Архив меток: месторождение Чаяндинское

Изменения в планах ЛУКОЙЛа и Газпрома

ЛУКОЙЛ нашел выход из Венесуэлы. Компания договорилась о продаже доли в ННК «Роснефти»

Как стало известно «Ъ», ЛУКОЙЛ наконец выходит из Национального нефтяного консорциума (ННК), который ведет добычу в Венесуэле. После года переговоров компания смогла согласовать продажу своих 20% «Роснефти». По неофициальным данным, последняя заплатит ЛУКОЙЛу примерно $150 млн, тогда как сам он вложил в ННК $200 млн. Затянувшаяся неопределенность со структурой акционеров осложняла работу ННК, но теперь у «Роснефти» остался всего один партнер — «Газпром нефть» с 20%.

ЛУКОЙЛ договорился с «Роснефтью» о продаже ей 20% в ННК, участвующем в разработке блока Хунин-6 в Венесуэле, рассказали «Ъ» источники, близкие к переговорам. Госкомпания согласилась выкупить пакет по «историческим затратам». Один из собеседников «Ъ» говорит, что сумма сделки составит около $150 млн, она должна быть закрыта в ноябре. В «Роснефти» «Ъ» лишь заявили, что «стороны находятся в постоянном диалоге, продолжают обсуждать возможные условия». В ЛУКОЙЛе от комментариев отказались.

ННК создан в 2009 году, в него в равных долях вошли все ведущие российские нефтекомпании — «Роснефть», ЛУКОЙЛ, «Сургутнефтегаз», ТНК-ВР, «Газпром нефть». Каждая внесла по $200 млн, получив 20%. ННК владеет 40% (60% у государственной PdVSA) в разработке месторождения Хунин-6, ресурсы которого оцениваются в 195 млн тонн, инвестиции в разработку — в $25 млрд. Основные работы на Хунине-6 вела «Газпром нефть». Добыча на проекте началась в конце прошлого года. Сейчас на нем пробурено уже 14 скважин, добыча составляет 950 тонн в сутки.

Постепенно у частных инвесторов интерес к проекту пропал. Первым в 2012 году из него вышел «Сургутнефтегаз», у которого доля в ННК была единственным иностранным активом (источники «Ъ» объясняли его участие административным давлением). «Роснефть» купила долю примерно за $200 млн. В 2013 году проект решил покинуть ЛУКОЙЛ, который хотел сосредоточиться на работе в других странах региона (компания интересуется активами в Мексике). Однако быстро договориться с «Роснефтью» (она к тому времени консолидировала ТНК-ВР и, соответственно, 60% в ННК) не удалось. Как поясняли собеседники «Ъ», ЛУКОЙЛ хотел получить за долю все вложенные средства, то есть $200 млн, но «Роснефть» это не устраивало. Год назад ЛУКОЙЛ объявил, что предложил долю в ННК и «азиатским компаниям». Однако источники «Ъ» говорили, что реальных претендентов на нее нет.

По словам источников «Ъ», из-за неопределенности со структурой акционеров управление консорциумом усложнилось: ЛУКОЙЛ фактически игнорировал принятие решений, а по уставу ННК они должны были одобряться всеми участниками. Например, «Роснефть», которая стала оператором ННК, не могла назначить нового гендиректора Алексея Рубцова, и и. о. главы консорциума была топ-менеджер ЛУКОЙЛа Ксения Баумгартен.

Валерий Нестеров из Sberbank Investment Research отмечает, что ЛУКОЙЛ последовательно выходит из иностранных активов, рентабельность которых под вопросом, компании не хватает ресурсов. Проекты в Венесуэле потенциально перспективны, добавляет эксперт, поскольку страна входит в число лидеров по запасам нефти, но из-за нестабильной политической обстановки и сложных условий добычи они требуют больших вложений. Для «Роснефти», по мнению господина Нестерова, это бизнес, но с серьезной геополитической составляющей: компания владеет по 40% еще в нескольких проектах и старается усиливать позиции.

Топ-менеджер «дочки» «Газпрома», отвечавший за газопровод в Китай, уволен из-за разглашения секретных данных

Спустя месяц после торжественного начала стройки газопровода «Сила Сибири», по которому «Газпром» планирует поставлять газ в Китай, в концерне случился скандал. Как стало известно Znak.com, из компании уволили замначальника Чаяндинского месторождения Виктора Селина, который на днях сообщил журналистам о переносе сроков поставок иностранным партнерам на два года. Руководство господина Селина из «Газпром добыча Ноябрьск» сначала было вынуждено заявить о том, что пресса не так поняла коллегу, а позже и вовсе приняло решение досрочно расторгнуть контракт с топ-менеджером. Эксперты не удивляются этому, говоря, что о проблемах в мегапроекте, ценой в 400 млрд долларов, было известно и ранее, и газовик лишь раскрыл секрет Полишинеля. О том, какие еще тайны могут скрывать в монополии, – в материале Znak.com.

