Архив меток: месторождение

Рудник Супер Пит (Super Pit), западная Австралия

Website superpit.com.au
Карьер имеет продолговатую форму и имеет длину около 3,5 км, 1,5 км в ширину и 570 метров в глубину.
Супер Пит принадлежит Kalgoorlie Consolidated Gold Mines Pty Ltd, компании, принадлежащей 50/50 Barrick Gold Corporation и Newmont Mining Corporation .

Первоначально состоял из ряда небольших подземных шахт.
Супер Пит был в конечном счете создан в 1989 году Kalgoorlie Consolidated Gold Mines Pty Ltd. Barrick Gold приобрела свою долю в руднике в декабре 2001 года, когда он купил Homestake Mining Company. Newmont стал совладельцем шахты три месяца спустя, когда она приобрела Normandy Mining в феврале 2002 года. Также добывается никель.
Золото необычно тем , что оно присутствует в виде теллурида минералов в пределах пирита.
https://en.wikipedia.org/wiki/Super_Pit_gold_mine

Geology of the Golden Mile http://superpit.com.au/about/geology/

Telluride mineralogy of the Golden Mile deposit Kalgoorlie, Western Australia http://rruff.info/doclib/cm/vol41/CM41_1503.pdf
Kalgoorlie geocbemical project report (1966) http://s3-ap-southeast-2.amazonaws.com/corpdata/11844/Rec1966_130.pdf

The Golden Mile Deposit in Kalgoorlie, W Australia http://slideplayer.com/slide/download/

Ore deposits of the eastern goldfields, western Australia (1994) http://wa.gsa.org.au/publications/guidebook8.pdf

https://www.researchgate.net
Synsedimentary to Early Diagenetic Gold in Black Shale-Hosted Pyrite Nodules at the Golden Mile Deposit, Kalgoorlie, Western Australia https://www.researchgate.net/publication/277133008_Synsedimentary_to_Early_Diagenetic_Gold_in_Black_Shale-Hosted_Pyrite_Nodules_at_the_Golden_Mile_Deposit_Kalgoorlie_Western_Australia

Самый большой золотой рудник в мире http://masterok.livejournal.com/2990013.html

Непосредственно на территории рудника работает около 550 сотрудников, не считая специалистов, которые обслуживают транспортную систему промышленного района. Золотой прииск Супер Пит был открыт еще в конце 19 века, первоначально добыча драгоценного металла велась в небольших шахтах, без использования какой-либо специальной техники. В 2001 году шахты были объединены в единый промышленный комплекс, а к 2009 году строительство огромного рудника было полностью завершено. Добыча золота на руднике Супер Пит является не только самой масштабной, но и одной из самых сложных в Австралии. Все дело в том, что драгоценный металл в перерабатываемой породе содержится в форме теллурида. Этот минерал нельзя обрабатывать привычным способом очистки – цианированием, поэтому на его многоэтапную переработку и очистку золота от примесей тратится немало средств и сил. Добыча на Super Pit ведется карьерным методом, погрузчиками и грузовиками. За историю существования одного из самых больших в мире рудников отсюда было поднято наверх более 295 млн. кубометров породы.
Днем работают под палящим солнцем, ночью – в свете прожекторов. В темное время суток рудник похож на съемочную площадку фантастического боевика об очередном захвате Земли пришельцами. Большинство гигантских машин принадлежит золотодобывающей компании Kalgoorlie Consolidated Gold Mines (KCGM). И если на многих рудниках мира водители грузовиков работают в три смены, то здесь, в Калгурли, они проводят за рулем по 12 часов. Между тем за напряженной жизнью рудника со специальной смотровой площадки наблюдают сотни туристов, которые съезжаются сюда со всего света. Картина и в самом деле захватывающая: перемещающиеся по огромному карьеру гигантские грузовики с диаметром колес в два человеческих роста и кабиной водителя, расположенной на высоте четырехэтажного дома, отсюда, с площадки, кажутся маленькими игрушечными машинками.

Caterpillar 797B, полная масса которого составляет 623 690 кг — этот гигант за один раз способен перевезти до 345 тонн груза. Если брать в расчет полную массу, то это самый тяжелый автомобиль в мире. Но CAT 797B примечателен не только массой и размерами. Он единственный из гигантских самосвалов использует традиционную трансмиссию с коробкой передач и подводом крутящего момента к колесам через главную передачу. У остальных гигантов – Liebherr, Terex, БелАЗ – для привода колес служит дизель-электрическая трансмиссия. Конструктивно 797-й – самый обычный автомобиль, разве что слегка гипертрофированный. Дизельный мотор объемом 117,1 литра (опечатки здесь нет) направляет убийственный крутящий момент к семиступенчатой гидромеханической планетарной коробке передач – самой большой в автомобильном мире! А оттуда ньютон-метры отправляются к другому грандиозному инженерному сооружению – главной передаче, где они возрастают в 21 раз, принимая по-настоящему астрономические значения. Конечное звено в этой цепочке – массивные сдвоенные задние колеса. Самые большие шины в мире, установленные на 63-дюймовых дисках, были разработаны компанией Michelin специально для этой модели. Поворачивает мастодонт, вращая передние колеса, как обычный автомобиль. Только не силой мышц, слегка усиленной гидроприводом, а гидравлическими моторами, приводящимися от основного ДВС. На случай, если дизель заглохнет, предусмотрены аварийные гидроаккумуляторы. С их помощью можно совершить до трех поворотов на 90 градусов при неработающем двигателе. Замедление осуществляется торможением двигателем, а также многодисковыми тормозными механизмами с принудительным масляным охлаждением.

За пальму первенства с CAT 797B может поспорить лишь Liebherr T282B, самый большой в мире грузовик с электрической трансмиссией. Этот гигант может перевезти в своем ковше 363 тонны груза – на 18 тонн больше, чем Caterpillar. Когда самосвал длиной 14,5 м и шириной 8,8 м впервые показали широкой публике на Мюнхенской строительной выставке 2004 года, его сразу окрестили «восьмым чудом света». Главным образом не за внушительные размеры и грозный вид, а за то, что он способен перевозить груз в полтора раза больше собственного веса. По этому показателю, характеризующему уровень инженерного совершенства конструкции, Liebherr T 282 B обставляет все другие гигантские экземпляры. 20-цилиндровый 3650-сильный дизель грузовика объемом 90 литров раскручивает генератор переменного тока, который «питает» электромоторы задних сдвоенных колес. За счет особенностей электрической трансмиссии машина быстрее ускоряется, хотя и обладает чуть меньшей максимальной скоростью, чем CAT 797B. При торможении мотор-колеса работают здесь как генераторы, экономя ресурс рабочих тормозных механизмов. В качестве стояночного тормоза используют дисковые тормозные механизмы всех колес. Рулевое управление гидравлическое, примерно такое же, как у Caterpillar.

