крупнейшей украинской частной газовой компании «Бурисма». Компания обладает разрешениями на разработку месторождений Днепровско-Донецкого бассейна на востоке Украины.

Байден-младший не единственный американец со связями в политике, который недавно вошёл в совет директоров «Бурисмы». В апреле кресло в руководстве компании получил Девон Арчер. Во время президентской гонки в США в 2004 году он был старшим советником Джона Керри, который сейчас занимает пост государственного секретаря, а в университетские годы делил комнату в общежитии с пасынком Керри.

«Конечно, лучший способ продемонстрировать свой альтруизм, гуманизм и приверженность свободному рынку – критиковать коррумпированность страны, затем проспонсировать переворот, в результате которого свергается обвиненное в коррупции правительство, а потом назначить сыновей и друзей американских чиновников в советы директоров компаний, имеющих интересы в этой стране. Это, разумеется, вполне законно и очень честно», — говорит Небойша Малич.

Вашингтон всячески поддерживает киевское правительство, оправдывая применение силы при подавлении протестов на востоке Украины. Но большинство людей этого региона считают, что Киев и его западные друзья представляют далеко не их интересы.

— — — —
Как показатель компетентности журналистов: в статье от 29.04.2014 карту

из записи 2011-09-15 Usgs Assessment: Dnieper–Donets Basin Province and Pripyat Basin Province
назвали «Залежи сланцевого газа на Украине»

— — — —
16 Май 2014 eegas.com: Подробная карта газопроводов Украины http://iv-g.livejournal.com/1033522.html
11 Август 2013 О добыче сланцевого газа на Украине http://iv-g.livejournal.com/921180.html
09 Август 2013 Энергетическая стратегия Украины до 2030 года http://iv-g.livejournal.com/919242.html
27 Март 2013 Сланцевый газ на Украине: взлет и падение одной «утки» http://iv-g.livejournal.com/858140.html
04 Февраль 2013 СРП по сланцевому газу на Украине http://iv-g.livejournal.com/830268.html
31 Январь 2013 Договор Украина-Shell: кто, кому, сколько (полный текст) http://iv-g.livejournal.com/827655.html
01 Ноябрь 2012 Shell начала бурение сланцевого газа на Украине http://iv-g.livejournal.com/773845.html
31 Октябрь 2012 Forbes.ua: Газ Украины http://iv-g.livejournal.com/773057.html
21 Май 2012 Сланцевый газ – проблемы и перспективы добычи на Украине http://iv-g.livejournal.com/675560.html

Астраханская область: Месторождение «Великое»

11-04-2013

Недавно «Пункт-А» писал о том, что по данным астраханских властей в Харабалинском районе готовится к освоению крупное месторождение легкой нефти, которое превратит эту территорию в богатейший край и серьезно повлияет на экономику региона. Месторождение имеет скромное название – «Великое». И вот, наконец, СМИ стали известны более развернутые подробности этого проекта.

Нескромное название и такие же запасы

Для начала, напомним подробности, о которых сообщил глава регионального правительства Константин Маркелов на своей пресс-конференции 18 марта. Он сообщил:

– Предварительный расчет извлекаемых запасов нефти по месторождению «Великое» в Харабалинском районе показал 42 млн тонн. Сейчас готовятся документы на выявленные запасы (там же) легкой нефти – порядка 140 млн тонн и даже возможно больше. Это месторождение будет отнесено к категории крупных. По запасам оно будет сопоставимо с самым крупным за постсоветский период открытием месторождения Филановского на шельфе Каспия. Для нас наличие столь серьезных запасов позволяет рассматривать в среднесрочной перспективе вопрос организации в регионе нефтеперерабатывающих мощностей.

При этом до последнего времени никакого месторождения «Великое» на территории Харабалинского района не числилось, а было шесть площадок с иными названиями. Анализируя высказывание премьера регионального правительства, «Пункт-А» высказал предположение, что речь идет, возможно, о Хошеутовском или Пойменном месторождениях, права на разработку которых принадлежат, соответственно структурам Газпрома и ЛУКОЙЛа.

И не угадали.

Уроки географии: где лежит легкая нефть

Как удалось выяснить, речь идет об участке Тамбовский, разработкой которого занимается ЗАО «Нефтегазовая компания «АФБ». До последнего времени этот участок проходил по реестрам под грифом «запасы не числятся».

И вот. Наконец. Дело сдвинулось. СМИ удалось побеседовать с представителями ЗАО «НГК «АФБ» и выяснить подробности. Так, главный геолог общества Владимир Кудинов сообщил:

– Участок месторождения «Великое» расположен в Харабалинском районе Астраханской области – в его полупустынной части. В пойменную территорию не заходит. Региональный этап геологоразведки был проведен еще в середине девяностых годов специалистами Астраханьгазпрома (ныне ООО «ГДА» – прим. ред.). Но эти работы имели в незначительный объем – порядка 1,5 тыс. погонных метров скважин. В результате было исследовано несколько структур, в том числе и так называемая Георгиевская площадь. Наша компания уже начала уточнять параметры именно этой структуры – его расположение, глубины, контуры.

– Не считая интерпретации предыдущих материалов АФБ провела бурение более 3 тыс погонных метров, – уточняет заместитель гендиректора компании Руслан Давлетьяров.

– В результате удалось выяснить, что рабочая глубина месторождения составляет порядка 5 тысяч метров, – продолжает геолог В. Кудинов. – Общий на текущий момент продуктивный интервал, приуроченный к башкирским известнякам — это средний карбон, порядка 150-200 метров — от 4 тыс. 870 метров до 5 тыс. 150 метров.

Легкая нефть на нелегкой глубине

Впрочем, журналистов заинтересовал такой вопрос: насколько «легкой» является та нефть, которая обнаружена в Харабалинском районе? Ведь не секрет, что в углеводороды мало просто добыть – их еще нужно очистить от разных примесей и привести в товарный вид: сделать пригодной к транспортировке и дальнейшей переработке. На каких-то месторождениях это сделать легче (потому и нефть там – «легкая»).

А где-то, напротив, приходится избавляться от тяжелых примесей, что приводит к потерям ресурсов и удорожает процесс. Ближайший пример – наше родной Астраханское газоконднсатное месторождение, богатое серой настолько, что ООО «ГДА», по некоторым данным, является одним из крупнейших игроков на мировом рынке серы. И хорошо, что сейчас сера подорожала, так что из этого побочного продукта можно извлекать прибыль. А ведь изначально, когда производство строилось, проблема утилизации серы была весьма и весьма насущной – девать было некуда.

Что же говорят специалисты «АФБ» о харабалинской нефти?
– Обнаруженная нефть отличается высоким содержанием растворенного газа, – отмечает Владимир Кудинов. – По этому газу нами был проведен отдельный подсчет запасов – по всем категориям. Запасы газа составляют порядка 40 млрд кубометров. НО… В отличие от всех месторождений, приуроченных к этим же отложениям на территории региона, сероводорода встречено незначительное количество. Буквально лишь следы – сотые доли.
– Нефть легкая, – согласно кивает Руслан Давлетьяров. – Аналогов на территории области на данный момент нет! Нет необходимости проводить работу по превращению в товарный газ.

Впрочем геолог Кудинов в оценках «легкости» более прагматичен:
– Пока марка нефти не установлена, на анализы не отправляли. В соответствии с классификацией, есть геологические запасы различной категорийности — С1, С2, В.
И поясняет:
– Есть запасы извлекаемые на текущий момент, в зависимости от применяемых технологий:
140 млн тонн нефти — это запасы по категории С2 геологические,
43 млн тонн нефти — это запасы извлекаемые (С2).
С1 порядка 3 млн тонн нефти — С1 считается единственной скважиной, которая сейчас пробурена.

Что дальше? Когда забьют фонтаны?

Впрочем, вряд ли стоит всерьез рассчитывать, что уже в ближайшие пару лет Харабали превратятся в Кувейт. Замгендиректора АФБ поясняет:

– Свидетельство о регистрации Роснедрами в ноябре 2012 года. На баланс поставлено 1 января 2013 года. Госкомитет по запасам утвердил в октябре 2012 года. Говорить сейчас о том, какие суммы и когда будут направлены, пока преждевременно. По лицензионному соглашению мы должны с пробурить 4 поисковых скважины и 10 разведочные в течении двух-трех лет — 2013 -2015 годы. Пока продолжаем разведку, будем делать испытание.
http://www.punkt-a.info/view_page/view/18379

17 апреля 2014
Месторождение Великое было обнаружено нефтегазовой компанией АФБ в 2012 году в границах Тамбовского лицензионного участка в Астраханской области. Тогда извлекаемые запасы нефти были предварительно оценены в 42,3 млн тонн. В ходе проведения необходимой доразведки для подтверждения запасов и дальнейшего изучения месторождения геологи рассчитывали на конечный результат в 140 млн тонн нефти (по категории С2) и 40 млрд куб. м газа. Однако по итогам ГРР выяснилось, что запасы существенно выше — 300 млн тонн нефти (С2) и 90 млрд куб. м газа. Более того, нефть месторождения — легкая, а газ характеризуется низким содержанием сероводорода. В то же время месторождение имеет сложное геологическое строение, что может повысить стоимость его разработки.
http://investcafe.ru/blogs/grbirg/posts/40098

В России найдено сверхкрупное месторождение нефти http://new.bfm.ru/news/254627
Впервые за последние годы в России открыто крупное месторождение нефти. Как рассказал Business FM министр природных ресурсов Сергей Донской, запасы месторождения «Великое» оцениваются в 300 млн тонн нефти и 90 млрд кубометров газа

«Запасы месторождения беспрецедентны — около 300 млн тонн нефти и 90 млрд кубометров газа. Такое отрытые подтверждает высокую перспективность Астраханской области с точки зрения подобных крупных открытий», — пояснил министр.

Примечательно, что предыдущее крупное открытие также было сделано в Астраханском регионе. В 2006 году на Каспийском шельфе геологи ЛУКОЙЛа обнаружили месторождение имени Филановского с извлекаемыми запасами более 150 млн тонн нефти.

Что касается месторождения «Великого», то его освоением, вероятно, займется компания АФБ. Нефтяник уже не первый год работает в Астраханском регионе и два года назад совершил там другое крупное открытие. Тогда компания открыла запасы в 140 млн тонн нефти Тамбовском участке, который является частью месторождения.

Представители АФБ сегодня уточнили, что извлекаемые запасы нефти оцениваются в 331 млн тонн, а запасы газа после геологоразведки повышены до 300 млн куб м. Добычу на месторождении планируется начать в ближайшие пять-семь лет.

«На самом деле, месторождение непростое. У него сложное геологическое строение, но на сухопутной части Астраханской области это первое месторождение практически без примесей сероводорода. То есть, если мы подтвердим заявленные цифры, то экономически его разработка будет крайне выгодна и более чем рентабельна», — заявлял тогда главный геолог АФБ Владимир Кудинов.
Крупнейшим акционером нефтяной компании является председатель совета директоров аэропорта «Внуково» Виталий Ванцев. Несколько лет назад он инвестировал в нефтяную компанию более 100 млн долларов, и эти вложения себя явно оправдали.

«Исходя из запасов, стоимость месторождения «Великое» можно оценить в 0,9-1,1 млрд долларов, — рассчитал аналитик ИК «Уралсиб Кэпитал» Алексей Кокин. — Теперь у компании и инвестора есть приятный выбор — развивать проект самостоятельно или же привлекать партнера». По словам эксперта, учитывая недостаток крупных месторождений на суше, интерес к участию в проекте наверняка проявят все крупные игроки отрасли. Наиболее вероятные кандидаты в партнеры — «Роснефть» и ЛУКОЙЛ, чьи активы расположены в соседних регионах.

Отметим, у «Роснефти» уже есть опыт совместной работы со структурами Виталия Ванцева. Нефтяная компания и «Внуково-инвест» на паритетных началах контролируют ТЗК в аэропорте.

В России уже достаточно давно не было открытия крупных месторождений. На суше последним крупным отрытым месторождением стал Ванкор, которой геологи обнаружили в 1988 году. Месторождение осваивает «Роснефть», его запасы превышают 500 млн тонн «черного золота». Два года назад государство продало лицензии на считавшиеся последними крупные месторождения Лодочное, Шпильмана и Имилорское. Активы приобрели «Роснефть», «Сургутнефтегаз» и ЛУКОЙЛ соответственно. Теперь в нераспределенном фонде остались лишь месторождения объемом до 20 млн тонн.

ЛУКОЙЛ не готов к участию в освоении месторождения Великое без оценки его запасов http://itar-tass.com/ekonomika/1127693

К ЛУКОЙЛ не готова говорить о возможном участии в освоении месторождения Великое в Астраханской области, так как не обладает подтвержденными данными о его геологии и запасах. Об этом сегодня журналистам в Астрахани заявил президент ОАО ЛУКОЙЛ Вагит Алекперов, отвечая на вопрос, рассматривает ли компания возможность совместного освоения данного месторождения или покупку компании недропользователя.

«Мы пока не видели геологических материалов, поэтому сложно говорить, оценку давать. Если нам предложат, мы изучим материалы и потом дадим свою оценку», — сказал Алекперов.
Месторождение Великое в Астраханской области считается одним из самых перспективных, оно открыто геологами нефтегазовой компании АФБ в 2012 году. Как заявил накануне министр природных ресурсов и экологии Сергей Донской на конференции «Разведка и добыча нефти: факторы устойчивого развития», запасы этого углеводородного месторождения оцениваются в 300 млн тонн нефти.

Министр отметил, что это будет месторождение федерального значения. По его словам, месторождение открыла малоизвестная компания, которая рискнула вложить деньги в геологоразведку.
НК ЛУКОЙЛ работает в Астраханском регионе, осваивая крупнейшие месторождения углеводородов на Каспии.

Минприроды объявило о Великом. На Нижней Волге нашли 300 млн тонн нефти http://www.kommersant.ru/doc/2454158
Минприроды объявило об открытии самого крупного нефтяного проекта за последние годы. Подконтрольная совладельцу аэропорта Внуково Виталию Ванцеву компания АФБ разрабатывает в Астраханской области Великое месторождение с вероятными запасами 300 млн тонн. Пока проект на стадии геологоразведки, крупные российские нефтекомпании, которые могли бы стать его потенциальными соинвесторами, осторожно относятся к его перспективам. По мнению экспертов, запасы Великого еще нужно подтвердить.

В Астраханской области открыто крупное месторождение федерального значения с запасами нефти по категории С2 в объеме 300 млн тонн и запасами газа 90 млрд кубометров, сообщил вчера министр природных ресурсов Сергей Донской. По его словам, запасы Великого уже поставлены на госбаланс. «На месторождении еще продолжаются работы, но уже сейчас понятно, что это одно из крупных месторождений, открытых за последнее время на суше»,— заявил министр, сравнив его с Ванкорским месторождением «Роснефти» (запасы — 480 млн тонн нефти; о самых крупных месторождениях России см. таблицу). По словам господина Донского, освоение нового месторождения будет проходить быстрыми темпами и эффективно.