Заместитель начальника Чаяндинского нефтегазового производственного управления (структура ООО «Газпром добыча Ноябрьск») Виктор Селин уволен из «Газпрома». Об этом Znak.com сегодня сообщили источники в концерне. Официально о причинах отставки топ-менеджера ничего не сообщается. Пресс-секретарь председателя правления «Газпром» Сергей Куприянов лишь подтвердил нашей интернет-газете информацию о том, что господин Селин действительно был уволен: «Такой факт есть».

Виктор Селин проработал в своей должности меньше года. В Чаяндинское НГПУ его назначили в декабре 2013 года. В структурах «Газпрома» он начал работать сразу после службы в армии: сначала в «Оренбурггазпроме», потом на посту ведущего инженера-руководителя группы в ООО «Ямбурггаздобыча» (Новый Уренгой), а с 2010-го по 2013 годы работал замначальника цеха в ООО «Газпром добыча Надым».

Об отставке топ-менеджера «Газпром добыча Ноябрьск» стало известно буквально спустя пару дней после его заявлений, которые процитировала федеральная пресса. «В Якутске на ярмарке вакансий к нему подошел корреспондент ИТАР-ТАСС и задал вопрос о сроках ввода в эксплуатацию газопровода «Сила Сибири», – рассказал Znak.com источник, знакомый с ситуацией. – Не знаю, зачем, но Виктор Николаевич рассказал то, чего, мягко говоря, ему не стоило говорить».

По сообщению Forbes, Селин заявил, что транспортировка газа по трубопроводу «Сила Сибири» с Чаяндинского месторождения начнется в 2020 году и в объемах не более 5 млрд кубометров. «Мы скорректировали сроки», – сказал он, отметив, что на 2018 год намечены «лишь заполнение трубопровода и пуско-наладочные работы».

До этого в «Газпроме» официально заявляли, что поставки газа в Китай пойдут по «Силе Сибири» уже 2018 году. Контракт на поставку российского трубопроводного газа в Китай сроком на 30 лет был подписан между «Газпромом» и CNPC 21 мая в присутствии президента РФ Владимира Путина. Он предполагает поставку 38 млрд кубометров газа в год. Его общая цена – 400 млрд долларов. Этот инвестпроект считается крупнейшим на сегодняшний день для «Газпрома». Его имиджевую составляющую для страны трудно недооценить в условиях западных санкций против отечественного ТЭКа. 1 сентября в присутствии главы государства состоялся торжественный запуск строительства газопровода. Газотранспортная система «Сила Сибири» протяженностью 4 тыс. километров пройдет из Сибири на Дальний Восток: от Иркутской области через Якутию до Хабаровска. Она предполагает транспортировку газа Якутского и Иркутского центров газодобычи на Дальний Восток России и в Китай. От города Свободный до Благовещенска, расположенного на китайской границе, будет построен отвод для поставок газа в КНР.

Из заявлений топ-менеджера «Газпрома» следовало, что реальные планы концерна не соответствуют заявленным. В тот же день пресс-служба «Газпром добыча Ноябрьск» процитировала заявление гендиректора «дочки» монополии Константина Степового, который опроверг информацию о том, что транспортировка газа по «Силе Сибири» начнется на два года позже запланированного: «Сегодня в ходе неформального общения с журналистами мой сотрудник Виктор Селин был неправильно понят, в результате чего в прессе были искажены сроки ввода в эксплуатацию газопровода «Сила Сибири» в Китай. Хочу официально заявить, что задача остается прежней: к концу 2018 года начать добычу газа на Чаяндинском месторождении и ввести в эксплуатацию «Силу Сибири». График работ утвержден руководством «Газпрома», не менялся и будет выполнен».

«Я не удивлен его увольнению, – прокомментировал сегодня Znak.com партнер консалтинговой компании Rus Energy Михаил Крутихин. – Топ-менеджер разгласил рабочий график «Газпрома», сказав, что к 2020 году концерн сможет поставлять не более 5 млрд кубометров газа в Китай. То есть сказал правду, несмотря на то, что его начальство ранее в прессе озвучивало другие, более радужные планы. Видимо, он нарушил какие-то внутренние принципы компании».

Сергей Куприянов между тем опроверг сегодня эту версию. «Дело не в распространении конфиденциальной информации, – подчеркнул пресс-секретарь главы «Газпрома» Алексея Миллера. – Если говорить о причинах, то он [Селин] их знает, ему о них сообщили».