Если в чем-то карьерные гиганты и уступают обычному автомобилю, так это в скорости. Однако лихачество им ни к чему. По территории карьера, где и проходит, собственно, вся их жизнь, они передвигаются с разрешенной скоростью 40 км/ч. При этом 797B имеет максимальную скорость около 68 км/ч, скорость Liebherr T 282 B примерно на 3 км/ч меньше. Успевая обернуться за 35–40 минут и вновь встать под ковш не менее гигантского карьерного гидравлического экскаватора (например, Komatsu PC8000 или PC8000-6), две трети этого времени тяжело нагруженный самосвал тратит на то, чтобы выбраться из карьера на поверхность. Всю свою трудовую жизнь эти гиганты проводят на рудниках. Ни при каких условиях такой грузовик не может добраться туда сам по обычной дороге, ведь от нее просто ничего не останется. Их доставляют на рудники по частям, в контейнерах, и собирают уже на месте. Разумеется, любой автомобиль – будь то крошечный Peel P50, самый маленький автомобиль в мире выпуска 1962 года, или гигантский Liebherr T 282 B – требует постоянного обслуживания. Его надо заправлять, проводить техобслуживание, ремонтировать. Каждый экземпляр, работающий в карьерах, обслуживают десятки грузовиков, поездов или вертолетов (как, например, на некоторых рудниках Южной Америки, где нет железнодорожного сообщения или соответствующих дорожных трасс). Это и доставка горючего, которое заливается в гигантские цистерны, расположенные стационарно на руднике, и техническое обслуживание, и огромные мастерские – все это вместе составляет чрезвычайно развитую, дорогостоящую инфраструктуру.

Каждый из гигантских механизмов и сам стоит целое состояние. Средняя цена CAT 797, например, чуть меньше четырех миллионов американских долларов. Соответственно стоит и его обслуживание, а также запчасти к нему. Цена шины 59/80R63 XDR – около $200 000, ну а если, например, сгорает мотор, то на его замену потребуется около $1 миллиона. Единственный способ, которым эти массивные машины могут окупить свою стоимость, – это бесперебойная и безаварийная работа 7 дней в неделю, 24 часа в сутки. Как только самосвал попадает на рудник, с первой же минуты все направлено только на одно – скорее окупить миллионные затраты; каждый раз, когда кузов гиганта наполняется рудой, он отрабатывает свою стоимость. Сразу же замечу: при стоимости самого самосвала в несколько миллионов долларов, расходах на доставку оборудования к месту работы, на развитие и поддержку инфраструктуры эти гиганты обычно окупают себя быстрее другой техники – менее чем за 12 месяцев! И немалую роль в этом играют именно их размеры. Ведь чем меньше поездок совершает грузовик, чем больше руды способен погрузить, тем быстрее он себя окупит. Перевозя по 300–360 тонн породы за один раз, гигант прекрасно справляется со своей задачей.

Казалось бы, на этом можно поставить точку, ведь все мыслимые и немыслимо огромные механизмы уже изобретены, существуют, работают. Есть ли смысл продолжать работать в этом направлении? Где тот потолок, после достижения которого теряется смысл в разработке новых сверхгигантов и надо искать принципиально новые решения? Насколько громадным может быть чудище и не пора ли остановиться? Однако авторитетные эксперты утверждают: «Потолок еще не достигнут и в ближайшее время достигнут не будет. Дело в том, что при сегодняшних темпах развития механизации, новых перспективных технологиях, дальнейшем совершенствовании моторов, при постоянном развитии и повышении уровня современной электроники создание новых сверхгигантов вполне реально, а главное – экономически оправдано».

Фотографии в альбоме «Австралия (География)» на Яндекс.Фотках




О меди

25 Сентябрь 2015 iv_g: записи и о меди http://iv-g.livejournal.com/1232981.html
04 Август 2015 ereport.ru: Мировое производство меди в 1960-2012 годах http://iv-g.livejournal.com/1213372.html

Добыча и запасы текущие (Data in thousand metric tons of copper content unless otherwise noted)

http://minerals.usgs.gov/minerals/pubs/commodity/copper/
http://minerals.usgs.gov/minerals/pubs/commodity/copper/mcs-2016-coppe.pdf
Читать далее

kavkazoved.info: Шах-Дениз – мегапроект каспийского региона

Анатолий ТЮРИН | 21.08.2014
От редакции. В журнале «Недра Поволжья и Прикаспия» (№ 78, 2014 г.), который издает «Нижне-Волжский Научно-Исследовательский Институт Геологии и Геофизики», опубликована статья кандидата геолого-минералогических наук А.М. Тюрина «Шах-Дениз – мегапроект Каспийского региона». В ней рассмотрены состояние и планы добычи газа и конденсата на месторождении Шах-Дениз в азербайджанской акватории Каспия. Тема разработки и транспортировки энергетических ресурсов Прикаспия всегда была чрезвычайно политизированной, и в этом контексте объективный и профессиональный взгляд на вопрос как никогда важен. Предлагаем данный материал вниманию читателей нашего сайта.

Фундамент нефтегазовых мегапроектов Каспийского региона заложен в СССР. В советский период начата добыча газа на Астраханском месторождении. Месторождения Карачаганак и Тенгиз были разведаны и практически подготовлены к эксплуатации, открыты месторождения Азери – Чираг – Гюнешли, выявлены рифовая постройка Кашаган и структура Шах-Дениз. В постсоветский период их судьба сложилась по-разному. Добыча нефти на Тенгизе, газа и конденсата на Карачагенаке и Астрахани находятся на «полке». Эксплуатация месторождений Азери-Чираг-Гюнешли доведена до стадии падающей добычи. Начало добычи нефти на Кашагане откладывалось с 2005 г. и как бы началась в 2013 г. Добыча газа и конденсата на Шах-Денизе ведется по проекту «Стадия-1». 17.12.2013 г. в Баку в торжественной обстановке подписано соглашение по проекту «Стадия-2» между государственной нефтегазовой компанией Азербайджана SOCAR и Консорциумом.

Анализ параметров проекта «Стадия-2» выполнен автором по заказу информационно-аналитического проекта «Однако». Результаты опубликованы на его сайте (1) и вызвали в Сети большой интерес (переопубликованы на аналитических и новостных сайтах). Статью «видят» поисковые системы. Но у статьи имеются явные недостатки. Она громоздкая и «переполнена» цифрами и ссылками на источники информации. К недостаткам следует отнести и ее «броское» название. Но это прерогатива редакции «Однако». Представляется целесообразным изложить в профильном журнале «коротко и ясно» состояние и перспективы развития мегапроекта Шах-Дениз.

Газоконденсатное месторождение Шах-Дениз открыто в 1999 г. на одноименной структуре, выявленной в советский период. Находится в акватории Каспия в 70 км к юго-востоку от Баку. Приурочено к крупной вытянутой в плане сундукообразной структуре, имеющей северо-восточное простирание и блочное строение. Ее высота – около двух километров. На структуре закартировано несколько грязевых вулканов. Глубина моря в пределах месторождения от 50 до 650 м.

Залежи газа контролируются ловушками пластово-сводового типа в терригенных отложениях свиты «перерыва» (балаханы, фасила, средний плиоцен). В пластах-коллекторах аномально высокое давление. Пластовый флюид – относительно сухой газоконденсат с давлением конденсации близким к начальному пластовому (Т.А. Апаркина, 2012 г.). С геологических позиций месторождение Шах-Дениз находится в Южно-Каспийском нефтегазоносном бассейне. Площадь продуктивных отложений около 860 кв. км. Глубина их залегания – 4500-6500 м. Запасы оценены в 1,2 трлн куб. м газа и 240 млн т конденсата.

Контракт на разработку месторождения Шах-Дениз заключен в 1996 г. В Консорциум по состоянию на начало 2014 г. входят британская BP (оператор, 28,8%), SOCAR (16,7%), норвежская Statoil (15,5%), иранская NICO (10,0%), французская Total (10,0%), российская LUKoil (10,0%), турецкая TPAO (9,0%). Консорциум владеет и Южно-Кавказским газопроводом.

17.11.2013 г. контракт по разработке месторождения продлен до 2048 г. В этот же день Statoil огласила стоимость продажи 10% своей доли в Консорциуме –1,45 млрд. долл. Купили ее SOCAR (6,7%) и BP (3,7%). По цене, за которую проданы 10% доли в Консорциуме, можно оценить общую стоимость его активов – 14,5 млрд долл..