Министр также рассказал, что месторождение было найдено небольшой компанией АФБ. Основным ее акционером является совладелец аэропорта «Внуково» Виталий Ванцев. Сергей Донской сообщил, что у АФБ сквозная (включающая разведку и разработку) лицензия на Великое, и компания рассматривает партнерство по проекту с крупными нефтекомпаниями. Но, по словам представителя господина Ванцева, пока никаких предметных переговоров о полной или частичной продаже актива не ведется.

Информация о том, что в Астраханской области обнаружено крупное нефтяное месторождение, появилась два года назад, но тогда его запасы оценивались в 43 млн тонн. В 2013 году «Интерфакс» со ссылкой на главного геолога АФБ сообщал, что компания оценивает запасы месторождения по категории С2 в 140 млн тонн нефти и 40 млрд кубометров газа. При этом отмечалось, что нефть Великого легкая. Но пока рынок относится к Великому скептически. В крупнейших компаниях отрасли — «Роснефти», ЛУКОЙЛе и «Газпром нефти» — комментировать интерес к проекту отказались. Собеседник «Ъ», близкий к ЛУКОЙЛу, который работает в регионе, говорит, что интереса к активу нет. Напомним, что на сегодняшний день большая часть нефти в Астраханской области является высоковязкой, ее разработка и дальнейшая реализация крайне затруднены. Один из участников рынка рассказал «Ъ», что интересовался, например, одним из соседних месторождений, но в итоге от его покупки отказался из-за того, что «нужны особые навыки по работе на таком проекте».

Собеседник «Ъ» в одной из крупных нефтекомпаний считает, что в итоге доказанные запасы Великого «могут оказаться существенно ниже озвученных». «Там нефть глубокого залегания, и добывать ее может быть нерентабельно»,— замечает один из источников «Ъ». Карен Дашьян из Advance Capital напоминает, что на Великом пробурена только одна разведочная скважина, которая, по сути, не может дать точных данных по запасам нефти. По его мнению, по этой причине инвесторы пока оценивают фактор риска как высокий. «Чтобы запасы месторождения стали убедительными для рынка, компании необходимы еще две-три скважины»,— говорит господин Дашьян. Он добавляет, что геология Великого сложная, поэтому АФБ потребуются дорогостоящие (стоимостью около $30 млн) подсолевые скважины.

Крупнейшие нефтяные месторождения России http://www.kommersant.ru/doc/2454230

Источник: Минприроды, «Тройка Диалог».

Нефтегазовая компания АФБ не подтвердила информацию о наличии газа на месторождении «Великом» Нашему корреспонденту нефтяники сообщили, что разработкой сейчас заниматься они не собираются. С 1 января текущего года, именно тогда АФБ взяли месторождение на баланс, были проведены работы по бурению второй скважины и сейсмологическая оценка. Первая скважина на «Великом» была пробурена Газпромом, но в начале 2000-х компания отказалась от разработки месторождения.
http://www.astrakhanfm.ru/ekonomika/ekonomika_76664.html

В Астраханской области открыто крупное нефтегазовое месторождение, заявил министр природных ресурсов и экологии Сергей Донской. Ему присвоено название «Великое» (Тамбовский участок в Харабалинском районе). Запасы месторождения «беспрецедентны: около 300 млн т нефти и 90 млрд куб. м газа», говорится в сообщении министерства: «Таких крупных открытий в России не происходило уже более 20 лет». Извлекаемые запасы месторождения — 331 млн т нефти по категориям С1 и С2, сообщило Bloomberg со ссылкой на гендиректора владельца лицензии — ЗАО «Нефтегазовая компания «АФБ» — Бориса Богушева. По его словам, запасы месторождения зарегистрированы Госкомиссией по запасам 1 января 2014 г.

По данным сайта Роснедр, АФБ получила лицензию на Тамбовский участок для геологического изучения, разведки и добычи в мае 2011 г. По данным ЕГРЮЛ, срок действия лицензии — до 31 мая 2036 г. Компания была единственным участником конкурса и заплатила за лицензию 37,8 млн руб. В конкурсной документации ресурсы участка указывались более чем скромные: 2 млн т нефти (по категории Д2) и 177 млрд куб. м газа (по категориям Д1 + Д1л + Д2).

Два года назад стало известно, что еще в 2010 г. контрольный пакет АФБ приобрел совладелец аэропорта «Внуково» Виталий Ванцев за $200 млн. Об этом рассказывал «Ведомостям» источник в его окружении. У компании есть и другие акционеры, но это не партнеры Ванцева по «Внуково», говорил он. Кто сейчас владеет долями в АФБ, не известно. По данным «СПАРК-Интерфакса», акционеры — физические лица. В ЕГРЮЛ их имена не указаны. Ванцев был недоступен для журналистов.

По словам Богушева, запасы удалось обнаружить по итогам геологоразведочных работ и бурения двух скважин — глубиной 5116 и 5149 м. Средняя глубина залежей нефти — 4900-5100 м. «Старт промышленной добычи зависит от темпов обустройства, скорее всего это произойдет в ближайшие 5-7 лет», — передает его слова Bloomberg. Предварительная оценка инвестиций в обустройство месторождения — около $1,5 млрд. Выход «на полку» может произойти через семь лет после начала добычи. Максимальный уровень добычи — 38 млн т в год, говорит Богушев. С таким показателем АФБ может войти в топ-5 крупнейших российских нефтяных компаний.

Аналитик ИК «Анкоринвест» Сергей Вахрамеев считает реальным сроком выйти «на полку» добычи в течение семи лет. В среднем, по его словам, в зависимости от темпов освоения месторождение выходит «на полку» за пять лет. Но добыча через семь лет на уровне 38 млн т вряд ли возможна, полагает он. Запасы в 330 млн т по С1 + С2 еще нужно перевести в доказанные, после чего, по практике, их оказывается вдвое меньше. В среднем нефтяные компании добывают в год 6% от доказанных запасов. При доказанных запасах в 165 млн т реальная добыча на «Великом» может составить около 10 млн т в год.

Но даже с таким показателем АФБ может войти в российскую нефтяную элиту. «Русснефть» Михаила Гуцериева, замыкающая топ-10 крупнейших нефтяных компаний, в прошлом году добыла 13,4 млн т нефти. В планах компании — увеличить этот показатель к 2020 г. до 15 млн т.

«Небольшая компания рискнула, вложила средства и сделала хорошее открытие», — сказал Донской. Объем инвестиций ни он, ни Богушев не назвали. Аналитик «Сбербанк CIB» Валерий Нестеров оценивает стоимость бурения двух скважин в $8-10 млн. Он указывает, что запасы месторождения расположены глубоко. В среднем по стране — и преимущественно в Ханты-Мансийском автономном округе — глубина залегания нефтеносных пластов составляет 2500-3100 м. Поэтому себестоимость добычи будет выше, чем на других месторождениях, продолжает Нестеров. Но насколько, он оценивать не стал: это зависит от того, сколько скважин потребуется и какова будет сетка их расположения. При этом Нестеров подчеркивает, что главный плюс этого месторождения — наличие транспортной инфраструктуры рядом.

Открытие гигантского месторождения — интересная новость для нефтяного рынка, говорит Нестеров. Успех он объясняет тем, что методы геологоразведки стали более точными, появились новые технологии. Все это позволяет с большей уверенностью заниматься геологоразведочными работами.

Для разработки месторождения владелец лицензии может привлечь партнера, сказал Донской: «Насколько я знаю, эта компания сейчас рассматривает партнерство на проекте с крупными нефтяными компаниями». К активу уже проявили интерес несколько крупных нефтегазовых компаний, включая иностранные, говорит Богушев. Имена претендентов он раскрывать не стал. Представители «Роснефти», «Лукойла», «Газпром нефти», «Башнефти» от комментариев отказались. «Роснефть» уже сотрудничает со структурами Ванцева. В 2011 г. принадлежащая Ванцеву компания «Внуково-инвест» (владеет различными бизнесами во «Внуково») продала «Роснефти» 50% ТЗК во «Внуково» и осталась ее партнером в этом бизнесе. После этого «Внуково-инвест» и «Роснефть» изучали возможность строительства ТЗК в другом столичном аэропорту — «Домодедово».

Месторождение «Великое» будет интересно всем нефтяным компаниям, так как у проекта есть вся транспортная инфраструктура, считает аналитик Райффайзенбанка Андрей Полищук. Нефть с месторождения может как экспортироваться (например, через порт Новороссийск), так и перерабатываться на близлежащих нефтеперерабатывающих заводах. Ближайшие НПЗ принадлежат «Роснефти» (Туапсинский) и «Лукойлу» (Волгоградский), поэтому именно им, на его взгляд, в первую очередь может быть интересно партнерство с АФБ.

Если бы собственники АФБ продали компанию сейчас, то выручили бы, по оценке аналитика UBS Константина Черепанова, $1-1,4 млрд. Впрочем, источник в крупной нефтяной компании говорит, что есть сомнения в реальности таких запасов «Великого».
http://www.vedomosti.ru/companies/news/25417261/krupnoe-mestorozhdenie-v-astrahanskoj-oblasti-otkryto

На нефтяное месторождение Великое появились претенденты http://izvestia.ru/news/569353

— — — —
2010

https://www.psg.deloitte.com/NewsLicensingRounds_RU_100610.asp

27 Сентябрь 2011 blackbourn: Прикспийская низменность http://iv-g.livejournal.com/547719.html
28 Апрель 2010 Астраханская область, добыча углеводородов http://iv-g.livejournal.com/140130.html

Административно-территориальное деление Астраханской области

Карта ТЭК Астраханской области

Игорь Сечин выступил с докладом на VI Российско – Японском инвестиционном форуме в Токио

19 марта 2014
Инвестиционные возможности и проекты ОАО НК «Роснефть»: потенциал сотрудничества с Японией

В 2013 г. оборот взаимной торговли превысил 33 млрд. $, увеличившись примерно на 7,0%. Порядка 10% этого оборота пришлось на компанию «Роснефть».

Доклад Президента ОАО «НК «Роснефть» И.И. Сечина pdf
Презентация к докладу Президента ОАО «НК «Роснефть» И.И. Сечина. pdf
http://www.rosneft.ru/news/today/19032014.html

Черноморские карты, прогнозы и считалочки

02.02.2014
Черное море разведчиков

Во-первых, из-за сложной геологии никто во второй Кувейт в Черном море особо не верит. Во-вторых, низкие цены на нефть не стимулировали компании на глубоководную геологоразведку, требующую внушительных инвестиций. Дело в том, что после краха рынка недвижимости инвестиционных средств меньше не стало. Их начали вкладывать в новые проекта, в т. ч. в разведку и добычу углеводородов.

До последнего времени добычу нефти и газа на шельфе вели Турция, Болгария, Румыния и Украина. Открытых запасов им хватает сейчас на совокупную ежегодную добычу немногим более 4 млрд. куб. м в газовом эквиваленте.

В ближайшие несколько лет, как надеются многие компании и правительства Причерноморских стран, ситуация кардинально изменится. Будут открыты месторождения, которые смогут повлиять на энергетический баланс каждой из стран. Особенно в западной части региона: Турции, Болгарии, Румынии и Украины. Более того, эта часть Черного моря, возможно, станет новым источником газа для всей Центральной и Восточной Европы. Так считают в одной из ведущих исследовательско-консалтинговых компаний мира WoodMackenzie. Пока же сами будущие поставщики природного газа зависят на 30-90% от импортных энергоресурсов. При этом большую часть (30-60%) дефицита покрывают за счет поставок голубого топлива и нефти из России. Турция, которая как никто другой зависит от импортных поставок, только в 2012 году потратила на закупку нефти и природного газа более $60 млрд.

Основная часть морской нефтегазовой инфраструктуры в странах Причерноморья была создана в конце 70-х-середине 80-х годов прошлого столетия. В это же время были открыты все ныне действующие месторождения. Большинство государств западной части Черного моря входили в состав СССР или «соцлагеря». У них деньги имелись. Так, была обустроена группа нефтегазовых месторождений на блоке Истрия в Румынии, промыслы в северо-западной части шельфа Черного моря в Украине и открыты месторождения на блоке Галата в Болгарии. При этом уже тогда Черному морю уделялось внимание с прицелом на будущее. Например, Румыния и Украина имели крупные месторождения на суше, за счет которых добыча превышала потребление. Сегодня сухопутныеместорождения находятся в режиме истощения и правительства стран видят именно в Черном море источник будущего увеличения добычи. Если разделять Черное море на мелководную (шельф) и глубоководную части, то особые надежды связывают с глубоководьем. Во-первых, потому что оно полностью не разведано, традиционно на нем открывают крупные промыслы. Во-вторых, на мелководье нет потенциальных месторождений, которые по своим объемам содержали бы привлекательные для крупных компаний запасы газа. Это важно, потому что у государств, испытывающих экономические проблемы, нет свободных средств на проведение даже рисковых высокозатратных геологоразведочных работ, и они вынуждены считатьсяс инвесторами. Одно из исключений — в прошлом году итальянская компания Eni, французская EDF и украинские «Черноморнефтегаз», «Воды Украины» подписали соглашение о разделе продукции (СРП) на мелководных структурах Абиха, Маячная, Кавказская и Субботина Прикерченского участка Черного моря. Столь малый срок, за который правительству удалось договориться подписать СРП с инвесторами, объясняется тем, что потенциальные месторождения находятся друг от друга на расстоянии одной скважины, в которых рассчитывают найти нефть. Обнаруженные запасы черного золота на структуре Субботина (6 млн. тонн) – лишнее тому подтверждение. С учетом высоких рыночных цен на нефть, ее добыча более выгодна, чем производство газа, который в основном и рассчитывают обнаружить в Черном море. Сегодня потенциальные ресурсы украинского мелководья геологи оценивают в объемах не меньше, чем глубоководье – более триллиона кубометров на нескольких десятках структур, однако, интереса к ним крупные инвесторы не проявляют. Позитивом является низкая (до $50/тыс. куб. м) себестоимость добычи. Однако запасы погоды не делают.

Похожая ситуация на мелководье в Турции, Румынии и Болгарии. Месторождениями при глубине моря до 200 метров интересуются небольшие частные компании, для которых запасы месторождений даже в объеме 10 млрд. куб. м весьма привлекательны. Гиганты на такую мелочь не размениваются, полностью полагаясь в Черном море на глубоководье. Они считают, что если в регионе и есть крупные запасы, то они располагаются при глубине моря не менее 900 метров. Такова практика привлечения западных инвестиций в черноморскую нефтегазоразведку. Причем, до некоторых пор она была не очень удачной, а ее результаты угрожали тем, что крупные игроки просто на просто покинут Черное море.