Эксперты тем временем говорят, что сдвиг сроков по вводу «Силы Сибири» может быть связан с финансовыми проблемами «Газпрома». Ранее «Ведомости» сообщали, что чистый долг концерна на конец первого квартала составлял 970 млрд рублей, хотя это очень умеренная долговая нагрузка. Известно также, что Миллер обращался к Путину с просьбой отменить налог на проценты по кредитам в китайских банках, который сейчас составляет 10%. Два чиновника Минфина сказали, что уже есть решение о снижении налога до 5%, но обсуждается и его обнуление. Кроме того, зампред правления компании Александр Медведев заявлял, что вопрос аванса «Газпрому» по контракту с китайской CNPC повис в воздухе. Хотя тут же подчеркивал, что необходимости в авансе нет.

«По сути, замначальника «Чаянды» озвучил вслух то, о чем и так было известно, – говорит один из собеседников Znak.com. – Но в «Газпроме» это, видимо, посчитали нарушением соглашения о конфиденциальной информации».

Источник, близкий к «Газпрому», подтвердил Forbes, что Селин уволен, но сообщил, что причина была другой. «Только за одно некорректное заявление у нас не увольняют, ошибиться может каждый», — сказал он. По словам собеседника Forbes, раньше у Селина уже были проблемы, не связанные с этим инцидентом. Официальный представитель «Газпрома» Сергей Куприянов лишь подтвердил Forbes информацию об увольнении топ-менеджера «дочки» холдинга, не комментируя причины отставки.

В мае «Газпром» и Китайская национальная нефтегазовая корпорация (CNPC) подписали контракт на поставку российского газа в объеме 38 млрд куб. м в год в течение 30 лет. Общая цена контракта составляет $400 млрд. Газ планируется поставлять по газопроводу «Сила Сибири», строительство которого началось в сентябре. Изначально «Газпром» планировал запустить поставки в Китай в 2018 году. При этом контракт предусматривает возможность смещения начала поставок на два года по инициативе одной из сторон. В марте «Ведомости» писали, что начало работы «Силы Сибири» запланировано на 2019 год, а поставки начнутся, скорее всего, не в 2018 году, а не ранее 2020-го.
http://www.forbes.ru/news/269725-top-menedzhera-dochki-gazproma-uvolili-za-razglashenie-sluzhebnoi-tainy

i/ Венесуэльские дела планировались под государственные нефтегазовые компании (Роснефть и Газпром) с перспективой получить доступ к крупным ресурсам нефти и газа. Нарастающая политическая нестабильность в Венесуэле не позволяет работать там частным компаниям, риски и убытки которых не покроет государство.

ii/ Переносы сроков ввода новых месторождений довольно обычное дело.
Все дело в важной политической составляющей и китайской активной игре на понижение затрат, связанных с импортом газа: «дружба дружбой, а табачок врозь».

kommersant.ru: Нефть и газ Якутии (2008)

10.11.2008
Из-за суровых климатических условий и отсутствия необходимой инфраструктуры углеводородные месторождения Якутии долгое время не разрабатывались. Однако благодаря включению их в систему трубопровода Восточная Сибирь—Тихий океан республика может превратиться из алмазодобывающей в нефтегазовую провинцию России.

По запасам полезных ископаемых Якутия — один из богатейших регионов страны. На территории площадью более 3 млн кв. км добывается 90% всех российских алмазов и 25% золота, сосредоточены почти все запасы сурьмы, открыты крупные месторождения нефти и газа.

Масштабное промышленное освоение природных богатств республики началось в 1920-х годах с разработки золотоносных алданских месторождений. Нефть нашли позднее — в 1930-е годы полярник Иван Папанин во время одной из своих арктических экспедиций пробурил скважину на побережье Северного Ледовитого океана. В годы Великой Отечественной войны в морском порту Тикси, в устье реки Лены, работали американские установки по добыче и переработке нефти. Однако в перспективность добычи углеводородов на территории Якутии мало кто верил, пока в 1956 году Всероссийский научно-исследовательский геологоразведочный институт не разработал первую карту вероятной нефтегазоносности региона. В том же 1956 году было открыто первое месторождение природного газа — Усть-Вилюйское, положившее начало развитию якутской нефтегазовой отрасли, а в 1970 году — первое нефтегазоконденсатное, Среднеботуобинское.

Все нефтегазоконденсатные месторождения республики — их порядка 30 — были открыты в советское время. С распадом СССР геологоразведка на ее территории остановилась, и Якутию признали проблемным регионом. Дело в том, что из-за суровых климатических условий и вечномерзлых грунтов проведение геологоразведочных работ здесь требует значительных капиталовложений, а окупить их при отсутствии каналов транспортировки сырья на отдаленные рынки сбыта практически невозможно.

На сегодняшний день разведанные запасы нефти в Якутии составляют более 300 млн т, газа — 2,3 трлн куб. м. При этом более 90% запасов сосредоточены на трех крупных нефтегазоконденсатных месторождениях — Талаканском, Чаяндинском (нефтяная оторочка северного блока) и Среднеботуобинском, которые будут включены в строящийся нефтепровод Восточная Сибирь—Тихий океан (ВСТО). С запуска этого проекта и начался новый этап освоения якутских недр.