Соглашение по разработке месторождения Шах-Дениз заключено по схеме СРП. В первые годы основная часть добываемого газа будет принадлежать Консорциуму, включая SOCAR. Доля Азербайджана (природная рента) будет возрастать по мере компенсации Консорциумом своих капитальных затрат. По приведенным цифрам прибыли Азербайджана от разработки месторождения Шах-Дениз (за 2006-2013 годы – 1497 млн долл.) можно вычислить процент продукции (газа и конденсата), отчисляемый Консорциумом в качестве природной ренты (прибыльный газ) – примерно 6%. Но в период с концы 2013 до 2017-2018 г.г. отчислений в пользу Азербайджана не будет. Они пойдут на развитие проекта.

По проекту «Стадия-1» построена морская платформа (глубина моря 105 м), рассчитанная на бурение 15 наклонно-направленных скважин. С нее планируется добыть 178 млрд куб. м газа и 34 млн т конденсата. Добыча началась в 2006 г. Газ и конденсат поступают на Сангачальский терминал. На конец 2012 г. эксплуатировалось 4 скважины. На конец 2013 г. – 5. На 01.10.2013 г. добыто 46 млрд куб. м газа (на 01.07.2013 г. добыто 11,3 млн. т конденсата). Из них 25 млрд экспортировано в Турцию, 3,4 млрд – в Грузию. Остальной объем газа закуплен Азербайджаном.

Состояние проекта «Стадия-1» можно оценить по динамике добычи газа: 2010 – 6,9 млрд куб. м, 2011 – 6,67 млрд куб. м, 2012 – 7,73 млрд куб. м, 2013 – 9,5 млрд куб. м (оценка). Содержание конденсата в добываемом газа – 253-265 г на 1 куб. м. «Провальным» было первое полугодие 2011 г. Падение суммарного дебита эксплуатационных скважин в пересчете на год составило 40% и явилось полной неожиданностью для Консорциума. Ситуация несколько выправилась с вводом в эксплуатацию в первой половине 2011 г. новой скважины SDA-06.

В сентябре 2012 г. начато бурение очередной скважины SDA-03y. Она сдана в эксплуатацию в конце 2013 г. С апреля 2012 г. ведутся технические работы в скважине SDA02, выведенной из эксплуатации. Она будет введена в эксплуатацию в начале 2014 г. Ожидается, что ввод в эксплуатацию этих двух скважин позволит довести добычу газа в 2014 г. до 10,4 млрд куб. м. Но без бурения новых скважин неизбежно повторится «провал», случившийся в первом полугодии 2011 г.

По проекту «Стадия-2» предусматривается строительство 2 морских платформ и бурение с них 26 скважин, расширение Сангачальского терминала, а также строительство новых перерабатывающих и компрессорных установок. Стоимость проекта оценивается в 28 млрд долл. Заложена возможность превышения сметных расходов на 20%. Начало добычи газа – конец 2018 г. В конце 2019 г. планируется добыча и экспорт газа в полном объеме – 16 млрд куб. м. Весь газ пойдет на экспорт. В том числе, 6 млрд куб. м – в западные регионы Турции, 1 млрд куб. м – в Грецию, 1 млрд куб. м – в Болгарию и 8 млрд куб. м – в Италию.

Проект «Стадия-2» включает и строительство двух газопроводов Трансанатолийского (TANAP) и Трансадриатического (ТАР). TANAP планируется построить на территории Турции. Его протяженность 1790 км, стоимость 12 млрд долл. Партнерами по строительству являются SOCAR (оператор, 68%), турецкая BOTAS (20%) и BP (12%). ТАР будет построен на территории Греции и Албании, далее через Адриатическое море до Италии. Его протяженность 870 км, стоимость 3 млрд долл. Партнерами являются SOCAR (20%), BP (20%), Statoil (20%), бельгийская Fluxys (16%), Total (10%), немецкая E.ON (9%) и швейцарская Axpo (5%). 2 млрд долл. планируется вложить в увеличение пропускной способности Южно-Кавказского газопровода. Его длина на территории Азербайджана – 435 км, Грузии – 248 км. Общая стоимость проекта «Стадия-2» составляет 45 млрд долл.

Из опубликованных данных известны капитальные затраты на реализацию проекта «Стадия-2». Операционные расходы на ее промысле можно оценить по характеристикам «Стадии-1» (отчеты ВР). Расходы на транспортировку газа соответствуют коммерческим тарифам в Европе. Ожидаемая Консорциумом цена газа – 400 долл. за 1000 куб. м в Южной Европе и 350 долл. в Турции. Цена конденсата соответствует цене нефти Azeri Light, поскольку он поступает в нефтепровод Баку-Тбилиси-Джейхан. Этих данных вполне достаточно для расчета дисконтированных капитальных затрат и дисконтированной суммы прибыли от продажи газа и конденсата. По результатам расчета определены годы окупаемости поставок газа в Южную Европу и Турцию.

При норме дисконтирования 6 %, капитальные затраты поставок газа в Италию окупятся в 2029-2033 г.г. Срок окупаемости с начала реализации проекта составит 16-20 лет. С начала поставок газа – 10-14 лет. При учете только экономических позиций и игнорировании геологических, технологических, экономических, политический, террористических и экологических рисков, поставку газа в Италию по проекту «Стадия-2» можно оценить как «на грани разумного». Это же относится к поставкам газа в Грецию и Болгарию.

Капитальные затраты поставок газа в Турцию окупятся в 2024-2025 г.г., через 11-12 лет после начала вложений в «Стадию-2» и через 5-6 лет после выхода добычи газа на проектные показатели. Проект «Стадия-2» в части поставок газа в Турцию является высокоэффективным.

Общие капитальные затраты проекта «Стадия-2» окупятся в 2027-2029 г.г. Через 14-16 лет после начала вложений и 8-10 лет после выхода добычи газа на проектные показатели. Проект является симбиозом двух подпроектов: поставка газа в Западную Турцию и Южную Европу. Первый однозначно является высокоэффективным, второй – «на грани разумного». Высокая и «быстрая» прибыль, получаемая в рамках поставок газа в Турцию, будет покрывать огромные издержки поставок газа в Европу.

В проекте «Стадия-2» по «умолчанию» принимается, что «полка» добычи газа с двух платформ в объеме 16 млрд. куб. м будет удерживаться в течение 25 лет. Это представляется нереальным. Этот важнейший показатель можно оценить и по планам добычи газа на «Стадии-1» – 178 млрд куб. м. Примем, что 70% этого газа будет добыта на «полке», которая с этого года будет равняться 9,5 млрд. куб. м. Длительность ее удержания составит 13 лет.

С начала разработки до окончания 2013 г. добыто 47,6 млрд м газа. По проекту «Стадия-1» остается добыть 130,4 млрд. м, в том числе 53,4 млрд. м (30% от общего объема добычи) на этапе падающей добычи. С 2014 г. добычу планируется довести до 10,4 млрд куб. м. Длительность «полки» составит 7,5 лет. То есть, добыча на «полке» продержится до 2020 г. включительно. Именно в это время и начнется добыча газа по проекту «Стадия-2» в полном объеме. Поступающий в Турцию газ «Стадии-1» будет «заменен» на газ «Стадии-2» (2). Поставки газа в Турцию и Европу будут удерживаться на «полке» его добычи до 2031 г. То есть, примерно до момента окупаемости капитальных затрат проекта. Никакого прибыльного газа для Азербайджана в нем не просматривается.