(На карте указана первая успешная глубоководная скважина на румынском участке «Нептун» — соседний с украинским участком «Скифская площа». В следующие два года румыны планируют пробурить ещё шесть скважин, две из которых вплотную на границе со Скифской площадью)

Турция – флагман черноморской глубоководной разведки. С 2006 по 2011 годы на четырех морских блоках страны пробурили пять разведочных скважин общей стоимостью около $700 млн. Инвесторами выступили государственная Турецкая нефтяная корпорация, бразильская Petrobras, британская BP, американские Chevron и ExxonMobil. Результат – «сухие» скважины. Плюс крайнее разочарование инвесторов. При этом они изначально не строили сногсшибательных планов. Например, один из официальных представителей ExxonMobil говорил о том, что успешность турецких прогнозов найти месторождение объемом миллиард баррелей нефти американские специалисты оценивают в 20-30%. Однако того, что надежды не оправдаются совсем, не ожидал никто. Традиционная практика, когда успешной оказывается одна из четырех разведочных скважин, не сработала. Поэтому к бурению первой глубоководной скважины в румынском секторе Черного моря многие отнеслись со скептицизмом. Буровое судно «Глубоководный чемпион», стоимость аренды которого тогда составляла $650 тыс. в сутки, за первые два с половиной месяца 2011 года пробурило скважину глубиной более трех километров и открыло месторождение с предварительными запасами 42-84 млрд. куб. м газа. Глубина моря – 930 метров. Блок – Нептун. Концессионеры – румынский OMV Petrom и американская ExxonMobil. Таких открытий в Черном море еще не делал никто и, главное, оно случилось в самый решающий для инвестиционной привлекательности региона момент – после турецкого провала. Конкурс по блоку Хан Аспарух в Болгарии, Скифской площади и Форосского участка в Украине, решение о начале реальных работ на Туапсинском прогибе и Северо-Черноморском участке в России и продолжении работ на глубоководье Турции –все это произошло уже после румынского открытия.

— Без сомнений, румынская скважина Домино-1 трансформировала отношение к региону и возобновила интерес к Черному морю, — считает аналитик WoodMackenzie Крис Мередит. – Запасы месторождения еще будут уточняться, но наш прогноз: добыча начнется к 2019 году. В любом случае, его объемы четко указывают на потенциал будущих газовых открытий.

Аналитик уверен в том, что инвесторы находятся на низком старте в осуществлении полномасштабного разведочного бурения в западной части Черного моря: «На основании утвержденных буровых программ в течение пяти лет будет пробурено 10 глубоководных скважин».

Одной из причин активизации работ в западной части Черного моря аналитики считают отказ от строительства газопровода Набукко, который должен был бы обеспечить диверсификацию источников и растущие потребности стран Центральной и Восточной Европы. Конкурентом Набукко мог бы стать Транс-Анатолийский газопровод, но его основной задачей является обеспечение азербайджанским газом Турции, а не стран ЕС. Сегодня потребности в голубом топливе стран региона уже составляют 55 млрд. куб. м в год и рост продолжится. Главными причинами станут более жесткое соблюдение экологических стандартов ЕС и истощение сухопутных месторождений. При этом нынешняя зависимость от России, которая в некоторых странах достигает 90%, не нравится никому. Поэтому Черное море – идеальный вариант в качестве нового источника энергоресурсов. Так ли оно и будет, покажут уже ближайшие два года. За этот период планируется пробурить восемь глубоководных разведочных скважин. Две из них запланированы на болгарском блоке Хан Аспарух, на котором работает пул компаний французской Total, испанскойRepsol и австрийской OMV. Еще две – на румынском блоке Нептун, на котором работают румынский OMV Petrom и американская ExxonMobil. На этом участке партнеры планируют уточнить запасы первого открытого на глубоководье Черного моря месторождения и, возможно, открыть еще одно – разведать соседнюю перспективную структуру. В этом и следующем году буровые работы в румынском секторе начнет и пул российского «Лукойла» и американской Vanco государственной компании Romgaz. Они владеют правами на два глубоководных блока Восточная Рапсодия и Трайдент (половина бывшей спорной акватории между Румынией и Украиной) и обязаны по утвержденной программе осуществить бурение двух скважин. Продолжат искать углеводороды в Черном море и турки. Национальная Турецкая нефтяная корпорация планирует бурение на блоке 3920 совместно с компанией Shell. Несмотря на нулевые результаты предыдущего бурения в «турецком» Черном море и больший интерес к Средиземному, в соседнем израильском секторе которого открыли месторождения с запасами в сотни миллиардов кубометров, нефтегазодобытчики страны полумесяца не потеряли надеждына свои северные воды. В позапрошлом году открыли в мелководной части блока 3920 месторождение Истранка и, судя по всему, привлекли этими результатами британо-голландского нефтегиганта для работы на более глубокой воде. Впрочем, особенность всех вышеуказанных блоков в том, что все они граничат с блоком Нептун, на котором было сделано первое в Черном море глубоководное открытие. Украинская Скифская площадь, право на заключения соглашения о разделе продукции на которой выиграли американская ExxonMobil, румынский OMV Petrom, британо-голландская Shell lи украинская «Недра Украины», также примыкает к Нептуну. Станет ли это гарантией открытия новых крупных месторождений, покажет бурение, которое, в любом случае, будет высокозатратным, как собственно и все остальное, что будет сопровождать подобные высокотехнологичные проекты.

Затраты на бурение глубоководной разведочной скважины составляют сегодня более $100 млн.,

а инфраструктуры и сервисных услуг для таких работ в регионе просто не существует (например, нет ни одной соответствующей буровой установки или бурового судна – прим. авт.), — говорит Крис Мередит из WoodMackenzie. – Однако тот факт, что в Черное море пришли крупнейшие компании нефтегазовой промышленности мира, уже может служить гарантией выполнения обязательств. Их опыт, профессионализм, способности и возможности дают основание строить положительный прогноз о перспективах нефтегазоразведки в Черном море. Затраты OMV Petrom и ExxonMobil на изучение блока Нептун к 2015 году уже могут составить $1 млрд.

Общие в Черном море – перевалить за $3 млрд. Входят в них и инвестиции в разведку российского глубоководья. Сразу после Олимпиады в Сочи «Роснефть» и американская ExxonMobil приступят к бурению скважины на структуре Абрау-Южная Туапсинского прогиба. Она будет первой в российском секторе Черного моря.

Что касается Украины, то здесь пока пауза. Соглашение о разделе продукции на Скифской площади с американской ExxonMobil, румынской OMV Petrom, британо-голландской Shell и украинской «Недра Украины» пока не подписано. При этом задержка вряд ли связана с новой ценой на российский газ, поскольку платежеспособные европейские потребители расположены рядом, а СРП разрешают экспортировать добытую продукцию. Вопрос – в нестабильной политической обстановке и юридических проволочках. Более того, источники РЭ сообщают, о намерениях Shell выйти из данного проекта. Определенный оптимизм высказывали и представители «пионера» украинских глубоководных проектов — «ВанкоПрикерченская». Компания еще 8 лет назад выиграла конкурс на заключение СРП по Прикерченскому участку, однако, после «демарша» со стороны правительства Юлии Тимошенко, реализовать данное право до сих пор так и не смогла. После достижения мирового соглашения с Кабмином в начале 2013 года у «ВанкоПрикерченская», которая в настоящее время контролируется ДТЭКом, открылись возможности продолжить реализацию проекта. Однако структура Рината Ахметова по неизвестным причинам медлит с возобновлением работ.

Впрочем, Украина достигла успехов по увеличению добычи природного газа собственными силами на мелководье. В 2013 году она выросла на 40,6% до 1,65 млрд. куб. м. В 2015 году за счет завершения обустройства Одесского и Безымянного месторождений добыча должна достигнуть 3 млрд. куб. м. Сегодня Украина потребляет более 50 млрд. куб. м газа в год и добыча на шельфе особой погоды не делает. Другое дело, что за счет нее удастся сохранить уровень добычи госкомпаний, которые продают газ по рекордно низкой цене (не выше $55/тыс. куб. м) для нужд населения. Это позволяет украинскому правительству удерживать цены на природный газ для рядовых украинцев на уровне, даже ниже российского – чуть больше $90/тыс. куб. м.

Глобальные процессы в мировой нефтегазодобыче как ничто другое повлияли на решение инвесторов вкладывать в Черное море именно сейчас. Одна из причин – Черное море остается одним из самых неразведанных регионов мира, а нефтегазовые компании повышают свою капитализацию за счет увеличения ресурсной базы. Ранее они увеличивали ее за счет перерабатывающих мощностей и количества заправок, однако, это не вдохновляет акционеров после мирового финансового кризиса. Нет собственного сырья — нет будущего, считают они. Далее, высокая цена на нефть и газ на мировых рынках, и конкуренция со стороны небольших молодых компаний. Есть в Причерноморском регионе и свои немаловажные особенности. Они непосредственно влияют на нынешнюю инвестиционную активность, поскольку напрямую связаны с прибылью, которую получат добытчики. Всем понятно, что транснациональных гигантов энергонезависимость стран, в которых они работают, интересует меньше всего. И уж тем более они против низкой стоимости энергоресурсов. Наоборот, именно возможность получать максимальную прибыль и дает сейчас толчок многим проектам в Черном море. Если в Турции и Болгарии для населения уже давно действуют рыночные цены на газ – свыше $300/тыс. куб. м, то Румыния до последнего времени практиковала фиксированные тарифы на закупку голубого топлива отечественной добычи. Поэтому активизация маленьких и крупных игроков в ее секторе связана, прежде всего, с либерализацией цен. Если в прошлом году газ продавался в Румынии по $143/тыс. куб. м, то к 2015 году для промышленности ожидается повышение до среднеевропейского уровня (более $300/тыс. куб. м). Для населения это произойдет к 2019 году. Поэтому неудивительно, что именно к концу десятилетия запланировано начало добычи не только на глубоководном блоке Нептун, но и таком мелководном участке как Мидия. Месторождения Анна и Дойна, расположенные на нем, были открыты пять лет назад, и до последнего времени канадская компания «Стерлинг» планировала обустроить их в 2015 году. Однако, судя по всему, желание максимальной прибыли победило. Осуществление проекта освоения 10 млрд. кубометров природного газа перенесено на неопределенную дату.

28.10.2013

Как сообщалось, еще в 2007 году между НАК “Нафтогаз Украины” и ОАО “Газпром” договорились о совместной разработке структуры Палласа, расположенной в северо-восточной части Черного моря на границе Украины и РФ. “Нафтогаз Украины” уже заявил о завершении сейсмологических исследований 3D на структуре и начале интерпретации этих данных.

Прогнозные запасы свободного газа в пределах участка Палласа составляют около 120 млрд куб. м газа (в т.ч. украинская часть — 86 млрд куб. м), растворенного газа — 8,6 млрд куб. м (в т.ч. украинская часть — 8,2 млрд куб. м), нефти и газового конденсата — 70 млн тонн (в т.ч. украинская часть — свыше 45 млн тонн).

Ранее также предполагалась совместная разработка Суботинской нефтегазовой площади государственной НАК “Надра Украины” и “ЛУКОЙЛ Оверсиз” (оператор международных upstream проектов НК “ЛУКОЙЛ”), которые 21 февраля 2012 года подписали соответствующий меморандум о сотрудничестве. Однако Кабинет министров Украины 17 октября 2013 года одобрил заключение СРП на шельфовых площадях Суботино, Абиха, Маячная и Кавказская между “Эни Юкрейн Шеллоу Вотерс”, “ЕДФ Юкрейн Шеллоу Вотерс”, ГАО “Черноморнафтогаз” и ООО “Воды Украины”.

Украина объявила курс на диверсификацию энергопоставок и увеличение собственной газодобычи. Базовый сценарий проекта обновленной Энергетической стратегии Украины на период до 2030 года предполагает рост годовой внутренней добычи газа к этому году с добываемых 20 млрд куб. м до 44,4 млрд куб. м и сокращение его импорта до 5 млрд кубометров.
Рост добычи газа предполагается за счет освоения глубоководной части шельфа Черного моря, запасы которого оцениваются от 4 трлн до 13 трлн куб. м, а также нетрадиционного газа в виде сланцевого газа, газа плотных пластов и угольного метана.
http://www.ukrrudprom.ua/news/Rossiya_delit_s_Ukrainoy_zapasi_gaza_i_nefti_v_CHernom_more.html

17.10.2013

Запасы глубоководной части шельфа Черного моря оцениваются в пределах 4-13 трлн кубометров.
Сейчас на украинском шельфе Черного моря работает госкомпания Черноморнафтогаз. Помимо того, по данным агентства «Интерфакс-Украина», еще в апреле 2006 года Vanco International, 100% «дочка» американской Vanco Energy Company, победила в конкурсе на право заключения соглашения о разделе продукции (СРП) в пределах Прикерченского нефтегазоносного участка площадью 12,96 тыс. кв. км и глубинами от 70 до более чем 2 тыс. м.

В октябре 2007 года Vanco Int. переуступила права и обязанности по СРП компании Vanco Prykerchenska, однако из-за последовавшего затем конфликта с правительством под руководством Юлии Тимошенко реальная работа по проекту не велась, и лишь в июне этого года украинский суд признал мировое соглашение, в декабре 2012 года утвержденного Стокгольмским арбитражем.

Правительство страны также планирует подписать в этом году СРП в рамках проекта по освоению Скифского участка шельфа площадью 16,698 тыс. кв. км с консорциумом во главе с американской ExxonMobil и с участием Shell, австрийской OMV в лице румынской «дочки» Petrom и НАК «Надра Украины». Этот консорциум победил в конкурсе в 2012 году.
http://www.newsru.com/finance/17oct2013/uashelf.html

06.08.2012
минимальный объем инвестиций на первом этапе геологоразведовательных работ (не более пяти лет) должен составить минимум 1,6 млрд грн. Он также отметил, что участники конкурса приобрели конкурсную документацию, стоимость которой по Скифской площади составляла 12 млн грн, а также заплатили за участие в конкурсе по 1 млн грн.

По данным Госгеонедр, площадь Скифского участка составляет 16,69 тыс. км2, Форосского — 13,615 тыс. км2. Скифская площадь расположена на северо-западе украинской части шельфа Черного моря (глубины 100-2000 м), недалеко от острова Змеиный и территории Румынии. Скифский участок имеет потенциал добычи 3-4 млрд м3 в год, Форосский — 2-3 млрд м3.

