Архив меток: месторождение Ковыктинское

Россия: Запасы нефти, поиски и разведка

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Реклама

Гелий

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

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

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

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

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

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

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

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

В геологии

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

ООО «ВостокГазинвест»

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

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

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

Давление аукциона

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

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

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

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

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

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

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

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

Китайский сценарий

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Открытое Акционерное Общество Компания «РУСИА Петролеум»

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

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

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

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

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

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

Ковыктинское месторождение
История формирования и образования месторождения

Лито-фациальное строение отложений парфеновского горизонта

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Хандинский лицензионный участок

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

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

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

Фактическое расположение скважин на Хандинском участке соответствует проектным местам заложения.

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

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

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

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

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


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

Ковыктинское месторождение

Месторождение находится в Иркутской области, в 450 км к северо-востоку от г. Иркутска. Месторождение территориально почти полностью входит в северо-восточную часть Жигаловского района (административный центр п. Жигалово), частично в Казачинско-Ленский район (административный центр п. Казачинск).

Ковыктинское месторождение расположено в пределах Лено-Ангарского плато, входящего в южную часть Средне-Сибирского плоскогорья. Рельеф района резко пересеченный, склоны водоразделов крутые. Абсолютные отметки водоразделов достигают отметок — 1200 метров. Минимальные отметки в долинах рек Лена и Орлинга — 380 — 400 метров. Территория месторождения почти повсеместно покрыта лесами, которые, в основном, относятся к I категории. Плотность населения низкая, населенные пункты сосредоточены только в долине реки Лена. Вблизи месторождения и на его территории имеются месторождения гидроминерального сырья и строительных материалов.

Газоконденсатная залежь Ковыктинского ГКМ приурочена к терригенным отложениям, песчаникам — коллекторам нижнего кембрия-венда, залегающим на глубине более 3000 метров. Высота залежи, расположенной в пределах очень крупной, литологически ограниченной ловушки, около 150 метров.

В настоящее время продуктивные отложения парфеновского горизонта вскрыты двумя параметрическими, пятью поисковыми и 28 разведочными скважинами. Практически всеми скважинами за исключением двух, подтверждена его газоносность, установлен региональный характер развития пород-коллекторов и их выдержанность. Наряду с разведочным бурением на Ковыктинском ГКМ осуществлено бурение 3-х эксплуатационных скважин с удлинением горизонтального ствола в 365-576м. При их испытании установлено увеличение продуктивности по отношению к вертикальному стволу в 2-2,5 раза. В настоящее время завершается доразведка месторождения. Имеются перспективы прироста запасов газа и конденсата. На момент создания «РУСИА Петролеум» запасы месторождения оценивались: по категории С1-192,6 млрд. м3, С2-199,7 млрд. м3. На сегодняшний день запасы «сухого газа» месторождения составляют по категории С1-1406 млрд. м3(промышленные запасы); С2-518 млрд. м3 (прогнозные запасы). Разведанный потенциал Ковыктинского месторождения обеспечит добычу более 30 миллиардов кубических метров (млрд. м3) газа в год для потребления на местном рынке и экспорта на срок более 30 лет. Точный уровень и сроки производства зависят от требований рынка и будут уточняться в процессе дальнейших исследований.
Площадь месторождения 7 499,5 км2
Глубина залегания (по вертикали) 2838-3388м
Толщина продуктивного пласта до 78 м
Эффективная толщина до 29м
Пористость песчаника 10-19%
Газонасыщенность 0,6-0,9
Пластовое давление 25,7 Мпа
Пластовая температура 55°C
Содержание конденсата 67,0 г/м3
Содержание СН4 в газе 90,3 моль/%
http://www.nge.ru/passport-description-1268.htm#nomenclature


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

07 октября 2011 г.
ОАО «Газпром» получило лицензию на добычу углеводородного сырья и геологическое изучение недр на Ковыктинском газоконденсатном месторождении. Как сообщило управление информации газового концерна, лицензия переоформлена на Газпром в соответствии с решением Федерального агентства по недропользованию (Роснедра).
Ранее сообщалось, что концерн рассчитывает получить лицензию на Ковыкту в конце сентября — начале октября 2011г.