А как будут выполняться контрактные обязательства «Стадии-2» по поставкам газа в период 2032-2044 г.г. (за пределами «полки» добычи)? Очень просто. Сразу же после выхода «Стадии-2» на проектные показатели будет поставлен вопрос о необходимости реализации «Стадии-3». С нее и будут осуществляться поставки газа в Турцию и Европу после 2031 г. А потом встанет вопрос о необходимости реализации «Стадии-4». В этих делах есть одна важная тонкость. Коммерческим оператором проекта «Шах-Дениз» является SOCAR. Именно он подписал контракты на поставки газа с турецкой BOTAS и девятью европейскими компаниями сроком на 25 лет.

Для участников Консорциума все ясно и понятно. Они будут вкладывать деньги в проекты «Стадия-1», «Стадия-2», «Стадия-3»… На их начальных этапах за счет продажи газа и конденсата эти вложения будут компенсироваться. Будет формироваться и прибыль. Единственный недостаток такой организации разработки месторождения Шах-Дениз – участники Консорциума не получат сверхприбыль.

Для Азербайджана тоже все ясно и понятно. Вложения SOCAR в проект «Стадия-2» составят 13569 млн долл. (30,2% от общих капитальных затрат). За счет природной ренты, формируемой на «Стадии-1», будут финансироваться капитальные вложения в «Стадию-2». За счет ренты «Стадии-2» будут финансироваться капитальные вложения в «Стадию-3». Азербайджан же взял на себя основную часть вложений в газопровод TANAP и существенную в ТАР. То есть, азербайджанский газ будет поставляться в Европу за счет Азербайджана, за счет его природной ренты. На нем и ответственность за все возможные риски выполнения контрактных обязательств. Получит ли Азербайджан рентные платежи с проектов разработки месторождения Шах-Дениз? Похоже, что нет. В лучшем случае, в отдельные периоды будет «капать» по двести-четыреста миллионов долларов в год.

Примечания

(1) «Правда о «противороссийском» газовом прожекте Азербайджана» (часть 1, часть 2)
http://www.odnako.org/blogs/pravda-o-protivorossiyskom-gazovom-prozhekte-azerbaydzhana-chast-1/
http://www.odnako.org/blogs/pravda-o-protivorossiyskom-gazovom-prozhekte-azerbaydzhana-chast-2/

(2) На новостных сайтах Азербайджана часто приводится информация, не соответствующая реальному положению дел. Например: «В целом же после начала добычи в рамках «Шахдениз-2» общая добыча газа с месторождения составит 25 млрд кубометров. Из них 9 млрд будет добываться в рамках первой стадии проекта и 16 млрд. в рамках второй». «Стадия-2» – это «замена» «Стадии-1». В переходный период (падение добычи на «Стадии-1» и выход «Стадии-2» на проектные показатели) добыча газа будет, скорее всего, на «полке» 16 млрд куб. м.

Анатолий Тюрин — заведующий лабораторией геофизики ООО «ВолгоУралНИПИгаз», кандидат геолого-минералогических наук, автор и соавтор около 200 публикаций. Cфера профессиональной деятельности: поиск, разведка и эксплуатация месторождений нефти и газа. Включен в информационно-библиографический справочник «Геофизики России» (Москва, 2001, 2005 г.).
http://www.kavkazoved.info/news/2014/08/21/shah-deniz-megaproekt-kaspijskogo-regiona.html

rbcdaily.ru: Хроника 2014 г. новостей Башнефти (до ареста Евтушенкова)

Материалы с тегом «Башнефть» http://rbcdaily.ru/tags/562949978961565
Читать далее

Газовые новости Нидерландов

6:01am
17 января (Рейтер) — Голландская кабинет встречался, чтобы обсудить, следует ли сократить добычу на огромном Гронингенском месторождении газа, сообщил представитель министра экономики Хенк Камп, решение может быть объявлено, как только во второй половине дня.

Поле газа вблизи Slochteren на севере страны является одним из крупнейших в мире, которым управляет совместное предприятие Royal Dutch Shell и ExxonMobil под названием Nederlandse Aardolie Maatschappij BV (NAM).

Открытое в 1959 году, Гронингенское газовое месторождение, обеспечило добычу 53.8 млрд. кубических метров в 2013 году и, как ожидается, будет обеспечивать добычу газа по крайней мере еще ​​50 лет.

Местные СМИ, ссылаясь на анонимные источники, заявляют, что кабинет рассматривает сокращение добычи до 42.5 млрд. кубических метров в этом году и в следующем, что представляет собой сокращение на 21 процентов по сравнению с 2013 года.

Местные жители и некоторые политики призвали к прекращению или обзора добычи газа в провинции Гронинген из-за серии подземных толчков, некоторые из которых привели к трещинам зданий.

Нидерланды зарабатывают около 12 млрд евро ($ 16,3 млрд.) в год от продажи газа из Гронингена.
http://www.reuters.com/article/2014/01/17/netherlands-gas-idUSL5N0KR18A20140117

11:06am
The Netherlands will cut gas production at Groningen, the largest gas field in western Europe, by about a quarter over the next three years, the Economics Ministry said on Friday, bowing to public concerns over earth tremors in the area.

The decision to cut production will mean lower revenues for the government at a time when it is already struggling to meet the European Union’s budget deficit targets, even after years of austerity measures.

«The studies showed that there are risks and consequences, including earthquakes,» of the gas extraction in Groningen, Prime Minister Mark Rutte told reporters at his weekly press conference before the details were announced.

«They not only cause material damage but also serious emotional damage. The cabinet understands that people are worried.»

The first tremors were reported in 1986 nearby in Assen, and since then about 1,000 have been recorded in the area, with a maximum magnitude of 3.6 on the Richter scale, according to the Dutch Meteorological Institute. Local residents want gas production to stop after the tremors caused cracks and other damage to homes and buildings.

Government revenues from the Groningen gas field amount to about 12 billion euros ($16.3 billion) a year.

The reductions in output will cut state income by 600 million euros in 2014, 700 million in 2015 and 1 billion euros in 2016, excluding additional costs earmarked for damage, infrastructure and investments in the local economy that were agreed by the cabinet on Friday, according to the Economy Ministry.

The ministry said production would be cut in 2014 and 2015 to 42.5 bcm and in 2016 to 40 bcm, adding that it was technically possible to reduce Groningen’s output to 30 bcm a year and still meet domestic demand.

The field’s production amounted to 53.8 billion cubic meters (bcm) in 2013, mainly due to an unusually long and cold winter. The annual outlook to 2020 was previously for around 49 bcm.

PRICE RISE ANTICIPATES MOVE

Gas from Groningen is sold mostly to utilities and large industries in the home market, although some gas is piped to Germany, Italy, France and Britain.

The gas market has been expecting a decision to cut output, which has already driven up gas prices, analysts said.

«The decision is overall bullish for gas prices, but contracts did not move much today as the market already priced the news in earlier this week,» said Oliver Sanderson, senior gas analyst at Thomson Reuters Point Carbon.

Dutch wholesale gas prices for delivery next winter have risen by 65 euro cents since the start of the week. They traded at 27.78 euros per megawatt-hour (MWh) at 1300 GMT on Friday, only slightly higher than the opening value for the day.

The gas field near Slochteren in the north of the Netherlands is operated by a joint venture between Royal Dutch Shell and Exxon Mobil called Nederlandse Aardolie Maatschappij BV.

Gas from the field goes to GasTerra, a Groningen-based international company that trades in natural gas.

Discovered in 1959, the Groningen gas field has been expected to continue to pump natural gas for at least another 50 years.