Потерянный Талакан

Талаканское нефтегазоконденсатное месторождение, расположенное в юго-западной части Якутии,— одно из крупнейших в Восточной Сибири. Его извлекаемые запасы оцениваются в 120 млн т нефти и 60 млрд куб. м газа. В 2007 году на долю Талакана пришлось 75% всей добытой в Якутии нефти.

Месторождение было открыто в 1987 году, однако из-за отсутствия финансирования развернуть полномасштабную геологоразведку сразу не удалось. В начале 1990-х судьбой месторождения всерьез озаботились власти республики: на средства из местного бюджета они провели все геологические работы, необходимые для начала разработки. В 2001 году конкурс на право освоения Талакана выиграло ОАО «Саханефтегаз» (50,38% акций которого в следующем году перешли под контроль ЮКОСа), которое предложило за лицензию $501 млн. Однако в феврале 2002 года «Саханефтегаз» отказался выполнить обязательства по платежу, и Минприроды отозвало лицензию. Был объявлен новый аукцион, заявки на участие в котором подали почти все крупные нефтяные компании, включая «Газпром» и французскую Total. Но под предлогом доработки условий лицензионного соглашения аукцион отменили, а постоянную лицензию (сроком на 25 лет) на освоение Талакана на бесконкурсной основе выдали «добросовестному недропользователю» компании «Сургутнефтегаз», предложившей вторую по величине премию в размере $61 млн. В середине 2004 года компания заключила сделку с ЮКОСом о выкупе у него оставленного на месторождении имущества. Так Талакан стал первым в череде потерянных активов ЮКОСа.

Тем не менее до октября 2003 года опытно-промышленную разработку на центральном блоке месторождения вела компания «Ленанефтегаз» — дочерняя структура «Саханефтегаза». За это время компания построила 108-километровый трубопровод для перекачки нефти с Талакана к терминалу на реке Лена, создав тем самым минимальную инфраструктуру для обеспечения внутренних потребностей республики в углеводородном сырье. По трубопроводу нефть поступает на нефтебазу в поселке Витим, где она частично перерабатывается на маломощных НПЗ, а частично транспортируется по реке в другие населенные пункты для сжигания в котельных. Правда, период навигации здесь длится недолго — с мая по октябрь, а в некоторые наиболее отдаленные районы — не более двух с половиной месяцев. Отсутствие круглогодичной схемы транспортировки стало одной из причин того, что с 2004 по 2008 год на Талакане было добыто всего 1,4 млн т нефти.

Умножить на ВСТО

Однако в ближайшее время эта проблема может быть решена — заменой неполноценному трубопроводу через Витим станет ВСТО, который откроет российской нефти выход на рынки Азии и США. В октябре 2008 года в реверсном режиме заработал 1100-километровый участок этого нефтепровода — Талакан—Усть-Кут—Тайшет, что позволило запустить промышленную эксплуатацию месторождения. По прогнозам, на этом участке будет перекачиваться до 4 тыс. т нефти в сутки. В 2009 году на Талакане планируется добыть уже около 2 млн т нефти, а начиная с 2016 года — добывать не менее 7,5 млн т ежегодно. Такой прирост добычи потребует от «Сургутнефтегаза» внушительных инвестиций (пока компания вложила в освоение Талакана около 102 млрд руб.).

Одним из инициаторов создания транснациональной трубопроводной системы стал экс-глава НК ЮКОС Михаил Ходорковский: в конце 1999 года он провел переговоры с представителями Китайской национальной нефтяной компании (CNPC) о строительстве нефтепровода из России в Китай. Летом 2001 года премьер Михаил Касьянов и председатель КНР Цзян Цзэминь подписали соглашение «Об основных принципах разработки технико-экономического обоснования нефтепровода Россия—Китай». Стоимость проекта Ангарск—Дацин, в разработке которого участвовали ЮКОС, CNPC и «Транснефть», оценили в $1,7 млрд. Через год «Транснефть» выступила с альтернативным проектом нефтепровода Ангарск—Находка, который горячо поддержал премьер-министр Японии Дзюнъитиро Коидзуми. В мае 2003 года проекты объединили в систему ВСТО: в новом варианте маршрута основная труба соединяла Ангарск и Находку и имела ответвление на Дацин. Однако экологическая комиссия Минприроды новый проект не одобрила. «Транснефти» пришлось заменить отправной пункт маршрута на Тайшет (Иркутская область), а конечный — сначала на бухту Перевозную, а позднее — на бухту Козьмино (Приморский край). В таком виде проект был утвержден и одобрен Министерством природных ресурсов.