Что касается конкурса на Форосскую площадь, который признан не состоявшимся из-за отсутствия заявок, Ставицкий выделил несколько вероятных причин этого. Одна из них — окончание финансового года, в связи с чем компании могут быть несколько стеснены в средствах. Однако более значительной причиной, по его мнению, являются геологические риски. «Стоимость бурения скважин на этом участке может составлять $130-150 млн», — отметил министр. Для освоения таких глубин компания-победитель вынуждена будет работать на буровой установке более высокого класса, нежели «Петр Годованец» или «Независимость» (глубина постановки — 120 м). По информации НефтеРынка, суточная аренда полупогружных буровых установок (глубина до 2000 м) составляет порядка $650 тыс., что еще раз подчеркивает затратность проектов на шельфе.

Скорее всего, потенциальные инвесторы в Черноморский шельф заняли выжидательную позицию и хотят увидеть, как пробурят первые скважины на турецкой части шельфа Черного моря, где наблюдаются похожие геологические условия.
http://www.nefterynok.info/analytics.phtml?art_id=140

02.06.2010
Украина владеет запасами газа, которых хватит на тысячу лет, утверждают украинские и немецкие ученые, которые провели оценку залежей Черного моря. Кроме того, ученым удалось разработать технологию добычи газа из газогидратов. Если правительство сможет привлечь инвесторов к разработкам месторождений, Украина получит промышленный газ уже через несколько лет.
«В пересчете на метан запасы газогидратов Черного моря, если брать весь бассейн, оцениваются в среднем в 50 трлн кубометров, — отметил он. — Если за единицу измерения взять годовую добычу Украины (а это примерно 20 миллиардов тонн), то 50 трлн дают запасы газа на несколько сотен, а может и тысяч, лет. Большинство этих залежей лежат в экономической зоне Украины».
«Сейчас разработана изящная, по моему мнению, технология (пока она на стадии доработки): это вытеснение метана из газогидратов углекислым газом, — говорит профессор Гулин. — То есть если углекислый газ закачать в пласты газогидратов, заменив метан углекислым газом, мы решаем экологическую проблему — проблему парникового эффекта». «Это правдивая оценка. Профессора уверяют, что если будут деньги, то через пять лет можно иметь промышленную продукцию», — уверен Яремийчук. Ссылаясь на разработки своих коллег, он уверяет, что Украина богата на нефть и газ не только в бассейне Черного моря.

— —
Документы по рос-укр газовым отношениям (подобраны тенденциозно) (данные по 2007 г.)

Со страницы kremlgaz.narod.ru/doc.htm
карта труб Украины

Подробная карта

— —
По мотивам карты создана


http://gloriaputina.livejournal.com/321559.html

— —
Отчет Газпрома за 4 квартал 2013 г. (pdf) (стр. 74)

i/ Западноевропейский экспорт без Турции и Финляндии
127.09-26.29-3.54 = 97.26
ii/ Полная загрузка Северного потока+газопроводов через Белоруссию
55+38 = 93
iii/ Остаток от экспорта в Европу 97.26-93 = 4.26 млрд.м3
iv/ Экспорт в Молдову 2.39 млрд.м3
v/ «Подвисший» экспорт в объемах 2013 г. = 4.26+2.39 = 6.65 млрд.м3

vi/ Теоретически
vi.i/ Газпром может даже отказаться от транзита через Украину, докупив в Европе недостающее
vi.ii/ Взятие под контроль направления Ананьев-Тирасполь-Измаил, Шебелинка-Измаил с пропускной способностью 26 млрд.м3 делает ненужным транзит через Западную Украину.
Указанная ветка

в основном идет по территории юго-востока Украины.

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

eia.gov: Sudan and South Sudan

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

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


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

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

voprosik.net: Карты Мексисканского залива


2398×1551


http://voprosik.net/rossiyu-pustyat-k-amerikanskoj-nefti/

Информация о состоянии распределенного фонда недр ХМАО-Югры По состоянию на 01.01.2013 г.

По состоянию на 01.01.2013 г.

По состоянию на 01.01.2013 г. на территории Ханты-Мансийского автономного округа действует 478 лицензии на право пользования недрами, из них
127 лицензий на геологическое изучение с целью поисков и оценки углеводородного сырья, в том числе
— 18 лицензий на геологическое изучение, поиск и оценку нижележащих горизонтов разрабатываемых месторождений
— лицензия на геологическое изучение с целью выполнения комплекса исследований и ликвидации Ляпинской параметрической скважины № 31
67 лицензий на геологическое изучение, поиск, разведку и добычу («совмещенные лицензии»)

283 лицензии на добычу нефти и газа
одна лицензия на эксплуатацию подземного хранилища газа.

По состоянию на 01.01.2012 г.

По состоянию на 01.01.2012 г. на территории Ханты-Мансийского автономного округа действует 493 лицензии на право пользования недрами, из них
лицензий на геологическое изучение с целью поисков и оценки углеводородного сырья – 146 , в том числе
— 22 лицензии на геологическое изучение, поиск и оценку нижележащих горизонтов разрабатываемых месторождений
лицензий на геологическое изучение, поиск, разведку и добычу («совмещенные лицензии») – 65

лицензий на добычу нефти и газа — 281
одна лицензия на эксплуатацию подземного хранилища газа.

В 2011 году


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

crru.ru: Информация о геологоразведочных работах в ХМАО в 2011 г.

Поисково-разведочное бурение

Сейсморазведочные работы

Месторождения ХМАО-Югры

Месторождения открытые в 2011 году

Читать далее

API.org: Инфографика об экономике добычи нефти и газа

http://www.api.org/news-and-media/infographics/energy-answers


http://www.api.org/news-and-media/infographics/the-truth-on-oil-subsidies


http://www.api.org/news-and-media/infographics/recipe-for-disaster-for-american-energy

Industry Economics

http://www.api.org/policy-and-issues/policy-items/american-energy/energy-in-charts

Earnings in Perspective

Итера: обзор компании

Итера (конец 2007)

01.11.2007
«Итера» подтвердила, что собирается продать свои нефтяные и другие непрофильные активы. За нефтедобывающие предприятия компания рассчитывает выручить до $500 млн, которые вложит в развитие газового бизнеса. В течение ближайших пяти лет «Итера» планирует увеличить добычу газа почти втрое, до 20-22 млрд кубометров, на что компании понадобится не менее $700-800 млн.

Вчера «Итера» опубликовала информационный меморандум к планируемому пятилетнему облигационному займу на 5 млрд руб. Облигации размещает ООО «Итера Финанс», поручителем выступает ООО «НГК ‘Итера'». В документе компания подтверждает информацию Ъ от 9 августа о реструктуризации активов НГК. «‘Итера’ планирует поступательно увеличивать долю прямого владения в газодобывающих предприятиях и сбытовых компаниях, кроме того, планирует вывод непрофильных и нефтяных активов с их последующей реализацией и приобретение новых перспективных газодобывающих предприятий»,— сообщается в меморандуме.

«Итере» на 100% принадлежат Погромненское и Твердиловское нефтяные месторождения в Оренбургской области, Польяновский, Восточно-Ингинский и Поттыхско-Ингинский участки в Ханты-Мансийском АО, Журавское в Ставропольском крае. Как сообщили Ъ в «Итере», совокупные доказанные запасы нефти на месторождениях компании составляют 90,4 млн баррелей (12,3 млн тонн), вероятные — 127 млн баррелей (17,3 млн тонн), возможные — 457 млн баррелей (58,2 млн тонн). По оценке самой компании, их стоимость составляет $300-500 млн в зависимости от конъюнктуры рынка.

Продать эти активы компания попытается до конца 2008 года, причем не единым лотом, а по одному ввиду значительных расстояний между ними. Аналитик ФК «Уралсиб» Евгения Дышлюк отмечает, что нижняя граница оценки нефтяных активов, названная «Итерой», достаточно низкая, а справедливая стоимость указанных запасов — около $500 млн. «С учетом разрозненной продажи цена может оказаться и выше»,— полагает аналитик. В ходе реструктуризации НГК собирается также продать непрофильные активы — Малкинский песчано-гравийный карьер, «Молдкартон», Выйский деревообрабатывающий комбинат в Свердловской области.

В «Итере» Ъ пояснили, что вырученные средства «будут направлены на развитие газового бизнеса как в России, так и за рубежом, но преимущественно в России и преимущественно в Ямало-Ненецком АО». Инвестиции понадобятся НГК на развитие самого перспективного актива — «Сибнефтегаза» (владеет лицензиями на Береговое, Пырейное, Хадырьяхинское и Западно-Заполярное месторождения; 28% принадлежит «Итере») для достижения в 2009-2019 годах стабильной добычи на уровне 12-13 млрд кубометров, а также Братского (доля «Итеры» — 79%) и Губкинского (49%) месторождений.

Согласно меморандуму, компания в 2008 году планирует увеличить объем собственной добычи газа до 12 млрд кубометров, к 2012-му — до 20-22 млрд кубометров. Для этого ей придется дополнительно ввести в разработку около 185 млрд кубометров запасов. К 2015 году она также планирует увеличить объем продаж газа в России до 25 млрд кубометров, экспортные поставки — до 1,2 млрд кубометров. Тем не менее, по прогнозам самой «Итеры», по текущим активам пиковые показатели добычи «Итеры» составят 13,5-14 млрд кубометров в год в 2009-2014 годах, потом прогнозируется спад. Чтобы достичь желаемых показателей, компании придется приобрести новые активы, которые смогут прирастить ей 6-8 млрд кубометров годовой добычи уже к 2012 году. Кроме того, говорится в меморандуме, «Итера» хочет увеличить долю и в существующих активах. В «Сибнефтегазе» это возможно путем приобретения 21% акций, принадлежащих ОАО «Акрон» (см. справку).

Валерий Нестеров из «Тройки Диалог» отмечает, что наращивание добычи газа на 13-15 млрд кубометров потребует дополнительных инвестиций в объеме $700-800 млн. По словам аналитика, сегодня «Сибнефтегаз» выглядит очевидным полюсом роста, так как основные инвестиции туда уже сделаны. Аналитик напоминает, что в конце 90-х годов «Итера» уже планировала увеличение добычи до 20-22 млрд кубометров в год, но с приходом команды Алексея Миллера в «Газпром» планы развития НГК были свернуты. Поэтому, отмечает Валерий Нестеров, главное в данном случае, какое мнение о таком росте выскажет «Газпром», которому необходимо наращивать добычу на менее крупных месторождениях за счет независимых поставщиков для российского рынка газа.
http://www.kommersant.ru/doc/820969

В информационном меморандуме к выпуску облигаций НГК «Итера» впервые подробно раскрыла финансовые и производственные показатели своей работы. Согласно документу, более 99% выручки компании обеспечивает оптовая торговля газом. В целом в 2006 году НГК поставила потребителям 19,7 млрд кубометров газа, из них около 11 млрд кубометров было закуплено у сторонних производителей. Основными поставщиками стали НОВАТЭК (6,9 млрд кубометров) и ООО «Промэнергохолдинг» (3,4 млрд кубометров). В России «Итера» реализует 96% газа, в основном в Свердловской области, остальное — в Латвии (550 млн кубометров) и Эстонии (150 млн кубометров).
http://www.kommersant.ru/doc/821071

28.05.2013
Как стало известно «Ъ», одна из первых российских независимых газовых компаний, НГК «Итера», полностью переходит под контроль государства. «Роснефть», уже владеющая 51% «Итеры», выкупает долю основателя компании Игоря Макарова и его партнеров примерно за $3 млрд. Бизнесмен надеется возродить газовый бизнес под тем же брендом, но пока его основными активами останутся девелопмент и велокоманда «Катюша».

Инвестиционный комитет «Роснефти» одобрил приобретение 49% долей в НГК «Итера» у Игоря Макарова и его партнеров, рассказали «Ъ» источники, знакомые с ситуацией. Сумма сделки составит около $3 млрд, закрыть ее планируется в течение одного-двух месяцев, уточняет один из собеседников «Ъ». В «Роснефти» и «Итере» от комментариев отказались. Структуры господина Макарова владеют долей в «Итере» через ООО «Итера Холдинг». Одним из партнеров является первый вице-президент «Итера Груп» Владимир Макеев. В 2011 году стало известно, что около 5% «Итеры» владеет семья главы «Ростеха» Сергея Чемезова, сам он подтверждал, что пакет был, но снизился до 1,1%, которые также планируется продать. «На данный момент ни Екатерина Игнатова (супруга Сергея Чемезова.— «Ъ»), ни какие-либо аффилированные с ней структуры не владеют «Итерой». Игнатовой действительно принадлежал миноритарный пакет в корпорации, но он был продан два года назад»,— заявили «Ъ» вчера в «Ростехе».

«Итера» была одной из первых и долго оставалась единственной крупной независимой газовой компанией в России (см. справку на этой странице). «Роснефть» получила контроль над ней в феврале 2012 года. Тогда стороны договорились о создании СП. Нефтекомпания получила в НГК «Итера» 51%, внеся в нее ряд своих газовых активов и $173,4 млн. Основными активами самой «Итеры» были 49% ОАО «Сибнефтегаз» (51% у НОВАТЭКа), 49% ЗАО «Пургаз» (51% контролируется «Газпромом»), 67% в ЗАО «Уралсевергаз-НГК» (реализует газ в Свердловской области). Сделка была закрыта в августе, по оценкам аналитиков, «Итера» в рамках нее была оценена в $4-5 млрд.

Сделка с «Роснефтью» была для основателя «Итеры» Игоря Макарова единственной возможностью сохранить позиции компании в отрасли. Расцвет «Итеры» уже давно остался в прошлом. В начале 1990-х она смогла занять прочные позиции за счет того, что Игорь Макаров смог договориться о закупках туркменского газа, когда это не получилось у «Газпрома», возглавляемого Ремом Вяхиревым. «Тогда у стран СНГ просто не было денег, «Итера» была готова работать по схемам взаимозачетов и получала плату за газ самыми разными товарами, которые потом реализовывала»,— говорит знакомый Игоря Макарова. В конце 1990-х компания стала продавать газ и на внутреннем рынке — в Свердловской области. Но к началу 2000-х, после смены руководства «Газпрома», «Итера» начала сдавать позиции. Окончательно их ослабило введение в 2006 году монополии «Газпрома» на экспорт газа.

Серьезно усилить позиции на внутреннем рынке «Итера» так и не смогла и начала искать сильных партнеров. «Сейчас нам не нужны деньги в той степени, чтобы мы ради этого выбирали стратегического инвестора, а нам нужен новый вектор, новый импульс для ускорения развития газового бизнеса, и финансирование необходимо проектное»,— говорил Игорь Макаров в интервью «Ъ» в начале 2011 года.

Переговоры велись с ТНК-ВР, речь шла о продаже 50% «Итеры» при общей оценке компании примерно в $3 млрд. Но стороны так и не договорились: как отмечали собеседники «Ъ», ТНК-ВР оценивала газовый бизнес господина Макарова «гораздо дешевле». В конце 2011 года Игорь Макаров начал переговоры с «Роснефтью». «Он идеалист, полагал, что, пойдя на сделку с «Роснефтью», действительно сможет сохранить большой кусок компании, который позволит развиваться дальше, ведь в свое время ему удалось отбиться даже от «Газпрома»»,— говорит знакомый бизнесмена.