The field has produced more than 2 trillion cubic meters so far and has more than 700 billion cubic meters remaining.
http://www.reuters.com/article/2014/01/17/netherlands-gas-idUSL5N0KR1C820140117

Сбербанк

Ранее правительство прогнозировало стабильный уровень добычи в 49 млрд. куб. м в год до 2020 года.
Месторождение Гронинген обеспечивает более половины добычи газа в стране. Его оператором выступает СП Royal Dutch Shell и ExxonMobil, но государство может влиять на уровень добычи за счет контрольного пакета в трейдере GasTerra.
Правительство было вынуждено рассмотреть возможность снижения добычи после того, как попытки последних лет увеличить отбор газа на этом истощенном месторождении привели к землетрясению на прошлой неделе. В качестве официальной причины для этого решения называются жалобы населения на подземные толчки. Тем не менее, возможно, Голландия также стремится предотвратить более резкое падение добычи в будущем. Как отметил Министр экономики страны, дальнейшее снижение добычи, до 30 млрд. куб. м в год, все равно позволило бы в полной мере удовлетворить внутренний спрос на газ.

Сокращение добычи в Голландии происходит на фоне падения добычи в странах, являющихся крупнейшими конкурентами Газпрома на европейском рынке, (Норвегии, Алжире, Ливии); при этом цена на СПГ из Катара завышена из-за всплеска спроса на него в Азии. Соответственно, мы полагаем, что Европа предпочтет положиться на Газпром, чтобы компенсировать большую часть дефицита предложения газа в связи с сокращением добычи в Голландии.
Ранее мы ожидали, что в этом году Газпром поставит в Европу (в дальнее зарубежье) около 164 млрд. куб. м газа, что чуть выше уровня 2013 года. Новости из Нидерландов позволяют предположить, что объем поставок может быть больше, однако, насколько именно Газпром сможет увеличить поставки, будет зависеть от ряда факторов, в том числе от динамики спроса, погодных условий и реакции производителей СПГ. Тем не менее последние новости, скорее всего, предвещают увеличение поставок Газпрома минимум приблизительно на 5 млрд. куб. м, а потенциально на вдвое больший объем, при благоприятном стечении обстоятельств, что может привести к увеличению операционной прибыли компании на $1-2 млрд-по сравнению с нашим текущим прогнозом (мы ожидает, что EBITDA Газпрома в 2014 году может составить $54 млрд.)
Что еще важнее, данное событие может подчеркнуть роль Газпрома как надежного стабилизирующего поставщика газа в Европу, в том числе в случае чрезвычайных обстоятельств. Это важно с точки зрения построения отношений с клиентами компании в данном регионе. Уже несколько лет Газпром испытывает существенное давление со стороны европейских закупщиков в связи с действующей ценовой политикой.
http://smart-lab.ru/blog/news/160509.php

http://www.platts.com/latest-news/natural-gas/london/dutch-groningen-gas-field-output-cut-to-425-bcm-6371102

Подборка англоязычных новостей
http://news.silobreaker.com/tremors-reduce-output-at-dutch-gas-field-5_2267677327452274816

— — — —
21 Июнь 2013 ria.ru: Рейтинг стран по ценам на природный газ для населения – итоги 2012 г.

06 Апрель 2013 О ценах на газ

12 Февраль 2013 Цены катарского сжиженного газа

09 Февраль 2013 А.Собко: Дождётся ли Европа «альтернативного газа» и когда

06 Февраль 2013 Европейские цены Газпрома в 2012 г.

05 Октябрь 2012 www.eia.gov: International Natural Gas Workshop Speaker Presentations

Самый страшный, 2011 год, для Газпрома по LNG уже позади.
С 2012 г. Катар почти не виден 🙂
2012 г. самый трудный для Газпрома, 2013 будет полегче, 2014 — еще легче, а 2015 г. станет годом окончательного триумфа.

22 Июль 2012 Европейские цены Газпрома в 2011 г.

04 Май 2012 Europe’s energy position, annual report 2010: EU energy consumption

03 Май 2012 Евростат: энергетика Европы
Europe in figures — Eurostat yearbook 2011: Energy

07 Март 2012 Цены на бензин, природный газ и электроэнергию для домохозяйств в ЕС и России

06 Март 2012 Рейтинг стран по ценам на природный газ для населения

07 Сентябрь 2011 «Северный поток» и другие трубопроводы
September 14th, 2010. Europe and Russian Natural Gas

Кашаганское месторождение


http://iv-g.livejournal.com/191531.html

Кашаган — гигантское шельфовое нефтегазовое месторождение Казахстана, расположено в 80 км от города Атырау (Гурьев), в северной части Каспийского моря. Глубина шельфа составляет 3—7 м.

Месторождение открыто 30 июня 2000 года скважиной «Восток-1». Является одним из самых крупных месторождений в мире, открытых за последние 40 лет, а также крупнейшим нефтяным месторождением на море. Разработку месторождения ведёт международное совместное предприятие North Caspian Operating Company (NCOC) в соответствии с соглашением о разделе продукции по Северному Каспию от 18 ноября 1997 года.

Разработка месторождения ведется с помощью искусственных островов. Пиковая добыча Кашагана (50—75 млн тонн нефти) выведет Казахстан в пятёрку нефтедобывающих стран в мире.

Разработка месторождения ведётся в сложных условиях: шельфовая зона, неблагоприятное сочетание мелководных условий и ледообразования (около 5 месяцев в году), экочувствительная зона, большие глубины залегания месторождения (до 4800 м), высокое пластовое давление (80 МПа), высокое содержание сероводорода (до 19 %).

Нефтегазоносность связана с пермским, каменноугольными и девонским отложениями. Месторождение характеризуется как рифогенное, когда углеводороды находятся под солевым куполом (высота соляного купола 1,5—2 км). Относится к Прикаспийской нефтегазоносной провинции.

Месторождение было обнаружено в год празднования 150-летия известного мангыстауского поэта-жырау XIX века — Кашагана Куржиманулы. Как и многие имена в казахском языке, слово қашаған имеет перевод и означает черту характера — «норовистый, неуловимый» (чаще всего о животном).

Кашаган, как высокоамплитудное, рифогенное поднятие в подсолевом палеозойском комплексе Северного Каспия было обнаружено поисковыми сейсмическими работами советскими геофизиками в период 1988—1991 годы на морском продолжении Каратон-Тенгизской зоны поднятий.
Впоследствии оно было подтверждено исследованиями западных геофизических компаний, работавших по заказу правительства Казахстана. Первоначально выделенные в его составе 3 массива Кашаган, Кероглы и Нубар в период 1995—1999 годы получили названия Кашаган Восточный, Западный и Юго-Западный соответственно.
Месторождение характеризуется высоким пластовым давлением до 850 атмосфер. Нефть высококачественная — 46° API, но с высоким газовым фактором, содержанием сероводорода и меркаптанoв.
О Кашагане было объявлено летом 2000 года по результатам бурения первой скважины Восток-1 (Восточный Кашаган-1). Её суточный дебит составил 600 м³ нефти и 200 тыс. м³ газа. Вторая скважина (Запад-1) была пробурена на Западном Кашагане в мае 2001 года в 40 км от первой. Она показала суточный дебит в 540 м³ нефти и 215 тыс. м³ газа.
Для освоения и оценки Кашагана построено 2 искусственных острова, пробурено 6 разведочно-оценочных скважин (Восток-1, Восток-2, Восток-3, Восток-4, Восток-5, Запад-1).