Очередной скандал вокруг проекта ВСТО разгорелся в 2006 году. Изначально прокладывать трубу предполагалось в непосредственной близости от озера Байкал, всего в 800 м от берега (это позволило бы сократить маршрут, а значит, и расходы на строительство). Таким образом, в случае аварии на нефтепроводе акватория Байкала оказалась бы под угрозой экологической катастрофы. Разумеется, такой вариант вызвал резкую критику со стороны экологов, общественных организаций и администраций регионов, в том числе Якутии. Вскоре последовала реакция федеральных властей: выступая на совещании в Томске, тогдашний президент Владимир Путин дал указание главе «Транснефти» Семену Вайнштоку отодвинуть трубу на 40 км севернее водозаборной зоны, за что был прозван «спасителем Байкала».

Однако и этот вариант не стал окончательным. Оказалось, что в 40 км к северу расположены сейсмоопасные горные массивы и прокладывать нефтепровод в этой местности было бы экономически нецелесообразно. После очередного пересмотра маршрута трубу решили передвинуть еще дальше — на 400 км от берега озера. В итоге нефтепровод обойдет водоохранную зону на участке Усть-Кут (Иркутская область)—Ленск (Якутия)—Тында (Амурская область) и пройдет по спланированному ранее маршруту до Сковородино (Амурская область). Общая протяженность нефтепровода ВСТО составит более 4,1 тыс. км, пропускная мощность — до 80 млн т нефти в год, из которых 30 млн т планируется экспортировать в китайский Дацин.

Удлинение трассы ВСТО активно лоббировало руководство Якутии, ведь при таком раскладе третья часть нефтепровода — более 1,3 тыс. км — пройдет по территории республики, в непосредственной близости от ее углеводородных месторождений. Местные власти надеются, что включение якутских месторождений в систему ВСТО привлечет в регион инвесторов и изменит структуру ВРП, основная доля в котором будет приходиться на нефтедобывающую отрасль.

В трубу ВСТО планируется закачивать и нефть Среднеботуобинского нефтегазоконденсатного месторождения (его запасы оцениваются в 70 млн т нефти и порядка 180 млрд куб. м газа). Сегодня нефтедобыча здесь осуществляется в опытном режиме — в 2007 году добыто 20,3 тыс. т. Лицензией на разработку центрального блока месторождения владеет ООО «Таас-Юрях нефтегазодобыча», в числе его учредителей нефтяная компания Urals Energy, гендиректор и совладелец которой — бывший зять Бориса Ельцина Леонид Дьяченко.

Подача сырья со Среднеботуобинского НГКМ в магистральный трубопровод начнется в 2010 году. Планируется, что на первом этапе «Таас-Юрях нефтегазодобыча» будет ежегодно получать 1,5 млн т нефти, в дальнейшем объемы увеличатся до 4,5 млн т в год.

При этом одной из основных задач, определенных лицензионным соглашением по освоению Среднеботуобинского месторождения, является строительство в Ленске первого в Якутии нефтеперерабатывающего завода мощностью 0,5-1,5 млн т. Предприятие будет ориентировано на выпуск нефтепродуктов для местного рынка.

Внеконкурсная Чаянда

Якутия обладает значительным потенциалом и в газовом секторе: через несколько лет она может стать одним из центров газодобычи в России. Промышленная добыча газа в республике началась в 1960-х годах, тогда же был построен действующий до сих пор газопровод до Якутска протяженностью 450 км. На протяжении многих лет Якутск оставался единственным газифицированным городом на Дальнем Востоке.

На сегодняшний день ресурсную базу Якутии составляют Средневилюйское (запасы газа оцениваются в 124,7 млрд куб. м, конденсата — в 5,5 млн т) и Мастахское (газ — 24,7 млрд куб. м, конденсат — 700 тыс. т) газоконденсатные месторождения. В прошлом году они дали 1,1 млрд и 147,3 млн куб. м газа соответственно. Разрабатывает месторождения ОАО «Якутгазпром», образованное на базе бывшего подразделения «Газпрома» в 1994 году, после разграничения госсобственности между федеральным центром и республикой. В 2007 году 76% акций «Якутгазпрома» приобрело ООО «Славия», владельцем которого является группа «Сумма Капитал», еще 23% принадлежат компании «Саханефтегаз», подконтрольной правительству республики. Еще около 200 млн куб. м газа было добыто в прошлом году на северном блоке Среднеботуобинского месторождения, где добычу ведет ОАО «АЛРОСА-Газ».

Между тем крупнейшее в Якутии Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение, открытое в 1980-х годах, до сих пор не разрабатывается, хотя его освоение позволило бы газифицировать сразу несколько регионов Восточной Сибири и Дальнего Востока. Оно расположено в Ленском районе республики и является вторым по величине на востоке страны после Ковыктинского (Иркутская область): его запасы оцениваются в 1,2 трлн куб. м газа (из которых доказаны только 380 млрд) и 68,4 млн т нефти и конденсата.