По словам источников «Ъ», близких к «Роснефти», на момент заключения первой сделки вопрос полной консолидации «Итеры» действительно не стоял. «Тогда предполагалось, что именно «Итера» станет центром развития газового бизнеса, на ее базе будет формироваться фактически новая мощная компания, и всем было вполне комфортно с Макаровым»,— отмечает собеседник «Ъ». Трудности появились приблизительно осенью 2012 года, говорит источник «Ъ» в одной из компаний, когда «руки Игоря Сечина (возглавил «Роснефть» в мае.— «Ъ») дошли и до газового бизнеса». «»Роснефть» привыкла сама заниматься своими проектами и в целом работать без партнеров»,— замечает один из собеседников «Ъ». Источник «Ъ», близкий к «Роснефти», говорит, что «в какой-то момент стало понятно, что у Игоря Макарова нет средств на развитие бизнеса компании». «Оставалось два пути — либо постепенная эмиссия его акций в пользу «Роснефти», либо выкуп доли Макарова полностью. Договорились о втором, это устроило всех, расстаемся в хороших отношениях»,— говорит собеседник «Ъ». Произошло это, по данным источников «Ъ», в апреле, когда «Итеру» возглавил первый вице-президент «Роснефти» Эдуард Худайнатов. Игорь Макаров выйдет и из совета директоров «Роснефтегаза», в состав которого попал в 2012 году.

Источники «Ъ», близкие к «Итере», подчеркивают, что Игорь Макаров хочет возродить газовый бизнес. «Он планирует заниматься поиском новых активов»,— отмечает один из собеседников «Ъ», добавляя, что «скорее всего» бренд «Итера» останется у господина Макарова. Также он будет развивать и свои девелоперские проекты. На сайте компании IDG (управляет активами в недвижимости) указывается, что бизнес «Итеры» «представлен крупными строительными проектами, среди которых «Минск-Сити», бизнес-центр с первым жилым небоскребом «Парус» в белорусской столице, гостиничный комплекс в курортной зоне «Аваза» в Туркмении, офисное здание для Оргкомитета Олимпийских и Паралимпийских игр 2014 года в Сочи и другие объекты». Также в апреле 2011 года компания сдала в эксплуатацию два ипподромных комплекса в Туркмении (каждый около 50 га). Правда, в феврале прошлого года сообщалось, что контракт с «Итерой» по строительству «Минск-Сити» был расторгнут по решению президента Белоруссии Александра Лукашенко. Кроме того, господину Макарову, который был профессиональным велогонщиком, продолжит принадлежать велокоманда «Катюша».

По мнению аналитика Sberbank Investment Research Валерия Нестерова, «Итера» в переходный период российской экономики играла «очень важную роль», решая проблемы «Газпрома» с поставками газа в соседние страны. Компании долго удавалось сохранять реальную независимость, не имея особого лоббистского ресурса, благодаря своему менеджменту, в том числе Игорю Макарову, отмечает эксперт. Но сейчас, добавляет он, наступил период консолидации, что вряд ли можно назвать положительным фактором для развития рынка газа, и «Роснефти», которая имеет амбициозные цели к 2020 году увеличить продажи до 100 млрд кубометров, а производство — до 110 млрд кубометров, необходимы новые активы.
http://www.kommersant.ru/doc/2198976

Компания «Итера» создана уроженцем Ашхабада Игорем Макаровым в 1992 году. Изначально перепродавала туркменский газ украинским потребителям по бартерным схемам. В 1995 году стала посредником при поставках газа из Туркмении на Украину по соглашению с «Газпромом», который передал ей ряд крупных добывающих активов. К началу 2000-х годов трейдерский бизнес «Итеры» достиг оборота $3 млрд с объемом реализации 80 млрд куб. м. Одновременно компания стала вторым после «Газпрома» производителем газа в России с годовой добычей в 23 млрд куб. м и 1 трлн куб. м запасов.

После ухода в 2001 году из «Газпрома» Рема Вяхирева «Итера» лишилась доступа к экспортным рынкам. Также она вернула структурам «Газпрома» и Газпромбанка контроль над ключевыми добывающими активами, такими как «Пургаз», «Запсибгазпром» и «Сибнефтегаз», а вместе с ними и лицензии на Южно-Русское (запасы 833 млрд куб. м) и Береговое (150 млрд куб. м) месторождения.

С 2002 года «Итера» безуспешно пыталась найти нового крупного партнера. Неудачей завершились попытки объединения с НОВАТЭКом и индийской Sun, не удалось вывести компанию на IPO. В 2011 году ТНК-BP подала ходатайство о покупке «Итеры» в ФАС, но в итоге стороны не сошлись в цене. В 2012 году «Итера», добывая в два раза меньше газа, чем в начале 2000-х, заключила соглашение о стратегическом партнерстве с «Роснефтью». Госкомпания получила 51% «Итеры» в обмен на лицензию на месторождения Кынско-Часельской группы и $175 млн.

Стоит также отметить, что с 2005 года «Итера» выступает спонсором проекта по спасению журавлей-стерхов «Полет надежды». В рамках этого проекта в сентябре 2012 года полет на дельтаплане совершил Владимир Путин.
http://www.kommersant.ru/doc/2199045

Компания создана в 1992 году; с 1994 года занималась реализацией газа. С 1998 года «Итера» развивает собственную газодобычу в Ямало-Ненецком автономном округе. В те годы «Итера» являлась вторым после «Газпрома» производителем газа в стране, а также осуществляла поставки среднеазиатского газа на Украину и другие постсоветские страны.

После отставки Рема Вяхирева с поста руководителя «Газпрома» его преемник Алексей Миллер предложил владельцам «Итеры» продать её контрольный пакет, но ему было отказано. В результате газовая монополия все равно получила часть добывающих активов «Итеры» и вытеснила её с рынка стран СНГ. В 2001 году «Итера» попыталась создать совместное предприятие с группой ЕСН, ещё черед год — с газовой компанией «Новатэк», но оба безрезультатно. В 2006 году компания продала часть своих акций индийской группе Sun, но через несколько лет сделка была отменена. В 2011 году половину акций «Итеры» собирались продать компании ТНК-BP, но эта сделка также сорвалась из-за того, что стороны не сошлись в цене.

Среди основных активов компании — 49 % ЗАО «Пургаз» (Губкинское месторождение, запасы — 399 млрд м³ газа) и 49 % ОАО «Сибнефтегаз» (Береговое месторождение, запасы — 325 млрд м³ газа, контрольный пакет «Сибнефтегаза» принадлежит компании «Новатэк»), 65 % крупнейшего в Свердловской области газового трейдера — ЗАО «Уралсевергаз».

Также «Итере» принадлежат Братское газовое месторождение в Иркутской области, крупный Малкинский карьер щебня и песка в Ставропольском крае, в Свердловской области «Итера» собирается строить газохимический комплекс.

С 1998 года «ИТЕРА» развивает собственную газодобычу в России в Ямало-Ненецком автономном округе (ЯНАО) в Западной Сибири. «ИТЕРА» стала первой частной компанией, которая ввела в эксплуатацию газовые месторождения на Крайнем Севере России: в 1999 году — Губкинское (запасы газа — 399 млрд кубометров), в 2001 году — газовый промысел Восточно-Таркосалинского месторождения (запасы газа — 407 млрд кубометров), в 2003 — Береговое (запасы газа — 325 млрд кубометров). С участием компании в промышленную эксплуатацию введены девять месторождений углеводородов в ЯНАО и Иркутской области. В общей сложности на месторождениях, разрабатываемых нефтегазовой компанией «ИТЕРА», добыто 267,935 млрд кубометров природного газа.


http://www.expert-ural.com/25-0-839/

Консолидированная финансовая отчетность по МСФО за 2011 г. (pdf)

2012
Итера в 2012 году добыла порядка 12,8 млрд куб. м газа, на Роснефть пришлось 2,6 млрд куб. м.

2010-2011
В 2011 году Итера добыла 12,6 млрд куб. м газа против 12,1 млрд куб. м, полученных годом ранее.

Продажи компании составили около 23,4 млрд куб. м, в то время как в 2010 году они находились на уровне 20,7 млрд куб. м. Напомню, что цена на газ в 2011 году для промышленных потребителей выросла на 15%, а цены для населения увеличились в среднем на 8,4%. Чистая выручка Итеры за указанный период выросла на 35% и достигла $2,17 млрд, в 2010 году она составляла $1,6 млрд. Операционная прибыль увеличилась на 6% до $304 млн против $285 млн, полученных в 2010 году. Таким образом, операционная рентабельность сократилась с 18%, которые компания получила в 2010 году, до 14%.

Основная причина этого кроется в росте себестоимости реализации газа и затратах на его транспортировку. Напомним, что порядка 7-8 млрд куб. м газа компания ежегодно закупает у Новатэка, основным регионом добычи которого, как и у Итеры, является ЯНАО. Основной регион реализации газа — Свердловская область, поэтому рентабельность Итеры чувствительна к росту тарифов на транспортировку газа. Что касается чистой прибыли, то она сократилась на 13% главным образом из-за снижения прибыли Пургаза и Сибнефтегаза (в обеих компаниях Итере принадлежит по 49%).

В 2013 году Итера намерена реализовать порядка 22 млрд куб. м газа, по сравнению с 21,5 млрд куб. м в 2012-м. Собственная добыча останется на уровне 2012 года и составит 12,8 млрд куб. м, а закупки у Новатэка окажутся на уровне 7 млрд куб. м газа. Что касается цен на газ, то в 2012-2013 годах он составит 7-15%, однако увеличится и тариф на транспортировку. Соответственно, операционная прибыль компании в 2012-2013 годах значительно не изменится. Негативное влияние на чистую прибыль окажет существенный рост налоговой нагрузки на Пургаз в результате роста НДПИ для Газпрома и подконтрольных структур в 2012 году. Напомню, Газпром сократил долю в Пургазе до 50% в ноябре прошлого года, тем самым снизив налоговую нагрузку на компанию. Тем не менее, не стоит ожидать существенного изменения чистой прибыли Итеры по итогам прошлого года в силу того, что в декабре произошло заметное укрепление курса рубля.

Итера – устойчивый бизнес в партнерстве с Газпромом (30.10.2007)

НГК Итера: изменения к лучшему (20.05.2010)

в 2007 году «Итера» добыла 8 млрд м3

Объемы добычи природного газа в России компанией Итера .
В млрд кубометров.
1998 — 1,1
1999 — 6,7
2000 — 20,0
Рост российских поставок природного газа компании Итера .
В млрд кубометров.
1996 — 0,7
1997 — 1,0
1998 — 10,5
1999 — оценка: 14,0

2002
В 1999 году собственная добыча «Итеры» составила около 6,6 млрд. куб. метров природного газа и около 1 млн тонн газового конденсата и нефти. К 2005 году, как надеются в «Итере», объем добычи газа достигнет 45 млрд. куб. м. газа, а к 2007-2010 гг. «Итера» планирует ежегодно добывать 80 млрд. куб. метров природного газа. В 1998 потребителям вышеназванных стран «Итера» реализовала почти 40 млрд. куб. метров энергоносителя; в 1999 году уже в полтора раза больше — 60,5 млрд. кубометров, в 2000 году снова произошло значительное увеличение объема поставки — 85,6 млрд. кубометров. В 2001 году в странах СНГ было реализовано около 80 млрд. кубометров газа (более половины поставок приходится на Украину).

Совокупный объем реализации природного газа составил в 1998 году 40 млрд куб. метров, нефти и газового конденсата — 500 тыс. тонн, в 1999 г. — 60,5 млрд куб. м. и 1 млн. тонн соответственно.

«Итере» сообщили, что планируют продать в 2009 году более 23 млрд кубометров газа — почти столько же, сколько и в 2008 году. Председатель правления «Итеры» Владимир Макеев уточнил, что в 2009 году компания собирается добыть 12,25 млрд кубометров газа («Итера» также продает газ других производителей) против 11,5 млрд в 2008 году.

В 2009 году НГК “Итера” реализовала 18,3 млрд куб. м газа, на 15,3% меньше, чем в 2008 году. Выручка от реализации газа снизилась на 16%, но рентабельность по операционной прибыли удалось сохранить на уровне 15%, а по чистой прибыли даже увеличить с 9 до 12% за счет сокращения закупки газа у сторонних производителей и увеличения доли собственной добычи. Чистая прибыль компании по итогам года составит около 4 млрд руб., что даже несколько лучше аналогичного показателя 2008 года.

Общий ожидаемый объем реализации газа НГК «ИТЕРА» в 2011 году по сравнению с 2010 годом вырос на 13% до 23,4 млрд куб. м. Собственная добыча увеличилась на 3,7% и составила 12,6 млрд куб. м. газа.

Прирост производства обеспечили основные газовые активы компании «Пургаз» и «Сибнефтегаз», в которых «ИТЕРЕ» принадлежит по 49%. Общая добыча «Пургаза» составила 15,2 млрд куб. м., общая добыча «Сибнефтегаза» — 10,6 млрд куб.м. «Пургаз» вышел на пик добычи газа. Месторождения в рамках «Сибнефтегаза» находятся на этапе активной разработки, и выход на пик добычи зависит от спроса на газ.

Роснефть, день инвестора-2013. 3. Нефтяные проекты

Презентации Сечин в Нью-Йорке, Сечин в Лондоне, Вице-президента ОАО «НК «Роснефть» З. Рунье


— — — —
Ванкор, млрд. баррелей н.э.
апрель 2013 — 3.65 recoverable reserves
март 2013 — 3.95 запасы 3Р
октябрь 2012 — 3.3 запасы 2Р
апрель 2012 —
— доказанные запасы — 1.8
— запасы 3Р — 4.1


Proven reserves, also called proved reserves, measured reserves, 1P, and Reserves, are business or political terms regarding fossil fuel energy sources. They are defined as a «Quantity of energy sources estimated with reasonable certainty, from the analysis of geologic and engineering data, to be recoverable from well established or known reservoirs with the existing equipment and under the existing operating conditions.»

«1P reserves» = proven reserves (both proved developed reserves + proved undeveloped reserves).
«2P reserves» = 1P (proven reserves) + probable reserves, hence «proved AND probable.»
«3P reserves» = the sum of 2P (proven reserves + probable reserves) + possible reserves, all 3Ps «proven AND probable AND possible.»

О юго-восточной части шельфа Баренцева моря

Норвегия: итоги 2012 года


http://iv-g.livejournal.com/291120.html


http://news2world.net/politika/novaya-morskaya-granitsa-rossii-i-norvegii.html

4 марта 2013
Нефтяной директорат Норвегии обнародовал результаты двухлетних исследований дна территории в Баренцевом море, переданной этой стране Россией три года назад. Выяснилось, что там находятся гигантские запасы нефти и газа. В основном это газ, но и количество нефти огромно. Оно достигает 1,9 миллиарда баррелей. Если судить по сегодняшним ценам на нефть, под толщей воды скрываются ценности почти на 30 млрд. евро.