Запасы нефти Кашагана колеблются в широких пределах от 1,5 до 10,5 млрд тонн. Из них на Восточный приходится от 1,1 до 8 млрд тонн, на Западный — до 2,5 млрд тонн и на Юго-Западный — 150 млн тонн.
Геологические запасы Кашагана оцениваются в 4,8 млрд тонн нефти по данным казахстанских геологов.
По данным оператора проекта общие нефтяные запасы составляют 38 млрд баррелей или 6 млрд тонн, из них извлекаемые — около 10 млрд баррелей. В Кашагане есть крупные запасы природного газа, более 1 трлн куб. метров.

Разработку месторождения Кашаган ведёт совместная операционная компания North Caspian Operating Company (NCOC) в форме соглашения о разделе продукции по Северному Каспию. В неё входят: «Казмунайгаз», Eni (оператор месторождения), Total, ExxonMobil, Royal Dutch Shell имеют по 16,81 % доли участия, ConocoPhillips — 8,4 % (отказалась от участия в проекте в 2012 году), Inpex — 7,56 %.
Министерство нефти и газа Казахстана в июле направило американской нефтяной компании ConocoPhillips уведомление о намерении правительства Казахстана использовать преимущественное право на приобретение доли участия ConocoPhillips в Северо-Каспийском проекте. В качестве покупателя от имени Казахстана, приобретение доли участия ConocoPhillips в Северо-Каспийском проекте будет осуществляет «Казмунайгаз».
С 7 сентября 2013 года был подписан договор между «Казмунайгазом» и китайской CNPC о покупке доли ConocoPhillips — 8,4 % в Северо-Каспийском проекте.

Казахстанское правительство и международный консорциум по разработке Северо-Каспийского проекта (включая месторождение Кашаган) согласовали перенос начала добычи нефти с 2011 года на сентябрь 2013 года.
В 2008 году для освоения Кашагана между Республикой Казахстан и участниками Северо-Каспийского Консорциума подписан договор. Согласно договору North Caspian Operating Company стал оператором работ в рамках Соглашения о разделе продукции по Северному Каспию, были разделены выполнение производственных операций: Eni отвечает за реализацию Этапа I (Опытно-промышленная разработка, включая бурение), на Этапе II будет выполнение строительство объектов наземного комплекса; Royal Dutch Shell отвечает за планирование, работы по освоению и строительство морских объектов Этапа II; ExxonMobil будет выполнение буровых работ в этапе 2; «Казмунайгаз» и Royal Dutch Shell будет управлять эксплуатацией производства на всех последующих этапах.
Промышленная добыча месторождение Кашагана началось в 11 сентября 2013 года.
По 1-му этапу разработки месторождении Кашаган добычи нефти должно составить 25 млн тонн в год. Казахстан войдет в Тор-10 нефтедобытчиков в мире и добыча нефти превысит более 100 млн тонн.
По 2-му этапу разработки должно составить 50 млн тонн в год, пиковая добыча должно составить 75 млн тонн в год, Казахстан войдет в Тор-5 нефтедобытчиков в мире.
В целях повышения нефтеотдачи и уменьшения содержания H2S консорциум готовится задействовать несколько сухопутных и морских установок в Карабатане для закачки природного газа в продуктивный пласт, будет построен нефтепровод и газопровод с Карабатаном.

В освоении месторождения Кашаган будут использоваться искусственные производственные острова: небольшие «буровые» острова без персонала и большие «острова с технологическими комплексами» с обслуживающим персоналом (остров Д).
Добытые углеводороды будет перекачиваться по трубопроводам с буровых островов на производственный остров Д. На острове Д будут находиться технологические установки для извлечения жидкой фазы (нефти и воды) из сырого газа и установки для закачки газа.
На Этапе I примерно половина всего объёма добытого газа будет закачиваться обратно в пласт. Извлечённые флюиды и сырой газ будут подаваться по морскому трубопроводу на Карабатан, где планируется осуществлять подготовку нефти до товарного качества.

Транспортировка частично стабилизированной кашаганской нефти будет осуществляться морским нефтепроводом Кашаган — Ескине. После получения товарной нефти в Ескене (завод Болашак) кашаганская нефть будет транспортироваться по следующим направлениям:
южное — по нефтепроводу Ескене — Курык[5] и далее танкерами в Баку:
по нефтепроводу Баку — Тбилиси — Джейхан в нефтяной терминал Джейхан;
по нефтепроводу Баку — Батуми в нефтяной терминал Батуми;
российское — по сетям Транснефти и по КТК в Новороссийск и далее танкерами:
турецкое — в Самсун, далее по нефтепроводу Самсун — Джейхан в нефтяной терминал Джейхан;
балканское — в Бургас, далее по нефтепроводу Бургас — Александруполис в нефтяной терминал Александруполис;
китайское — по действующему нефтепроводу Казахстан — Китай или Ескене — Кенкияк — Кумколь — Атасу — Алашанькоу.
Транспортировка кашаганского газа будет осуществляться по газопроводу Казахстан — Китай;
также рассматриваются различные маршруты железнодорожной транспортировки нефти.

— — — —
http://www.kmg.kz/search/?q=%D0%9A%D0%B0%D1%88%D0%B0%D0%B3%D0%B0%D0%BD&x=0&y=0
— — — —
04/09/2007
Остановка каспийского проекта грозит нефтяным гигантам новыми политическими бедами («The Financial Times», Великобритания)

Когда делегация в составе руководителей пяти крупнейших в мире нефтяных компаний во главе с итальянской Eni прибыла на прошлой неделе в Казахстан, чтобы попытаться разрешить спор по поводу гигантского Кашаганского нефтяного месторождения, ее ждала новость о том, что правительство остановило разработку на основании экологических претензий и начало следствие по делу о якобы имевших место фактах уклонения от уплаты налогов на ввозимое оборудование.

Спор возник после того, как Eni представила этой центральноазиатской стране пересмотренный план освоения данного месторождения на Каспийском море. Он предусматривал перенос сроков начала добычи на два года — до конца 2010-го, а также удвоение стоимости первого этапа проекта (добыча 300000 баррелей нефти в день) до 19 миллиардов долларов. Казахстан также сообщил о том, что полная оценочная стоимость этого рассчитанного на 40 лет проекта увеличилась с 57 до 136 миллиардов долларов. Таким образом, Кашаган может стать самым дорогостоящим производственным проектом за всю мировую историю.

Пересмотренный план лишает Казахстан существенной части доходов, а также возможности достичь поставленной цели — увеличить в три раза нефтедобычу и войти в десятку мировых лидеров по экспорту нефти. Данный спор, возникший на фоне общемирового усиления ресурсного национализма, может дать Казахстану предлог для укрепления контроля над Кашаганом, который является одним из немногих в мире неосвоенных месторождений, способным давать 1,5 миллиона баррелей нефти в день.

Аналитики говорят, что Eni, которая поставила все свое будущее на Кашаганское месторождение, сама виновата в произошедшем, потому что когда в 2001 году она выиграла долгожданное право стать оператором проекта, компания наобещала больше, чем могла сделать.
http://inosmi.ru/world/20070904/236395.html

09.10.2009
Т.Казиев: Кашаганский проект: вместо Аджипа — Норт Каспиан
В январе 2009 года на место прежнего оператора, компании Agip KCO — «дочки» итальянского нефтяного гиганта — заступила новая операционная компания NCOC (North Caspian Operating Company), по-русски Норт Каспиан Оперейтинг Компани (НКОК).