В 2003 году интерес к Чаяндинскому месторождению проявила уже упоминавшаяся китайская нефтяная корпорация CNPC. Однако в связи с тем, что месторождение было включено в список стратегических, компания-нерезидент не могла претендовать на участие в его разработке. Более того, из-за отсутствия законодательных поправок касательно стратегических месторождений Чаянда не выставлялась на торги.

Коренной перелом в судьбе месторождения наступил в феврале 2008 года. Покидая совет директоров «Газпрома», тогда еще первый вице-премьер Дмитрий Медведев поручил Минпромэнерго и Минприроды подготовить проект правительственного постановления о передаче Чаяндинского месторождения под контроль госмонополии. Законодательно оформить такой подарок было несложно: по закону «О газоснабжении» государство имеет право на бесконкурсной основе передавать месторождения федерального значения владельцу единой системы газоснабжения, то есть «Газпрому». Монополист давно планировал сделать месторождение ресурсной базой газопровода «Алтай», по которому газ будет поставляться в Китай (правда, о цене стороны пока не договорились).

Сначала между профильными министерствами возникли разногласия по поводу поручения Медведева. Если Минпромэнерго одобрило передачу лицензии на разработку «Газпрому», то министр природных ресурсов Юрий Трутнев высказался против, сославшись на закон «О недрах», который разрешает такие процедуры только на основе тендеров или аукционов. Однако уже весной 2008 года премьер-министр Виктор Зубков подписал распоряжение о передаче газовому холдингу на бесконкурсной основе Чаяндинского НГКМ, а в июле министр Трутнев заявил, что «Газпром» дополнительно получит лицензии на разработку еще девяти стратегических месторождений.

По прогнозам экспертов, промышленная добыча газа на этом месторождении начнется не раньше чем через пять-шесть лет. Разработку могут затруднить примеси гелия и других газов, поэтому, прежде чем начать его масштабное освоение, нужно создать газохимические мощности и подземное хранилище газа, а это потребует многомиллионных инвестиций.

Дальнейшие перспективы Чаянды зависят не только от политики «Газпрома», но и от проекта газовой трубы вдоль ВСТО. Если планы «Газпрома» и «Транснефти» по строительству газопровода-дублера будут реализованы, Чаяндинское и Ковыктинское месторождения станут его ресурсной базой.

http://www.kommersant.ru/doc/1052464

Углеводородные месторождения Якутии

*Даются извлекаемые запасы нефти категорий ABC1 C2 по российской классификации.
**Включены в список стратегических месторождений РФ.
Источники: информационно-аналитический центр «Минерал», открытые интернет-источники.
http://www.kommersant.ru/doc/1054024


http://www.kommersant.ru/doc/1054025

Фронт переработки
Развивать нефтегазовую отрасль Якутия собирается, опираясь не только на трубы, но и на рельсы.

В 2007 году под эгидой якутского правительства была учреждена «Восточно-Сибирская газо-химическая компания» (ВСГХК). Ей предстоит построить комплекс, рассчитанный на ежегодное производство 450 тыс. тонн метанола, 200 тыс. тонн аммиака и 400 тыс. тонн синтетического моторного топлива (высокооктановый бензин по стандарту Евро-4 и дизтопливо), которое будет реализовываться в республике через сеть автозаправочных станций. Аммиак и метанол предполагается экспортировать в страны Азиатско-Тихоокеанского региона: по словам представителей ВСГХК, уже достигнуты предварительные соглашения с южно-азиатскими трейдерами. В связи этим в перспективе возможно увеличение выпуска метанола до 1,5 млн тонн в год. В качестве сырья предполагается использовать природный газ и конденсат месторождений Вилюйского геологического района, запасы которого оцениваются в 463 млрд куб. м. Для доставки сырья к производственной площадке, которая будет размещена в Центральной Якутии, планируется задействовать инфраструктуру «Сахатранснефтегаза». Транспортировка готовой продукции, согласно проекту, будет осуществляться по ныне строящейся железнодорожной магистрали Беркакит—Томмот— Кердем, которая должна подойти к столице республики в 2013 году. Из Якутска продукция будет доставляться железной дорогой в порт Восточный (обслуживает ООО «Восточный нефтехимический терминал»), а оттуда по морю до конечного потребителя.

Проект будет реализовываться поэтапно. На 2009 год намечен ввод в строй опытно-промышленной установки, которая сможет выпускать в год 3,5 тыс. тонн метанола и 1,5 тыс. тонн моторного топлива. Основные мощности предприятия будут вводиться в эксплуатацию с 2012 по 2015 год по мере сдачи каждой из трех линий производства. Размер инвестиций в создание ВСГХК оценивается в 31 млрд руб. С выходом предприятия на проектную мощность среднегодовая выручка от реализации проекта может превысить 18 млрд руб. в год. Однако источники финансирования проекта пока не определены.
http://www.kommersant.ru/doc/1054023

«Наша задача — превратить Якутию в новый нефтегазовый центр»
К 2020 году республика может стать восточным центром нефтегазодобычи России. О том, что обеспечит региону такой статус, «Власти» рассказал первый заместитель министра промышленности Республики Саха (Якутия) Валерий Максимов.