«Сорокалетний конфликт наконец-то разрешился. Мы достигли важнейшего внешнеполитического соглашения за последние годы» – так отреагировал премьер-министр Норвегии Енс Столтенберг на подписание в 2010 году с тогдашним президентом России Дмитрием Медведевым договора о разделе спорной морской территории площадью почти 176 тысяч кв. километров. Многие десятилетия Советский Союз, а затем и Россия требовали «разрезать» зону согласно так называемой средней линии, которая была привязана к меридиану, шедшему к Северному полюсу. Норвегия требовала отсчета по секторному принципу, отталкиваясь в данном случае от побережья Шпицбергена. Конфликт стороны разрешили, согласившись на 50% спорной территории каждая. Осло в конце концов был бы вынужден согласиться на российские условия.

Российские критики договора утверждали, что в отданной Норвегии зоне скрываются гигантские запасы природных ископаемых, в том числе нефти и газа. На прошлой неделе подозрения в том, что Москва поспешила, отдав спорную территорию, подтвердились. «Северная Норвегия станет новой нефтяной провинцией страны. Подъем ждет всю нашу экономику», – прокомментировал итоги изысканий министр нефти и энергетики Норвегии Ула Буртен Муэ. Разведка была проведена на территории в 44 тысячи кв. километров, то есть примерно на 40% всей отошедшей к Норвегии части Баренцева моря, поэтому общие запасы «черного золота» там могут быть еще выше. Часть подземных нефтяных резервуаров может пересекать границу, заходя на российскую территорию, так что осваивать эти месторождения двум странами придется вместе.

Новость о «золотом куске», полученном Осло от Москвы, вызвала в Норвегии настоящую эйфорию. Дело в том, что запасы нефти в норвежской части Северного моря, добыча которой велась с 60-х годов прошлого века, подходят к концу. Оставались надежды на «ларчик» в Баренцевом море, содержимое которого не обмануло норвежцев. Они уже ведут интенсивную подготовку к предстоящей добыче. На север с запада, с шельфа Северного моря, перебрасываются буровые платформы, создается береговая инфраструктура. В частности, Минобороны Норвегии только что продало за символическую сумму в пять млн. евро бывшую сверхсекретную базу подводных лодок НАТО, расположенную в 20 км от города Тромсе на севере страны. Многокилометровая сеть туннелей, вырубленных в горах и имеющих прямые выходы в море, будет отныне использоваться для обслуживания добычи нефти и газа в Баренцевом море. Сооружение базы обошлось Норвегии в 50-е годы почти в 400 млн. евро в переводе на сегодняшние деньги. Общая площадь подземных сооружений, включая док и вертолетную площадку, составляет 25 тысяч кв. метров.

Единственные, кто не обрадовался найденным полезным ископаемым, – это природоохранные организации и рыбаки. Они опасаются, что предстоящая добыча, которая будет вестись в сложных условиях, в том числе в течение тех восьми месяцев года, когда этот район покрыт льдом, приведет к загрязнениям или большой катастрофе. По данным рыбацких организаций, значительный разлив нефти может нанести вред биоресурсам. Рыбный промысел и рыборазведение в последние годы стали одними из ведущих экспортных отраслей Норвегии, и представители этих сфер деятельности призывают оставить Баренцево море в покое. По их мнению, нефть и газ рано или поздно закончатся, поэтому куда рациональнее использовать Баренцево море исключительно как всемирный «рыбный садок». К примеру, запасы трески в данном регионе превышают все известные мировые ресурсы. Глава нефтяного директората Бенте Нюланд, пытаясь успокоить соотечественников, уверяет, что разведка и нефтедобыча на севере будут вестись так, чтобы не повредить биоресурсам Баренцева моря, и что каждый новый шаг нефтегазовых компаний будет подвергаться тщательной проверке всех заинтересованных инстанций.
http://www.newizv.ru/economics/2013-03-04/178681-carskij-podarok.html

4 марта
Норвегия ликует: на территории, которую уступил стране Медведев, нашли 1,9 млрд баррелей углеводородов

1 марта
Большая арктическая нефть: есть чему улыбаться
В представленном нефтяным директоратом (NPD) исследовании говорится, что на норвежской стороне спорной в прошлом норвежско-российской зоны находится главным образом газ, но есть и нефть. Оценки базируются на данных, полученных за два сезона активного сейсмического зондирования, которое охватило в общей сложности 44.000 квадратных километров у морской границы на юго-востоке Баренцева моря.

New resource figures for the southeastern Barents Sea and Jan Mayen

27.02.2013
The Norwegian Petroleum Directorate’s (NPD’s) mapping of the southeastern Barents Sea and the area surrounding Jan Mayen will result in an approximate increase of 15 per cent in the estimates of undiscovered resources on the Norwegian shelf.

The mapped area in the southeastern Barents Sea along the Russian border constitutes about 44 000 square kilometres. The NPD’s calculations show that expected resources total approx. 300 million Sm3 o.e., with an uncertainty range of 55 – 565 million Sm3 o.e. This means that the most pessimistic estimates lie at the low end of the spectrum, but that the petroleum volumes present could be considerably greater. Most of the resources in this part of the Barents Sea are expected to be gas. About 15 per cent are expected to be oil.

In the resource analysis for the southeastern Barents Sea, the NPD assessed the probability of discovering oil and gas in various geological areas. The Bjarmeland Platform furthest north and the Fedinsky High in the east are considered to be pure gas provinces, while the Nordkapp Basin, Tiddlybank Basin and Finnmark Platform are considered to be combined oil and gas provinces.

On the Fedinsky High, there is a possibility of petroleum deposits that span across the border between Norway and Russia.

The most important precondition for the formation of hydrocarbons in an area is whether there are source rocks present. The NPD is of the opinion that there is reason to believe there are source rocks that have formed sufficient volumes of gas, but that the source rocks that form oil are not present to the same extent.

The geological knowledge of the southeastern Barents Sea is relatively limited, as no exploration wells have been drilled and shallow scientific drilling has not yet been carried out in the area. However, a number of wells have been drilled in the open part of the southern Barents Sea, both scientific, shallow stratigraphic wells and commercial exploration wells. Literature also reveals some data from drilling carried out in the Russian part of the Barents Sea. Seismic data acquired in 2011 and 2012, as well as other geological data from the Barents Sea, provide a good basis for estimating the undiscovered petroleum resources in the southeastern Barents Sea.

In the opened part of the Barents Sea and the northern Barents Sea, the expected figure for undiscovered resources is 960 million Sm3 o.e. This is equal to 37 per cent of the undiscovered resources on the Norwegian shelf. The new resource estimates for the southeastern Barents Sea increase the estimate of total undiscovered resources in the area by about one-third, and strengthen the Barents Sea’s significance for Norwegian petroleum activities.

The northeastern Barents Sea, which is also part of the new Norwegian sea area, is almost as large as the southern part. The NPD acquired seismic data here in the summer of 2012, and will continue in 2013. The resource figure from this area will further increase the estimate of undiscovered resources.

Jan Mayen

During the same period, the Norwegian Petroleum Directorate mapped possible petroleum resources in the sea area surrounding Jan Mayen. Seismic and aeromagnetic data, as well as numerous source rock samples, have been acquired in recent years in parts of the 100 000-square-kilometre area which may be opened.

The uncertainty regarding the area’s petroleum potential is considerable, because we have less knowledge here than, for example, in the southeastern Barents Sea where exploration wells have been drilled in adjacent areas already opened for petroleum activity. The expected resources in the Jan Mayen area are estimated at 90 million Sm3 o.e. The estimates indicate that there could be considerable resources in the area. The NPD’s estimate indicates an upside of 460 million Sm3 o.e. Correspondingly, the lower end of the estimates indicate that it is uncertain whether any hydrocarbons will be found in the area at all. If a discovery is made, the uncertainty in the estimates will be reduced. The expected resources in the area will increase to 200 million Sm3, with an upside of 640 million Sm3 and a downside of 20 million Sm3.

The sea areas surrounding Jan Mayen that are included in the opening process border with the Greenlandic shelf to the west and the Icelandic shelf to the south. Geologically, the Jan Mayen area consists of the volcanic island Jan Mayen and the subsea Jan Mayen Ridge which runs in a southward direction from the island. The Jan Mayen Ridge is surrounded by oceanic crust which was formed as the North Atlantic Sea opened up. The process of forming a new oceanic crust started in the area about 55 million years ago, and is still taking place. This was how the Jan Mayen Ridge was separated from both Norway and Greenland and remained out in the ocean as a separate small continent, a micro-continent. The Jan Mayen Ridge is therefore expected to consist of the same continental and marine rocks that can be found in Eastern Greenland and on the Norwegian shelf in the Norwegian Sea, with possible petroleum potential.

Iceland has the right of use for parts of the shelf surrounding Jan Mayen and has already awarded production licences.

Main structural features in Norwegian and Russian parts of the southeastern Barents Sea.

The Norwegian Petroleum Directorate’s seismic acquisition in 2011 and 2012.

01.03.2013
The petroleum resource account as of Dec. 31, 2012
The Norwegian Petroleum Directorate’s (NPD’s) resource account shows that the total recoverable petroleum resources are estimated at 13.6 billion standard cubic meters of oil equivalents (scm o.e.).

New areas for southeastern Barents Sea and Jan Mayen are not included in the petroleum resource account with updated figures as of 31.12.2012.

The main trends in the resource account for 2012 are:
— A net increase in reserves, replacement rate 152 percent
— Maturation of resources in fields and discoveries
— Nice resource growth from the exploration activity
— A full revision of the total undiscovered resources

The total recoverable resources have increased by 445 million scm o.e since 2011. This is mainly due to an increase in field reserves, increased resource estimates for discoveries, resource growth from new discoveries and an increase of the volume of the undiscovered resources.

Growth in reserves was 344 million scm o.e in 2012. This is because resources in discoveries have been approved for development by either the government or by the licensees and there has been an increase in reserves for fields in production. Ekofisk, Troll and Gullfaks Sør have had the largest increase in oil reserves. Ormen Lange had the largest increase in gas reserves, but several of the other fields in the Norwegian Sea have had an increase in gas reserves. In 2012 it was sold and delivered 226 million scm o.e. so that the net reserves rose by 118 million scm o.e.

Atla, Gaupe, Islay, Marulk, Visund Sør and Oselvar started production in 2012. At year end 14 fields are under development and the licensees have delivered Plans for Development and Operation (PDOs) for 15/5-1 Dagny, 16/1-9 Ivar Aasen and 6707/10-1 Aasta Hansteen. In 2013 Skarv and Hyme have already started to produce, while Brynhild, Jette, Skuld and Svalin intend to start production later this year.

In 2005 the NPD set a target of 800 million scm of additional gross oil reserves by 2015. The past year the growth in gross oil reserves was 155 million scm, by comparison it was sold 89 million scm of oil in 2012. 83 million scm of the reserve growth was recorded from discoveries decided to be developed and 72 mill scm was recorded from fields. Seven years into the period, the accumulated reserve growth is 607 million scm. This represents 76 percent of the government policy of reserve growth, and shows that it is possible to achieve the goal of 800 million scm, by 2015 if the right decisions are taken the next two years.

It is reported 754 million scm o.e. contingent resources in fields, and future plans for increased oil and gas recovery are also included in this figure. This is a reduction of 9 million scm o.e. compared with last year’s account and is due to the fact that projects at the fields have been approved and the petroleum volumes is matured to the reserves. In addition other projects are reduced in size and volume.

The amount of contingent resources in discoveries are reduced by 25 million scm .o.e. compared to last year’s account. The reason is that a considerable number of PDOs have been submitted in 2012 and this has resulted in resources maturing to reserves for the discoveries 15/5-1 Dagny, 16/1-8 Edvard Grieg, 16/1-9 Ivar Aasen, 24/9-9S Bøyla, 25/11-16 Svalin, 30/7-6 Martin Linge and 6707/10-1 Aasta Hansteen.

During 2012 the NPD has revised its resource estimates and quantified the total undiscovered resources at 2590 million scm o.e, this is an increase of 135 mill scm o.e since 2011. This volume does not include resource figures relating to new areas for southeastern Barents Sea and Jan Mayen. The estimate for 2011 was not based on a new evaluation, but it was an adjustment of the figures corresponding to the volume proven in new discoveries after the 2010 analysis of the undiscovered resources was conducted. Compared with the evaluation from 2010 we believe that there are larger undiscovered deposits of oil and less gas on the Norwegian shelf than previously estimated. The undiscovered oil resources in the North Sea and the Barents Sea are estimated to be higher than previous estimates, while the undiscovered gas resources in the North Sea and the Barents Sea have decreased. The estimates for the Norwegian Sea have not changed appreciably.

Figure 1 shows the distribution of the resources. Resource estimates are uncertain, and this is illustrated in the figure.

Here you find updated values from the petroleum resource account as of December 31, 2010 in excel-format.

— — — — — — — —
Интерпретация приведенных текстов и данных

1) Приведены карты, показывающие раздел шельфа, положение структур, схема деятельности NPD.

2) Карта в годовом отчете 2012 г. нечеткая, рассмотрим другие карты на сайте NPD

а) The Norwegian continental shelf 2012

(2000×2653

б) The Barents Sea

2000×890

в) Area status

2450×3294

г) Geographical areas, The Barents Sea

2077×2659

Согласно картам для всей бывшей спорной территории «Implementation of opening process has begun» (Реализация процесса открытий началась). Обозначенная теми же условными обозначениями территория, но большая по размеру находится около острова Ян-Майен.
Все имеющиеся открытия в виде структур с нефть и газом на карте «г» показаны только в части шельфа, всегда принадлежавшей Норвегии.

3) Conversion tables (pdf) внизу страницы The Resource Report 2011
Crude oil
1 scm 6.29 barrels
1 scm 0.84 tonnes oe (toe)
Natural gas
1 scm = 0.00084 toe
1 scm = 0.00629 Barrel crude oil

4) В barentsobserver.com утверждается, что
а) Новые исследования позволяют говорить о том, что в недрах бывшей спорной зоны на юго-востоке Баренцева моря может находиться 1,9 миллиарда баррелей нефтяного эквивалента
б) Оценки базируются на данных, полученных за два сезона активного сейсмического зондирования, которое охватило в общей сложности 44.000 квадратных километров у морской границы на юго-востоке Баренцева моря.