Оператор проекта — компания «Норт Каспиан Оперейтинг Компании» (НКОК) — выступает от имени семи признанных международных нефтяных компаний «КазМунайГаз», «Тоталь», «Эни», «Эксон Мобил», «Шелл», «КонокоФиллипс», «ИНПЕКС». Cогласно новым договоренностям, доля участия КазМунайГаза в проекте увеличилась с 8,33% до 16,81%, при этом доли участия остальных акционеров СРП по Северному Каспию распределились примерно следующим образом Эни — 16,81%, Эксон Мобил — 16,81%, Шелл — 16,81%, Тоталь — 16,81%, КонокоФиллипс — 8,4%, ИНПЕКС — 7,56%. По новым условиям работы в рамках проекта делегированы четырем агентам Оператора — Аджип ККО, Шелл Девелопмент Кашаган Б.В., Эксон Мобил и КазМунайГаз

Что касается «Аджип ККО» — дочерней структуры компании «Эни» — то эта компания отвечает за реализацию Фазы 1 развития Кашагана (Опытно-промышленная разработка или ОПР), а также Фазы 2, относящейся к наземной части развития проекта. Это строительство морских островов и их инфраструктуры, нефтеочистительного завода «Болашак» на Карабатане, газотурбинной электростанции, трубопроводов от морских месторождений к заводу, инфраструктурных объектов (автомобильных и железных дорог, инженерных коммуникаций, вахтовых городков). Строительство нефтегазового комплекса «Болашак» в районе Карабатана в Макатском районе области в рамках проекта стартовало в 2005 году. Общая стоимость завода — 3,9 млрд долларов. Название заводу дал президент страны Н. Назарбаев. Стройка финансируется компаниями-акционерами, сейчас там работает 20 500 человек. Проектная мощность завода — 450 тыс. баррелей в сутки или 22,5 млн тонн нефти в год. Срок сдачи в эксплуатацию — 2010 год. Здесь будут осуществляться обезвоживание и стабилизация нефти, очистка от меркаптана, хранение и экспорт нефти во время фазы опытно-промышленной разработки. А система переработки газа мощностью 6,2 млрд куб. метров в год охватывает обессеривание, регулирование точки росы, использование сжатого газа в качестве топлива, производство серы и хранение остатков газа, его очистку и компремирование до доставки в пункт подключения к действующей линии. Завод наряду с передовыми отечественными установками оснащен лучшими технологиями и оборудованием европейского производства. За время первого и второго этапов строительства выполнено в общей сложности 80 процентов работ на суше. На Карабатане построена газотурбинная электростанция, недавно состоялся ее пробный пуск, это тоже дорогостоящий проект. В целом стоимость Фазы 1 (ОПР) после недавнего пересмотра ее участниками проекта сокращена на 1 млрд долларов. Сокращения стоимости проекта активно добивалось правительство Казахстана, дабы уменьшить объемы возмещения по СРП.

Надо признать, компания «Аджип ККО», несмотря на недовольство партнеров по поводу удорожания стоимости проекта и сроков сдачи объектов, проделала грандиозную работу. Несомненно, каждый такой проект изначально несет в себе издержки, включая увеличение стоимости проекта относительно первоначальных расчетов. Да и сам по себе проект технически уникален, к тому же находится в экологически чувствительной зоне мелководья Каспия. Все это наложило отпечаток на его реализацию. Затраты увеличились существенно — с $57 млрд до $136 млрд. Согласно Соглашению о разделе продукции (СРП) по Северо-Каспийскому проекту, прежний оператор — консорциум Аджип ККО — намеревался приступить к промышленной разработке месторождения Кашаган еще в 2005 году, но изменившиеся договоренности отодвинули этот срок на 2008 год. А в середине 2008 года Аджип ККО вновь уведомил правительство Казахстана о переносе срока начала добычи на месторождении Кашаган — теперь уже на второе полугодие 2010 года. Это вызвало бурную реакцию руководства страны, приведшую к новым договоренностям и рождению НКОК.

Согласно новым договоренностям, добыча нефти на Кашагане должна начаться 1 декабря 2012 года. При этом консорциуму поставили последний срок добычи первой нефти — 31 декабря 2013 года. В случае выхода за пределы 2013 года возмещение затрат за счет будущей добычи нефти не будет осуществляться, консорциум сам будет нести издержки. Однако в сугубо нефтяных изданиях эксперты предрекают, что реальная добыча нефти может начаться только в 2015 году, а активная промышленная разработка — в 2017-м.

Обязанности других агентов распределены следующим образом: Шелл Девелопмент Кашаган Б.В. разрабатывает морскую часть Фазы 2; Шелл и КазМунайГаз станут совместно управлять эксплуатацией производства через совместную Компанию по добыче (NCPOC); Эксон Мобил будет управлять буровыми работами Фазы 2 и последующих этапов развития Кашагана.

Что касается непосредственно оператора проекта, то НКОК отвечает за определение общей стратегии проекта, планирование, координацию и взаимодействие со всеми заинтересованными сторонами. За компанией закреплена роль связующего звена между семью партнерами — участниками проекта и полномочным органом Правительства РК. Должность управляющего директора НКОК будет исполняться по очереди компаниями-партнерами, первоначально ее займет представитель французской Total, а заместителем управляющего директора является представитель КазМунайГаза.

В дальнейшем руководить производственными операциями будет компания Шелл при постепенном усилении роли КМГ. Роль КМГ в проекте будет увеличиваться, и компания будет задействована на всех этапах его реализации. Как и сообщалось ранее, для выполнения возложенных обязанностей Эни, Шелл и ЭксонМобил наделяются соответствующими полномочиями в таких вопросах, как укомплектование персоналом, закупки, операционные процедуры с применением собственных систем управления. Запланированный максимальный уровень добычи нефти на Фазе 1 (очереди 1 и 2) рассчитан на 300 тыс. баррелей нефти в сутки с учетом закачки газа, с последующим увеличением до 450 тыс. баррелей нефти в сутки после введения дополнительных мощностей закачки газа, запланированного на начало Фазы 2. На этапе полномасштабного освоения (промышленная фаза освоения — ПФО) Кашагана добычу нефти планируется довести до 1,5 млн баррелей в сутки, но это уже в конце следующего десятилетия. При этом при цене 85 долларов за баррель в течение жизни проекта консорциум должен заплатить Казахстану 72 миллиарда долларов в виде роялти.

Для реализации Северо-Каспийского проекта вскоре после подписания в 1997 году соответствующего СРП сроком на 40 лет был создан консорциум OKIOC (прежнее название Agip KCO). Согласно СРП, в контрактную территорию буровых работ консорциума входят четыре нефтеносные структуры: Кашаган, Каламкас, Актоты, Кайран. Эти структуры состоят из 11 морских блоков, занимающих территорию примерно в 5,6 тыс. кв. км. Извлекаемые запасы нефти Кашагана оцениваются минимум в 7-9 млрд баррелей, а общие геологические запасы нефти этой нефтеносной структуры в 38 млрд баррелей.

В период с 1993 по 1997 гг. консорциумом проведены сейсмические исследования на территории площадью 110 тысяч кв.км, по результатам которых выявлено несколько перспективных структур. Помимо месторождения Кашаган открыты месторождения Юго-Западный Кашаган, Актоты, Кайран и Каламкас. По мировым стандартам эти морские месторождения считаются крупными, однако по своим запасам они значительно уступают гигантскому Кашагану.