Газпром 1 марта 2011г. выкупил с аукциона обанкротившуюся «РУСИА Петролеум», которая являлась владельцем лицензии на разработку Ковыктинского газоконденсатного месторождения. За имущественный комплекс компании Газпром заплатил 25,8 млрд руб. при стартовой стоимости более 15 млрд руб.

Ковыктинское месторождение — одно из крупнейших в Восточной Сибири с запасами природного газа 1,9 трлн куб. м, разрабатывалось компанией «РУСИА Петролеум». До продажи Газпрому основными акционерами «РУСИА Петролеум» являлись структуры ТНК-ВР (62,9% акций), ОАО «ОГК-3» (24,99% акций) и администрация Иркутской области (10,78% акций).

ТНК-ВР не могла приступить к реализации Ковыкты около десяти лет, поскольку не было возможности транспортировать на экспорт газ с месторождения из-за отсутствия газопровода. Начало промышленного освоения месторождения тормозили разногласия Газпрома и акционеров проекта по транспортировке и рынкам сбыта газа.
http://top.rbc.ru/economics/07/10/2011/619136.shtml

447 Srednebotuoba, Russia, Gas/cnd/oil (Vilyuy)
448 Srednebotuoba, Russia, Gas/cnd/oil (Vilyuy)
467 Verkhne-Vilyuchanka, Russia, Gas/oil (Vilyuy)
502 Verkhne-Chona, Russia, Gas/cnd/oil (Angara)
524 Kovykta, Russia, Gas/cnd (Angara)
526 Soba (Sobinskoye), Russia, Gas/cnd/oil (Tunguska)
530 Talakan, Russia, Oil/gas/cnd (Angara)

http://208.88.130.69/November-2001-Tectonic-setting-of-the-worlds-giant-oil-fields.html

Дополнительно
http://expert.ru/siberia/2011/10/vse-dlya-kitaya/
http://expert.ru/siberia/2010/42/tek/
http://www.kommersant.ru/Doc/1597286


http://www.goldforums.ru/geo.html

Ковыктинское газоконденсатное месторождение (по состоянию на июнь 2000)
По разным оценкам, объем необходимых инвестиций — 7-8 или 10-12 млрд. долларов.
На 1 января 1997 года запасы газа Ковыкты оценивались в 869,6 млрд. кубометров. Однако, ожидается, что при доразведке месторождения запасы будут приращены почти вдвое — до 1,5 трлн. кубометоров газа.
При запасах в 869,7 млрд. кубометров предполагается добывать не менее 20 млрд. кубометров в год. При увеличении запасов до 1,5 трлн. кубометров ежегодная добыча может возрасти до 35-40 млрд. кубометров.

Лицензия на разработку Ковыктинского газоконденсатного месторождения принадлежит компании «РУСИА Петролеум», крупнейшим акционером которой пока является нефтяная компания «СИДАНКО». Лицензия на разведку и разработку Ковыкты была получена компанией «РУСИА Петролеум» 20 декабря 1993 года (ИРК #10054 НЭ) сроком до апреля 2018 года. В связи с приращением площади месторождения более чем в два раза, лицензия перерегистрирована 23 января 1997 года под номером ИРК #01193 НЭ. Кроме того, компания имеет лицензию на разведку и разработку Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения (ИРК #10053 НЭ/#01192 НЭ).
Особо отметим, что среди независимых наблюдателей распространено мнение о том, что British Petroleum, ставшая в ноябре 1997 года стратегическим партнером «СИДАНКО», купив 10% акций российской компании за 571 млн. долларов, пошла на этот шаг в основном в расчете на перспективы, которые сулит любой компании участие в подобном проекте.

Крупнейшими акционерами «РУСИА Петролеум» являются:»СИДАНКО» — 30%; Burovik East Siberia Holding (BP/Amoco) — 20%; Ангарская нефтехимическая компания (дочернее предприятие НК «СИДАНКО») — 10,5%; АО Иркутскэнерго — 12,7%; Фонд имущества Иркутской области — 16,6%; Est Asia Gas Company (Южная Корея) — 7,5%.

В январе 1999 года «РУСИА Петролеум» сообщила о завершении проходки первой опытно-промышленной скважины на Ковыктинском месторождении. Рабочий дебит скважины составил около 400 тыс. кубометров в сутки, что значительно превысило аналогичный показатель разведочных скважин.