5) В оригинальном сообщении NPD от 27.02.2013 утверждается, что
The NPD’s calculations show that expected resources total approx. 300 million Sm3 o.e., with an uncertainty range of 55 – 565 million Sm3 o.e
Т.е.
1.887 млрд. барр. с диапазоном 0.346-3.554 млрд. барр.
или
300 млрд.м3 газа с диапазоном 55 – 565 млрд.м3

6) В оригинальном сообщении NPD от 27.02.2013 утверждается, что

The geological knowledge of the southeastern Barents Sea is relatively limited, as no exploration wells have been drilled and shallow scientific drilling has not yet been carried out in the area. However, a number of wells have been drilled in the open part of the southern Barents Sea, both scientific, shallow stratigraphic wells and commercial exploration wells. Literature also reveals some data from drilling carried out in the Russian part of the Barents Sea. Seismic data acquired in 2011 and 2012, as well as other geological data from the Barents Sea, provide a good basis for estimating the undiscovered petroleum resources in the southeastern Barents Sea.

Геологические знания о юго-Восточной части Баренцева моря являются относительно ограниченными, так как нет пробуренных разведочных скважин и неглубокое научное бурения еще не было проведено в этом районе. Однако, скважины были пробурены в открытой части южной части Баренцева моря, как научных неглубоких стратиграфических скважин, так и коммерческих геологоразведочных скважин. Литература также показывает некоторые данные о бурении осуществляется в российской части Баренцева моря. Сейсмические данные, полученные в 2011 и 2012 годы, а также других геологических данных Баренцева моря, создают хорошую основу для оценки неразведанных запасов нефти на юго-Востоке Баренцева моря.

Основное, что сделал NPD для рассматриваемого района — это переинтерпретация старых данных в сторону увеличения запасов. Бурения не было. За образец были взяты данные норвежских скважин, расположенных гораздо западнее. Какие-то данные были взяты из российских скважин. Cказано про сейсмические данные 2011-2012 гг. О результатах сейсморазведки не упомянуто, нет сообщения о нахождении новых крупных структур. Поскольку данных бурения нет, то имеется в лучшем случае гипотезы нефтяников о величине запасов.

7) Представленные карты — это общая тектоническая схема бывшей спорной территории (БСТ) и схема сейсмических профилей около острова Ян-Майен. Таким образом, пока нет никаких новых геологических данных по сравнению с 2010 г., когда был подписан российско-норвежский договор по шельфу, хотя сейсморазведка была выполнена в 2011-2012 гг.

Прошлые геологические представления и результаты сейсморазведки 2011-2012 гг. никак не отображены на сайте NPD в разделе Geological plays, где на месте бывшей спорной территории пусто.

8) Данные о сейсморазведке
Map of seismic data acquisition in 2011
This is the first time the Norwegian petroleum authorities have carried out systematic data acquisition in these waters. This summer’s acquisitions were very efficient. According to the plan, the Norwegian Petroleum Directorate will also acquire seismic data off Jan Mayen and in the southeastern part of the Barents Sea in the summer of 2012. At that point, the areas will probably be mapped to a sufficient extent that the NPD can issue a resource estimate.

Карты сейсмопрофилей для Баренцева моря

9) Сравнение со Штокмановским месторождением, для которого запасы месторождения по категории С1 составляют 3,9 трлн куб. м газа и 56 млн тонн газового конденсата, т.е. даже сугубо формально, оценки норвежцев дают 7.7% от Штокмана.
Но непонятна категория, по которой оценены запасы бывшей спорной территории, есть ли там скважины.
На Штокмановском месторождении бурение было.
Категория С1 -запасы залежи (ее части), нефтегазоносность которой установлена на основании полученных в скважинах промышленных притоков нефти или газа (часть скважин опробована испытателем пластов) и положительных результатов геологических и геофизических исследований в неопробованных скважинах.

Тип, форма и размеры залежи, условия залегания вмещающих нефть и газ пластов-коллекторов установлены по результатам бурения разведочных и эксплуатационных скважин и проверенными для данного района методами геологических и геофизических исследований. Литологический состав, тип коллектора, коллекторские свойства, нефте- и газонасыщенность, коэффициент вытеснения нефти, эффективная нефтеи газонасыщенная толщина продуктивных пластов изучены по керну и материалам геофизических исследований скважин. Состав и свойства нефти, газа и конденсата в пластовых и стандартных условиях изучены по данным опробования скважин. По газонефтяным залежам установлена промышленная ценность нефтяной оторочки. Продуктивность скважин, гидропроводность и пьезопроводность пласта, пластовые давления, температура, дебиты нефти, газа и конденсата изучены по результатам испытания и исследования скважин. Гидрогеологические и геокриологические условия установлены по результатам бурения скважин и по аналогии с соседними разведанными месторождениями. Запасы категории С/1 подсчитываются по результатам геологоразведочных работ и эксплуатационного бурения и должны быть изучены в степени, обеспечивающей получение исходных данных для составления технологической схемы разработки месторождения нефти или проекта опытно-промышленной разработки месторождения газа.
http://www.ngfr.ru/article.html?doc/001

10) Если категории одинаковы, то даже повышенные норвежские оценки в 300 млрд.м3 газа составляют около 5% от общих запасов 5925 млрд. м3, представленных на первой карте для всей бывшей спорной территории.

11) Штокмановское месторождения с гораздо большими запасами не спешат разрабатывать, тем более норвежская часть бывшей спорной территории, включающая окраинные зоны поднятий (если судить по тектонической схеме), а центральные наиболее перспективные зоны поднятия Федынского остались у России. Даже официальная норвежская map of the unconformity at the base of the Upper Jurassic (north of 69°N) and the unconformity at the base of the Cretaceous (south of 69°N) offshore Norway относится к 1992 г. и не затрагивает бывшей спорной зоны, там пустота.
Хорошая приманка для инвесторов 🙂

12) История оффошорных месторождений всегда полна неожиданностей

В 2006-м у побережья США нашли огромное месторождение нефти Jack-2, содержащее 15 миллиардов бочек нефти (1,5 триллиона долларов в долларовом эквиваленте) и способное удовлетворить потребности США в нефти на несколько лет, увеличить запасы нефти в США в полтора раза. Находка месторождения доказала изобилие нефтяных ресурсов на планете и даже снизила цены на нефть в мире в 2006-м.
Шесть лет спустя, датская компания Maerck, купила 25 процентов месторождения Jack-2 за 300 миллионов долларов. Представитель датской компании сообщил — “Maersk Oil’s share of the recoverable resources in the Jack field are estimated at more than 50 million barrels of oil equivalent, A.P. Moller-Maersk said in a statement.”, то есть за 300 миллионов, датчане купили четверть месторождения, и эта четверть содержит 50 миллионов бочек нефтяного эквивалента (нефть плюс газ).Так как газопроводы к месторождению тянуть нерентабельно, то считать необходимо только нефть, и общие запасы Jack-2 составляют 100-200 миллионов бочек нефти.
А куда же делись 14,8 миллиардов бочек нефти, о которых сообщали в 2006-м?

Jack-2
Jack 2 proved the existence of a new play in the deepwater Gulf of Mexico. The estimated oil reserves the play could contain range between 3 billion barrels (480,000,000 m3) and 15 billion barrels (2.4×109 m3). News of the find was credited for contributing to a drop in crude oil prices. The maximum estimate of 15 billion barrels (2.4×109 m3) represents half of the total current estimate of U.S. reserves

13) Новые Известия пишут:
Выяснилось, что там находятся гигантские запасы нефти и газа. В основном это газ, но и количество нефти огромно. Оно достигает 1,9 миллиарда баррелей. Если судить по сегодняшним ценам на нефть, под толщей воды скрываются ценности почти на 30 млрд. евро.

Получается цена 1 б.н.э [EUR/USD=1.3] = 1.3*30*10^9/1.9*10^9 = 20.5 долл
Если принять коэффициент извлечения 0.2, то только тогда цена нефти получается около 100

Если все пересчитать в газ (1 000 scm of gas = 1 scm oe), то
цена 1000 м3 [EUR/USD=1.3] = 1.3*30*10^9/300*10^6 = 130 долларов.
Если принять коэффициент извлечения 0.333, то только тогда цена газа получается более-менее нормальной

trubagaz: сланцевый газ Польши

Польские власти вложили в попытку начать добычу сланцевого газа огромные усилия. «Если у США получилось, то получится и у нас», — рассуждали они. Увы, чуда не произошло. За несколько последних лет в Польше было заключено 113 концессионных соглашений с примерно 30 компаниями – на площади порядка трети страны. Ожидалось, что промышленное производство сланцевого газа начнется в 2015 году.

Проблемы – в сложной геологии (польский сланцевый газ расположен в среднем в полтора раза глубже, чем американский), а также в более слабой инфраструктуре страны (в частности, мало дорог, способных выдержать перевозку тяжелого оборудования). В целом, цену каждой скважины в Польше газета The Miami Herald оценивает в 15 млн долл – по сравнению с 4 млн долл в Barnett Shale в Техасе. Впрочем, цена газа в Европе тоже намного выше. В Польше всего 11 буровых вышек (всего в Европе – 70). В США – порядка 2000.

Подсчет запасов сланцевого потенциала Польши на базе фактических данных так и не состоялся, пока имеют место только умозрительные оценки (поначалу EIA оценила запасы страны в 5,3 трлн куб м, затем Польский геологический институт совместно с USGS оценили запасы в сумму, на порядок меньшую. Новый отчет, согласно информации польской прессы, ожидается в начале 2014 года). Для точной оценки пробурено слишком мало скважин – к настоящему моменту их всего 33. Из них гидроразрывы проводились только в десяти. При этом из этих десяти горизонтальное бурение имело место всего в двух скважинах.

В Институте Костюшко (Kosciuszko Institute) подсчитали, что для того, чтобы индустрия добычи сланцевого газа позволила создать в Польше 155 тыс рабочих мест, нужно бурить 500 скважин ежегодно. При этом Oxford Institute for Energy Studies оценила количество скважин, необходимых для добычи 28 млрд куб м сланцевого газа к 2020 году, в 700-1000 штук, на которые понадобится 100 млн баррелей воды. В настоящее время Польша добывает порядка 4,3 млрд куб м газа в год.

Компания ExxonMobil свернула свою деятельность в Польше в 2012 году, указав, что коммерчески значимого притока газа в двух пробуренных скважинах не получено. Канадская Talisman Energy планирует продать свои польские лицензии. Также Польшу продолжает беспокоить давление Еврокомиссии по поводу возможного запрета добычи сланцевого газа из экологических соображений.

В результате в Польше надежды на сланцевый газ потихоньку тают. Тем не менее, правительство не сдается: в этом году, как ожидается, будет принят закон о налогообложении сланцевой газодобычи. А инвестиционный фонд DnB NORD и компания Deloitte утверждают, что добыча сланцевого газа в Польше может увеличить ВВП страны более чем на 3% в 2013-2022 годах.

http://trubagaz.ru/issue-of-the-day/polsha-slantsevyjj-proval/

— — — — — — —
Полезные ссылки в статье
http://www.trubagaz.ru/issue-of-the-day/polsha-ne-zhaleet-deneg-na-razvedku-slantsevogo-gaza/
http://www.miamiherald.com/2013/01/24/v-fullstory/3198682/poland-stumbles-as-shale-gas-industry.html
http://www.trubagaz.ru/issue-of-the-day/slantsevyjj-gaz-v-polshe-ot-razocharovanijj-k-nadezhdam-i-obratno/
http://www.stefczyk.info/wiadomosci/gospodarka/ile-gazu-z-lupkow-ma-polska,6536775831
http://www.europeunconventionalgas.org/newsroom/91/130/New-Kosciuszko-Institute-report-highlights-economic-potential-of-shale-gas/
http://www.kpmg.com/Global/en/IssuesAndInsights/ArticlesPublications/shale-gas/Documents/cee-shale-gas-3.pdf
http://wyborcza.biz/biznes/1,100896,13293737,KE_w_tendencyjny_sposob_zbiera_opinie_o_gazie_z_lupkow.html
http://bigstory.ap.org/article/ap-interview-poland-have-shale-gas-law-2013
http://www.ekonomia24.pl/artykul/2,972753-Gaz-lupkowy-szansa-dla-Polski.html

— — — — — — —

Итоги по сланцевому газу в Польшу на сегодняшний день:
1) в концессию сдано чуть ли не треть территории страны;
2) пробурено 33 скважины (уважаемый vlasv пишет, что «по состоянию на 1.01.2013 пробурено 39 скважин,бурят 3»), из них гидроразрывы проведены в 10, из них горизонтальных скважин было две;
3) ExxonMobil свою деятельность свернул — пробурил две скважины, газа там не оказалось, и давай до свидания;
4) у Польши всего 11 буровых;
5) вроде как одна скважина стоит 15 млн долл (раньше писали — 11 млн) против 4 млн долл на Беккене (в Польше в среднем сланцы лежат в полтора раза глубже, чем в США, да и дорог подходящих для перевозки всего необходимого добра раз-два и обчелся);
6) для того, чтобы добыча сланцевого газа стала заметно влиять на экономику, нужно от 500 скважин в год;
7) ну и соответственно, сколько там сланцевого газа, в Польше, никто так и не знает.
http://slanceviy-glas.livejournal.com/110031.html#comments

Из комментариев к записи
— Когда говорят про стремительную революцию сланцевого газа в США, забывают, что она началась на рубеже 80-х и 90-х и дала результат в середине нулевых. В Польше всё будет не менее стремительно. Не позднее 2025 года мы первые серьезные результаты увидим. В нашей отрасли ничего и никогда не делалось быстро.
— Заодно и дороги построят. ))
— Кстати, да ))))) Хорошая позитивная мысль 🙂
— надо больше бурить и меньше скулить.
— «Больше жизни, сосиска», — говорил сержант новобранцу, болтающемуся на турнике )))))
— Сам ловлю себя на мысли иногда, что мы объемы, которым бы за гарницей радовались как манне небесной даже не считаем интересным разрабатывать.
— пока что компания Sinopec отчиталась,что добыча газа в 2012 выросла на 15,6% до 16,93 млрд кубов против 16,49 по плану…рост впечатляет. В целом по Китаю за 11 месяцев 2012 добыча газа выросла на 6,8% до 97,6 млрд кубов.
— Польша только в этом году собирается принять налоговые законы по сланцевому газу, а без этих законов долгосрочные инвестиции вряд ли возможны.
Да лицензий выдано много, но работы по ним практически не велось. Сейсмика в основном двухмерная и в смешных объемах. Скважины о которых Вы говорите, в основном параметрические. О добыче на этом этапе идти речь пока не может. Эксон свернул работы по целому ряду причин, в числе которых и политические. Цена поисковых-оценочных скважин довольно велика из-за высокой мобилизационной стоимости, большого отбора керна, широкого набора каротажа и большой глубины скважин. Разведку часто бурят гораздо глубже,чем надо, на всякий случай. Про то что сланцы в Польше в среднем в два раза глубже , чем в США – это бред. Это как сказать , что средняя температура больных в больницах Польши , больше на полградуса, чем температура по больницам США. Сравнивать надо конкретные горизонты в конкретных бассейнах. В той же формации Барнетт на которую Вы ссылаетесь есть и глубины залегания до 4-5 км. А чтобы узнать сколько в Польше сланцевого газа надо бурить скважины и проводить исследования, что они и делают сейчас. Всему свое время.