— Сколько на сегодняшний день добывается нефти и газа на якутских месторождениях?
— В прошлом году на территории Якутии было добыто 1,2 млрд кубометров газа и более 297 тыс. т нефти. Однако мы ожидаем, что в ближайшие годы темпы добычи углеводородов многократно увеличатся — потенциал региона огромен. По прогнозам компании «Сургутнефтегаз», к 2010 году ежегодный объем нефтедобычи в Якутии может вырасти до 3 млн т, к 2015 году — до 5 млн, а к 2020-му — до 9 млн т.

— Что обеспечит такой мощный прирост?
— Главным образом ввод в эксплуатацию первой очереди трубопроводной системы Восточная Сибирь—Тихий океан. Ожидается, что объемы транспорта нефти по нефтепроводу составят от 30 млн до 80 млн т в год.

— Тем не менее в настоящее время углеводородные месторождения Якутии освоены крайне слабо. Причина в сложных климатических условиях?
— Конечно, природные условия в этом регионе очень тяжелые. Достаточно сказать, что средняя температура воздуха в зимний период — -45°С. Однако, несмотря на это, работы по геологическому изучению недр проводятся в полном объеме. Интенсивность этих работ зависит скорее от объемов финансирования: их стоимость гораздо выше, чем, скажем, в Западной Сибири.

— Существует ли комплексная программа развития нефтегазовой отрасли республики?
— Да. У нас разработан проект «Основных направлений развития нефтяной и газовой промышленности Республики Саха (Якутия) до 2020 года». В ближайшее время он будет рассмотрен на экономическом совете при правительстве республики. Этот документ подготовлен с учетом действующих законов, постановлений федерального правительства, а также «Энергетической стратегии России до 2020 года» и «Схемы комплексного развития производительных сил, транспорта и энергетики Республики Саха (Якутия)». Глобальная задача, которая обозначена в «Основных направлениях»,— превращение Якутии не просто в динамично развивающийся регион Восточной Сибири, но в новый, восточный центр нефтяной и газовой промышленности России.

— Добиться этого будет непросто, ведь в Якутии практически отсутствует инфраструктура для транспортировки нефти и газа. Как будет решаться эта проблема?
— На первом этапе, в 2008-2012 годах, развитие нефтегазового комплекса будет ориентировано на реконструкцию, модернизацию и увеличение мощностей по добыче и транспортировке сырья за пределы республики. Сделать это мы рассчитываем за счет дальнейшего промышленного обустройства Талаканского, Средневилюйского, Среднеботуобинского и Среднетюнгского месторождений. На Талаканском и Среднеботуобинском месторождениях планируется построить новые объекты инфраструктуры нефтедобычи. Речь идет в первую очередь о трубопроводной системе Восточная Сибирь—Тихий океан, которая позволит наладить поставки нефти и газа с месторождений республики на рынки Дальнего Востока и стран Азиатско-Тихоокеанского региона.

Модернизация транспортной инфраструктуры даст нам возможность активно заняться газификацией населенных пунктов республики. К 2012 году мы планируем завершить строительство третьей нитки магистрального газопровода Средневилюйское газоконденсатное месторождение—Мастах—Берге—Якутск, которая обеспечит газоснабжение жителей Центрального района республики, а также достроить вторую нитку газопровода Таас-Юрях—Мирный, по которой газ пойдет в западную часть региона. Кроме того, будут созданы производственные мощности для удовлетворения внутренних потребностей республики в светлых нефтепродуктах и налаживания системы мониторинга экологической обстановки в ее нефтегазовых провинциях.

В период с 2013 по 2020 год мы сосредоточим усилия на наращивании сырьевой базы и создании новых мощностей по переработке нефти и газа. В том числе по получению синтетического моторного топлива из природного газа, а также по утилизации, хранению и транспортировке гелия.

— Очевидно, что такая программа развития местного ТЭКа сделает Якутию инвестиционно привлекательным регионом. Готова ли республика к приходу крупных инвесторов? Как вы относитесь к возможности привлечения иностранных партнеров к разработке месторождений?
— В настоящее время добычей нефти в республике занимается несколько компаний — «Сургутнефтегаз», «Таас-Юрях нефтегазодобыча», «Иреляхнефть» (принадлежит АЛРОСА), «Газпромнефть-Ангара» и «Ленанефтегаз». Газ добывают компании «Якутгазпром», «АЛРОСА-Газ», «Ленск-Газ» и «Сахатранснефтегаз». В скором времени ожидается приход ОАО «Газпром», которое владеет лицензией на разработку Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения. Что касается партнерства с иностранными игроками, то «Сахатранснефтегаз» сейчас ведет переговоры с Японской национальной корпорацией по нефти, газу и металлам (JOGMEC) о совместном освоении и разработке газоконденсатных месторождений.
http://www.kommersant.ru/doc/1052435

Дело на триллион
Освоние нефтегазовых месторождений Восточной Сибири потребует такого объема инвестиций, которого ни одна российская компания в одиночку не потянет, считает председатель концерна Shell в России Крис Финлейсон.