В конце марта 2000 года, согласно сообщениям СМИ, Министерство природных ресурсов России (МПР) предоставило в Генеральную прокуратуру РФ пакет нормативно-правовых документов, касающихся выдачи лицензии компании «РУСИА Петролеум» на освоение Ковыктинского нефтегазоконденсатного месторождения. Документы были предоставлены по устному запросу представителей Генпрокуратуры в ходе проверки, проводимой в МПР. Напомним, что незадолго до этих событий бывший тогда министром топлива и энергетики РФ Виктор Калюжный высказался за необходимость выяснения сотрудниками Минприроды законности выдачи лицензии «РУСИА Петролеум» на Ковыктинское месторождение. По его словам, лицензия, выданная компании в 1993 году местным комитетом по геологии, предоставляла право на разработку ресурсов на площади 2000 кв. км. Однако впоследствии площадь лицензионного участка «РУСИА Петролеум» была доведена до 9000 кв. км. «Законность расширения территории лицензионного участка и предстоит выяснить специалистам МПР», — заявил глава Минтопэнерго. Одновременно Калюжный не исключил возможности отзыва лицензии у «РУСИА Петролеум». Калюжный также высказал мнение, что «РУСИА Петролеум» неэффективно работает на Ковыктинском месторождении. «С 1993 года компания там ничего не сделала», — подчеркнул он, добавив, что претендентами на его разработку выступают «Газпром», «Сургутнефтегаз» и «Тюменская нефтяная компания»
http://www.nefte.ru/projekt/r7.htm


http://olymp2010.rian.ru/infografika/20110301/340575472.html

Ковыктинское газоконденсатное месторождение расположено на юге Сибирской платформы в пределах Ангаро-Ленской ступени . Согласно нефтегеологическому районированию данная территория относится к Ангаро-Ленской нефтегазоносной области (НГО) Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции (НГП). В настоящее время в пределах Ангаро-Ленской НГО, которая характеризуется как область преимущественного газонакопления, известно несколько месторождений УВ, и, по крайней мере, одно из них (Ковыктинское) относятся к категории уникальных по запасам газа.

Ангаро-Ленская ступень (прогиб) представляет собой моноклиналь, ограниченную на востоке и северо-востоке озером Байкал и Байкальской складчатой областью, на севере – Катангской седловиной, на западе и северо-западе – Непско-Ботуобинской антеклизой. Площадь прогиба составляет 500 тыс. км2.

В строении кристаллического фундамента прогиба принимают участие метаморфизованные породы архей-протерозойского возраста. По многочисленным разломам фундамент разбит на тектонические блоки, которые полого погружаются от обрамления прогиба в сторону его центральной части, образуя так называемый амфитеатр (другое название Ангаро-Ленской ступени – Иркутский амфитеатр). Кроме того, строение фундамента осложнено структурными элементами II порядка – разнообразными поднятиями и выступами. С одним из таких выступов, Братским, связано газоконденсатное месторождение Братское.

Ангаро-Ленская ступень – область широкого развития терригенно-карбонатных, а также соляных пород позднедокембрийского и раннепалеозойского возраста. Разрез осадочных отложений имеет платформенный характер и представлен породами рифея, венда, кембрия и ордовика. Особенностью осадочного разреза Ангаро-Ленской ступени является наличие мощной (600–800 м) соленосной толщи нижнего кембрия. Мощность рифейских отложений составляет 0,3–5,4 км, вендских – 0,4–0,5 км, палеозойских – 2,5 км. Максимальная мощность всего осадочного чехла не превышает 4 км.

В разрезе осадочного чехла выделяется три нефтегазоносных комплекса: рифейский карбонатный, вендский терригенный и нижнекембрийский карбонатный. Они вмещают 12 продуктивных горизонтов мощностью от 10 до 100 м. Главным продуктивным горизонтом, к которому приурочены основные залежи УВ, является парфеновский горизонт венда. Пространственное размещение залежей УВ в вендском и кембрийском комплексах контролируется литологическими особенностями пород (фациальными замещениями и, как следствие, изменением коллекторских свойств), что значительно осложняет процесс поиска новых залежей УВ.