Карта 1900×1884

http://gazlupkowy.pl/wp-content/uploads/2012/09/Poglądowa-mapa-koncesji-na-poszukiwanie-i-rozpoznawanie-gazu-łupkowego-z-lokalizacją-otworów-poszukiwawczych-shale-gas-wg-stanu-na-07-stycznia-2013-r.jpg

Gas fracking: Ministers approve shale gas extraction

13 December 2012

http://www.bbc.co.uk/news/uk-20707574

The unconventional hydrocarbon resources of britain’s onshore basins — shale gas

Годовой отчет Роснефти 2011: Геологоразведка

Годовой отчет Роснефти 2011: Общая информация

Ключевые события 2011 г.

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

Варианты раздела Каспийского моря


http://www.vz.ru/infographics/2010/10/26/442583.html

Россия ищет свой курс в Южно-Китайском море

Вооруженные силы США и Филиппин начали вчера крупные совместные учения вблизи спорных районов Южно-Китайского моря, на которые претендует Китай. Несмотря на заверения военного командования США, что маневры не направлены против КНР, эксперты считают учения частью новой азиатско-тихоокеанской доктрины Вашингтона, направленной на сдерживание растущего влияния Пекина. В разгорающиеся споры о принадлежности богатых энергоресурсами районов Южно-Китайского моря впервые оказалась втянута и Россия.

Стартовавшие на острове Палаван и в прилегающих к нему районах учения «Баликатан» («Плечом к плечу») продлятся до 27 апреля. Около 7 тыс. военнослужащих США и Филиппин будут отражать атаки условных террористов, пытающихся захватить находящиеся в море нефтегазовые объекты. Помимо американских и филиппинских военнослужащих в учениях примут участие военные Австралии, Японии и Южной Кореи.

«Нет никаких оснований полагать, что наши действия могут кому-то угрожать. Наша задача — научиться реагировать на возникающие угрозы и вызовы»,— заявил представитель командования США Кертис Хилл, отвечая на вопрос, могут ли учения «Баликатан» быть восприняты Пекином как угроза его безопасности. Ранее подобные маневры неизменно вызывали болезненную реакцию КНР, рассматривающей их как попытки дестабилизации в регионе с участием США.

На этот раз учения «Баликатан» совпали с обострением давнего территориального спора между Филиппинами и КНР, который на прошлой неделе едва не привел к вооруженному конфликту. Инцидент с участием кораблей ВМС Филиппин и катеров береговой охраны КНР произошел в Южно-Китайском море у рифа Скарборо, находящегося под филиппинской юрисдикцией, оспариваемой Пекином (китайское название рифа — остров Хуанъянь). Поводом для конфликта стала попытка задержания флагманом ВМС Филиппин — эсминцем «Грегорио де Пилар», недавно приобретенным у США,— восьми китайских рыболовецких шхун. Арестовать китайских моряков, уличенных в браконьерстве кораллов, моллюсков и акул, так и не удалось. На место срочно прибыли корабли береговой охраны КНР, вставшие между филиппинским эсминцем и китайскими судами. Война нервов между Манилой и Пекином продолжалась несколько дней, в ситуацию пришлось вмешаться президенту Филиппин Бенигно Акино-младшему и Госдепу США, призвавшему стороны «проявлять сдержанность и искать дипломатическое решение».

Хотя конфликта удалось избежать, напряженность вокруг рифа Скарборо не ослабевает. Представитель МИД КНР Лю Вэйминь заявил, что «остров Хуанъянь является исконно китайской территорией», и предупредил: «Мы призываем филиппинскую сторону не допускать новых инцидентов». В ответ его филиппинский коллега Рауль Эрнандес призвал китайскую сторону «прекратить вторжения и уважать наш суверенитет».

В разгорающийся конфликт вокруг богатых биоресурсами и углеводородами спорных районов Южно-Китайского моря де-факто втягивается и Россия. На прошлой неделе представитель МИД КНР Лю Вэйминь впервые позволил себе завуалированный выпад в адрес Москвы. Отвечая на вопрос о недавнем соглашении между «Газпромом» и вьетнамской госкомпанией PetroVietnam о совместном освоении лицензионных блоков 05.2 и 05.3 на шельфе Вьетнама (подробнее о сделке — см. «Ъ» от 6 апреля), китайский представитель фактически отчитал Москву: не называя «Газпром» впрямую, он призвал компании из третьих стран, не имеющих отношения к Южно-Китайскому морю, держаться в стороне от спорных районов и не участвовать в их освоении до разрешения территориального вопроса. Ранее КНР решительно возражала против участия в освоении вьетнамских нефтяных месторождений ведущей индийской госкомпании ONGC Videsh Limited.

Особую остроту ситуации придает то, что новые разногласия Москвы и Пекина вскрылись накануне прошедшей в Москве трехсторонней встречи глав МИДов России, КНР и Индии. Отвечая на вопрос «Ъ» о последних китайских демаршах, участвовавший в переговорах глава МИД Индии Соманахалли Маллайя Кришна назвал работу индийской компании ONGC Videsh Limited в регионе «сугубо коммерческой деятельностью, не имеющей никакой политической подоплеки». Министр сослался на заявление главы МИД КНР, который на недавней встрече АСЕАН был вынужден признать, что «не может быть никаких ограничений на торговлю и деловую активность в международных водах». По словам господина Кришны, работа индийских компаний в спорных районах Южно-Китайского моря продолжится.

Официальная реакция российской стороны на заявления МИД КНР пока не прозвучала. Тем не менее в третьей декаде апреля у побережья Китая в Желтом море пройдут совместные учения ВМФ России и ВМС КНР «Морское взаимодействие-2012». Эти учения плановые. Однако эксперты предупреждают: в нынешней ситуации обострения борьбы за контроль над ресурсами региона Китай вполне может использовать эти маневры для продвижения тезиса о том, что Россия играет с ним на одной стороне. Другой вопрос — выгодна ли такая трактовка самой России.


http://www.kommersant.ru/doc-y/1917327

UK: Department of Energy and Climate Change

Department of Energy and Climate Change

Meeting Energy Demand-Annual Energy Statement-Policy impacts on prices and bills
Estimated impacts of our policies on energy prices & bills November 2011 (Pdf)

Meeting Energy Demand-Oil and gas

Statistics-Energy statistics

Statistics-Energy statistics-Energy sector statistics

Statistics-Energy statistics-Energy sector statistics-Total energy statistics

‘DIGEST OF UK ENERGY STATISTICS’ (DUKES)
Chapter 3 Petroleum

Statistics-Energy statistics-Energy sector statistics-Gas statistics
http://www.decc.gov.uk/en/content/cms/statistics/energy_stats/source/gas/gas.aspx

— — — — — — — — — — —
Oil and gas
http://og.decc.gov.uk/

Wallmap displaying current onshore fields and licences [filetype:pdf filesize: 780.82Kb]

http://img-fotki.yandex.ru/get/6107/81634935.6c/0_756e5_2c6bb7af_orig

Wallmap displaying offshore oil & gas activity [filetype:pdf filesize: 2816.05Kb]

http://img-fotki.yandex.ru/get/6206/81634935.6c/0_756e4_9cee8f4d_orig

Exploration & production

Data & maps-Onshore maps and GIS shapefiles

Offshore maps and GIS shapefiles

UK Continental Shelf Designation (pdf)

http://og.decc.gov.uk/en/olgs/cms/data_maps/offshore_maps/offshore_maps.aspx

http://img-fotki.yandex.ru/get/6207/81634935.6c/0_756e3_5dd3eb41_orig

UKCS geological basins (pdf)

http://img-fotki.yandex.ru/get/6207/81634935.6c/0_756e2_c0389b4e_orig

Data & maps-Field data

Data & maps-Well data
— — — — — — — — — — —
wikipedia.org: North Sea oil
wikipedia.org: Oil and gas industry in the United Kingdom

Испания одобрила добычу нефти в водах у Канарских островов

28.03.2012

http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=5590

19.03.2012
Испания планирует в течение двух лет начать добычу нефти на офшорных месторождениях у Канарских островов. Это позволит Испании, которая сейчас импортирует практически всю необходимую ей нефть, увеличить собственную добычу в 50 раз — если только местным канарским властям не удастся остановить этот проект, как они уже сделали это в 2004 году.

В пятницу испанское правительство одобрило нефтеразведку у берегов Канарских островов. Предварительная разведка, которая проводилась в 2001–2004 годах, позволила обнаружить несколько месторождений к востоку от острова Лансароте неподалеку от морской границы с Марокко.

Эти месторождения могут стать крупнейшими на территории Испании. Как сообщают The Wall Street Journal и Agence France-Presse со ссылкой на источники в отрасли, уровень добычи на этих месторождениях может достигнуть 100 тыс. баррелей в день, что соответствует около 10% ее импорта. Сейчас Испания добывает только 2 тыс. баррелей в день и вынуждена импортировать около 99% потребляемой ею нефти, при том что экономика страны находится в состоянии рецессии, а уровень безработицы превышает 20%. По подсчетам предыдущего правительства Испании (которое было распущено после выборов в ноябре 2011 года), повышение цены на нефть на €10 увеличивает нагрузку на бюджет на €6 млрд.

Разведкой месторождений у Канарских островов будет заниматься СП, в котором 50% принадлежит испанской Repsol YPF S.A., еще 30% — австралийской Woodside Petroleum Ltd, и 20% — немецкой RWE AG. В ближайшее время Repsol должна предоставить испанскому правительству отчет о возможных экологических последствиях разработки этих месторождений. Repsol и ее партнеры намерены приступить к бурению уже в течение двух лет. По словам председателя Repsol Антонио Бруфау, этот проект потребует инвестиций в €9 млрд в течение ближайших 20 лет, причем выйти на максимально возможный уровень добычи нефти будет возможно не ранее чем через десять лет.

Планы испанского правительства встречают сильное сопротивление со стороны местных властей на Канарских островах (Канары являются автономной областью в составе Испании). Они опасаются, что нефтеразработки нанесут урон туристическому бизнесу Канар — сейчас эти острова ежегодно посещают около 9 млн туристов. В 2004 году, когда у власти была консервативная Народная партия, местным властям уже удалось заблокировать разведку этих месторождений через Верховный суд. В этот раз глава правительства Канарских островов Паулино Риверо заявил на пресс-конференции, что его правительство будет использовать все законные средства, чтобы не допустить начала разработки нефтяных месторождений у острова Лансароте. «Экономический актив Канарских островов — это солнце, пейзажи, белые песчаные пляжи и кристально чистая вода. Это совершенно несовместимо с нефтедобычей»,— добавил представитель правительства Канарских островов Фернандо Риос Руль.
http://www.kommersant.ru/doc/1896137


http://en.wikipedia.org/wiki/Canary_Islands
Website: Gobierno de Canarias

Блог начат 17/12/2011
http://no0ilcanarias.wordpress.com


http://no0ilcanarias.wordpress.com/2012/03/09/press-0903/


http://no0ilcanarias.wordpress.com/2012/02/12/repsol-3/

19.03.2012
Лицензию на добычу получила испанская нефтегазовая компания Repsol. Через два года она начнет бурить скважины в 60 километрах к востоку от популярного острова Лансароте.
http://www.ntv.ru/novosti/280273

06.02.2012
Высокие цены на нефть и эмбарго на поставки нефти из Ирана вынуждают испанские власти начать разработку крупнейшего месторождения нефти вблизи Канарских островов – Лансароте (Lanzarote) и Фуэртевентура (Fuerteventura), сообщает в воскресенье испанская газета La Razon.

Речь идет о разработке девяти нефтегазовых блоков, которые были открыты в 2002 году на морском шельфе вблизи Канарских островов испанской нефтяной компанией Repsol.

По оценкам специалистов, залежи нефти занимают площадь в 6,1 тысячи квадратных километров, а ее запасы составляют около одного миллиарда баррелей. Разработка нового нефтяного месторождения позволит Испании покрыть внутреннее потребление нефти на 11-15% в ближайшие 30 лет. Ежесуточно здесь планируется добывать от 140 тысяч до 150 тысяч баррелей нефти.

В 2004 году испанский парламент принял решение приостановить работы по освоению этого нефтяного месторождения из-за опасности навредить экологии известного испанского курорта на Канарах, где международный туризм является основной статьей дохода для местных жителей.

“Испания не может продолжать и дальше отказываться от эксплуатации крупнейшего нефтяного месторождения в условиях экономического кризиса и высочайших цен на нефть”, – заявил миниcтр промышленности, энергетики и туризма Испании Хосе Мануэль Сориа (Jose Manuel Soria).

Испания своей нефти почти не имеет, поэтому на 98% зависит от крупнейших нефтяных монополий мира. В настоящее время крупнейшими поставщиками нефти в Испанию являются Иран (15%), Саудовская Аравия (14%), Россия (12%) и Мексика (10%).

По информации испанской газеты, МИД Испании намерен ближайшее время провести серию переговоров с Марокко с целью снятия спорных вопросов по разработке крупнейшего месторождения нефти, так как оно находится в 200-мильной экономической зоне интересов этой африканской страны.

Дело в том, что Марокко в одностороннем порядке объявили, что район нового месторождения нефти входит в так называемую экономическую зону шириной до 200 морских миль от марокканского побережья. В соответствии с Конвенцией ООН по морскому праву 1982 года, прибрежное государство в экономической зоне имеет суверенные права на разведку, разработку и сохранение природных ресурсов. С другой стороны месторождение находится в 50 километрах от испанских островов Лансароте и Фуэртевентура, поэтому Испания также имеет равные права на эту экономическую зону.

Как пишет издание, испанские власти хотят предложить марокканцам компромиссный вариант, согласно которому следует поделить 200 мильную зону и вести совместную разработку
http://energo-news.ru/archives/89325

150 тысяч баррелей нефти/день = 7.47 млн./ т.год

Другие испанские оффшорные проекты

Spain Earthquake Information

Фрагмент карты эпицентров землетрясений

Польша, геология, газ, газ сланцевый

Государственное устройство Польши (министерства)

Министерство окружающей среды Польши
Отдел геологии
Геологическая карта
— —

The Polish Geological Institute-National Research Institute

Годовые отчеты Польского геологического института

Geological Museum

виртуальная экскурсия

On-line books

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

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

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

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

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

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

wikipedia.org: Shale gas by country

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

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

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

Реферат доклада

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

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

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

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

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

«НОВАТЭК»: стратегия развития компании. Capital Expenditures, Upstream Strategy


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