Очевидно, что в условиях, когда действующие месторождения нефти и газа в России вырабатываются, а объемы ежегодно добываемого сырья в лучшем случае держатся на одном уровне, добиться прироста добычи без ввода в эксплуатацию новых месторождений будет непросто. И нефтяники, и правительство признают, что в ближайшей перспективе производство нефти и газа в России будет обеспечиваться за счет разработки удаленных и пока слабо разведанных месторождений Восточной Сибири и арктического шельфа. Это, в свою очередь, потребует решения серьезных технических, экологических и инвестиционных задач.

По оценкам ряда российских компаний, только для поддержания нефтедобычи на уровне 8,5-9 млн баррелей в сутки на протяжении ближайших 20 лет потребуется вложить порядка $1 трлн в освоение новых месторождений. Это минимальная сумма инвестиций, которая позволит компенсировать снижение запасов истощаемых месторождений Западной Сибири.

Сегодня углеводородные ресурсы нефтегазоносной провинции Восточной Сибири практически не осваиваются, формирование нового нефтегазового комплекса сдерживается рядом факторов. Во-первых, сказываются крайне низкая степень разведанности региона — в Якутии она составляет порядка 3% — и недостаточная изученность экологической системы территории. Во-вторых, в регионе плохо развита инженерная и транспортная инфраструктура. Работы по созданию таких инфраструктурных объектов сейчас активно ведутся в рамках сооружения трубопроводной системы Восточная Сибирь—Тихий океан. Несомненно, ввод в эксплуатацию ВСТО станет мощным стимулом для расширения нефте- и газодобычи в регионе.

Реализация таких масштабных проектов и разработка новых месторождений потребуют привлечения значительных трудовых ресурсов из других регионов страны, а следовательно, и создания необходимой социальной инфраструктуры (строительства нового жилья, предприятий социально-бытовой сферы), которая на сегодняшний день здесь практически отсутствует.

В целом освоение нефте- и газоносных месторождений в Якутии — задача, сравнимая по сложности с освоением всего Северного моря, где для достижения максимального объема нефте- и газодобычи потребовалось 30 лет. Решить эту задачу усилиями отдельно взятой добывающей компании и даже целой отрасли одной страны не представляется возможным. Помимо мощной технологической базы требуются колоссальные инвестиции и человеческие ресурсы.

Стоит отметить, что капиталовложения в разработку нефтегазовых месторождений Якутии несут с собой много специфических рисков для инвесторов: сказывается и уже упомянутое отсутствие инженерной инфраструктуры, и сложные климатические условия, и значительный срок реализации проектов. В этих условиях важнейшим стимулом для инвесторов может стать благоприятная политика государства, уравновешивающая возросший риск и долгие сроки освоения недр с достаточной капиталоотдачей.

В этом году вступил в силу закон «О порядке осуществления иностранных инвестиций» в отрасли, имеющие стратегическое значение для обеспечения обороны и безопасности государства, а также были приняты новые поправки к закону о недрах. Цель этих законодательных инициатив — регламентировать участие иностранных инвесторов в разведке и разработке новых месторождений. Законы могут эффективно работать и поощрять иностранные инвестиции только при условии прозрачности процесса регулирования и устранения административных барьеров.

Некоторые положения нового закона требуют дополнительных разъяснений. Например, как обсуждалось недавно на консультативном совете по иностранным инвестициям, в случае открытия месторождения нефти или газа федерального значения правительство РФ может отказать иностранному недропользователю в праве на разработку, если возникнет угроза обороне страны и государственной безопасности. Однако четкого определения того, какие действия могут быть расценены как угроза госбезопасности, закон не дает. Такая неясность может стать фактором, серьезно сдерживающим участие иностранных нефтяных компаний в проведении геологоразведочных работ на новых месторождениях.

Для увеличения добычи нефти и газа в Якутии и других северных районах России потребуется также серьезно доработать систему налогообложения. На наш взгляд, система налогообложения недропользователей должна учитывать существенные авансовые инвестиции, долгие сроки освоения месторождений, высокие риски и необходимость конкурентной окупаемости при дальнейшем обеспечении рентабельности проекта для правительства.

http://www.kommersant.ru/doc/1052463

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

Газпром: добыча, запасы, геологоразведка

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


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

Стенограмма пресс-конференции

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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/