По структурно-литологическим особенностям в строении осадочного разреза Ковыктинской площади выделяется три формационных комплекса: подсолевой, соленосный и надсолевой.


Рис. 2. Структурная карта Ковыктинского месторождения по подошве парфеновского горизонта (данные сейсмических исследований). По Мандельбаум и др., 2005.

Подсолевой комплекс сложен терригенными породами венда и карбонатными породами нижнего кембрия. Данные отложения с размывом и угловым несогласием залегают на выветрелой поверхности метаморфизованных пород фундамента Ангаро-Ленской ступени, а также рифейских отложениях. Отложения подсолевого комплекса являются основной газосодержащей толщей региона. В составе чорской свиты венда выделяется парфеновский горизонт, с которым связаны основные запасы газа региона. Парфеновский горизонт имеет региональное распространение (рис. 2). Он сложен разнозернистыми кварц-полевошпатовыми и кварцевыми косослоистыми песчаниками дельтовых и аллювиальных фаций. Мощность парфеновского горизонта на Ковыктинском месторождении составляет от 40–80 м. Пористость пород горизонта достигает 20%, проницаемость 2000 млд.

Породы солевого комплекса представлены переслаиванием каменной соли с доломитами, известняками и ангидритами. В кровельной части нередки прослои мергелей, песчаников и доломитов. Общая мощность комплекса может достигать 1800 м.

Надсолевой комплекс сложен терригенно-карбонатными породами среднего и верхнего кембрия, а также терригенными породами ордовика.

Выше локально залегают плиоцен-четвертичные отложения аллювиальных комплексов: пески, песчаники, конгломераты, аргиллиты, алевролиты.

Ковыктинское месторождение было выявлено сейсморазведочными работами еще в конце 70-х годов прошлого века. Однако официальной датой открытия месторождения является 1987 г., когда была подтверждена его промышленная газоносность. В географическом отношении оно располагается в Жигаловском районе Иркутской области, приблизительно в 400 км к северо-востоку от столицы области г. Иркутска. Площадь Ковыктинского месторождения составляет около 7,5 тыс. м2.

Месторождение приурочено к северо-восточной оконечности Жигаловского поднятия. Тип ловушки – антиклинальный. Залежь – литологически экранированная. Глубина залегания залежи Ковыктинского месторождения составляет 2838–3388 м. Высота залежи – 155 м. Продуктивными являются пласты П2 и П1 парфеновского горизонта с мощностью 14–33 и 38–54 м соответственно.

Ковыктинское газоконденсатное месторождение является одним из крупнейших в мире и самым крупным в Восточной Сибири. По данным на 2007 г. запасы газа по категории С1+С2 составляют приблизительно 2 трлн. м3, причем извлекаемые запасы газа по категории С1 – почти 70 млн. тонн, а по категории С2 – 15,5 млн. тонн. Однако по предварительным оценкам доразведка северной части месторождения может обеспечить прирост запасов до 3 трлн. м3.

Газ метановый, содержит в небольшом количестве примесь этана, пропана и бутана, а также гелия. Запасы гелия составляют 2,3 млрд. м3.

Источники:
Конторович А. Э., Беляев С. Ю., Конторович А. А. Тектоническая карта венд-палеозойского структурного яруса Лено-Тунгусской провинции Сибирской платформы // Геология и геофизика. 2009. Т. 50. №8. С. 851–862.
Мандельбаум М. М., Хохлов Г. А., Кондратьев В. А., Мазур В. Б. Методика и технология открытия крупных и уникальных месторождений нефти и газа на юге Сибирской платформы // Разведка и охрана недр. 2005. №2–3. С. 29–39.
Коржубаев А. Г., Филимонова И. В. Ковыктинское газоконденсатное месторождение: проблемы и перспективы освоения // Регион: экономика и социология. 2007. №3. С. 113–121.
Белонин М. Д., Маргулис Л. С. Нефтегазовый потенциал и перспективы освоения углеводородных ресурсов Востока России // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2006. №1.
http://www.trubagaz.ru/gkm/kovyktinskoe-gazokondensatnoe-mestorozhdenie/

Геология нефти и газа, 2-2008
Комплексная интерпретация и моделирование волновых полей на Ковыктинском месторождении