2013
Прощальный поцелуй: почему инвесторы уходят с Каспия?
Этот вопрос вновь стал актуальным после февральской информации о намерении продать свои доли в казахстанских нефтяных проектахамериканской ConocoPhillips и норвежской Statoil. ConocoPhillips еще осенью 2012 года сообщила на своем сайте, что официально уведомила власти Казахстана и партнеров о намерении продать свою долю (8,4 %) в проекте «Кашаган» за 5 млрд долларов. 11 февраля обществу стало известно о выходе норвежской компании Statoil из проекта участка «Абай», который считается весьма перспективным. Как говорят наблюдатели, ее уход стал наиболее болезненным в череде выходов западных компаний из проектов по казахстанскому шельфу Каспия. В 2012 году французская Total отказалась от участия в проекте «Женис», итальянская Eni – от участка Шагала, американская ConocoPhillips продала КМГ свою долю в проекте «Н». Не был возобновлен проект Южный Жамбай.

Если вы будете искать ответы на этот вопрос, имеющий прямое отношение к имиджу нашей страны как будущего нефтяного гиганта на Каспии, то найдете ряд стандартных заключений. Мол, главная причина в существующей системе госрегулирования – правительство Казахстана предъявляет весьма жесткие требования к нефтяным компаниям по таким вопросам, как местное содержание и социальные инвестиции; давят и искусственно налагаемые экологические штрафы. Отдельную проблему представляет собой перерасход средств и задержки с запуском в связи с техническими трудностями работы. Их связывают с неэффективной системой управления и другими препонами, которые не раскрывают реальной причины бегства инвесторов.

При этом эксперты не хотят признать и учесть очевидный факт: из проектов на суше нефтяные компании не сбегают.

2013
Fitch: начало добычи на Кашаганском месторождении – позитивный фактор для Казахстана и КазМунайГаза
Представители Eni, ведущего члена North Caspian Operating Company, разрабатывающей Кашаганское месторождение, заявили, что на первоначальной стадии эксплуатации (2013-2014 гг.) добыча увеличится до 180 тыс. барр./сутки, в то время как сейчас добыча на нефтяных месторождениях Казахстана составляет 1,6 млн барр./сутки.

Фактор нефтедобычи на Кашаганском месторождении уже учтен в прогнозах агентства по росту реального ВВП Казахстана на 5,3% в 2013 г. и 6,0% в 2014 г. относительно 5,0% в прошлом году.

Кашаганское месторождение имеет оценочные запасы в 35 млрд барр. нефти, из которых 11 млрд барр. рассматриваются как извлекаемые. Планы увеличить добычу до 370 тыс. баррелей нефтяного эквивалента в сутки будут зависеть от готовности разработчиков месторождения сейчас или в будущем нести существенные дополнительные затраты, связанные со вторым этапом проекта. Первый этап имел несколько задержек и расходы около $46 млрд. По оценкам официальных лиц в Казахстане, при завершении второго этапа суммарная добыча в стране может увеличиться до около 2,2 млн б.н.э. в сутки в 2018 г.
Fitch также рассматривает начало добычи как позитивный момент для КазМунайГаза, который имеет 16,8-процентную долю в проекте.

Кроме того, China National Petroleum Company становится акционером Кашагана с 8,3-процентной долей. Существующая пропускная способность трубопровода Казахстан-Китай составляет 14 млн тонн в год, и экспорт в Китай достиг 10 млн тонн в год в 2012 г., или 12% добычи. КазТрансОйл, национальный оператор нефтепроводов в Казахстане, сообщал ранее в этом году, что Казахстан увеличит экспорт в Китай на 20% до 12 млн тонн в год (или 240 тыс. б.н.э. в сутки) в 2013 г. и надеется еще более увеличить пропускную способность до 20 млн тонн в год, или более чем на 40%.


http://www.stratfor.com/analysis/chinas-ambitions-xinjiang-and-central-asia-part-1


http://www.shell.com.kz/ru/aboutshell/who-we-are.html

http://bankwatch.org о Кашагане (Экономика и экология)
Kashagan oil field development — 2007
Preliminary fact-finding mission report: Kashagan oil field development Kazakhstan — 2007
Hellfire economics: multinational companies and the contract dispute over Kashagan, the worlds largest undeveloped oilfield — 2008
The Kashagan stitch-up: update to the Hellfire Economics briefing paper

— — — — —
Нефтегазоносные бассейны Казахстана — 2010
Нефтегазоносные бассейны Казахстана — согласно схемы нефтегеологического районирования по А. А. Бакирова на территории Казахстана располагаются пять выявленных и перспективных нефтегазоносных провинций. В выявленных провинциях к настоящему времени открыто более 200 нефтяных, газовых, нефтегазовых и конденсатных месторождений. Из них гиганты это Кашаган, Тенгиз, Карашыганак. К нефтегазовым перспективным структурам Казахстана относится Жамбай Южный морской, Курмангазы, Каламкас-море и т. д.

Каспийский регион: нефтегазовая инфраструктура, карта lib.utexas.edu — 2010
Казахстан, карты с geolog.at.ua — 2010
Карты нефтяных месторождений бассейна Каспийского моря — 2010
blackbourn: Каспий и Прикаспий — 2011
Usgs Assessment:Undiscovered Oil and Gas Resources Каспия и Прикаспия, 2010 — 2011
blackbourn: Прикаспийская низменность — 2011
neftegaz.ru: Энергетическая стратегия Казахстана к 2020 году — 2011
первая нефть с главного проекта республики — Кашагана — будет, как и было обещано ранее, в конце 2012 — начале 2013 года. Речь идет об объемах в 370 тысяч баррелей в сутки в ходе первой фазы освоения месторождения.

Однако, по словам казахстанского министра, ожидать экспорта нефти с Кашагана при осуществлении второй фазы освоения месторождения стоит не ранее 2019-2020 годов. Причина такой задержки, по словам Мынбаева, в том, что до сих пор существует неопределенность между участниками проекта по бюджету освоения второй фазы Кашаганского проекта.

Казахстан: Большая Каспийская Проблема — 2012
Однако планы — это одно, а суровая реальность это другое. Получается на нынешний момент следующая картина:
1. Пробная добыча на Кашагане начнется до конца 2012 года с объема 75 тысяч баррелей в сутки. В 2013 году добыча составит 375 тысяч баррелей в сутки, то есть примерно 19 миллионов тонн нефти в год. Скорее всего, на данном уровне добычи товарного газа в больших объемах не будет. Возможно, потом, через 1-2 года Кашаган выйдет на мощность 450 тысяч баррелей в сутки или примерно 22,8 миллиона тонн нефти в год.
2. Схема второго этапа освоения Кашагана пока не согласована.

eia.gov: Каспийский регион — 2013

During the week of September 9, the North Caspian Operating Company, led by Italian oil company Eni, reported starting production from Kashagan, the largest oil field to be discovered in the past 35 years. Since the field’s discovery in June 2000, this consortium, including its four original members (Eni, Shell, Total, and ExxonMobil), has invested more than $40 billion in the project in attempts to overcome technical, political, and geographical challenges, making Kashagan not only the largest oilfield outside the Middle East, but also one of the world’s most expensive.

BP Statistical Review of World Energy 2013: Oil: Proved reserves — 2013

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

Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторождение


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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторождение

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

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

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

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

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

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

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

Залежи выявлены на глубине 1427-1950 м.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Кушвинский завод

Город областного подчинения, находится в 198 км от областного центра и в 50 км севернее Нижнего Тагила, на пересечении двух железнодорожных магистралей — Свердловск-Серов, Свердловск-Пермь, на обоих берегах реки Кушвы и образованного ею пруда, у подножия горы Благодать.
Население 33 027 человек (2010)

14 мая 1735 года Семен Ярцев подал заявку на месторождение железной руды в версте от реки Кушвы.
14 (25 по-новому стилю) мая 1735 года, отложив все дела, В. Н. Татищев собственноручно оформил закрепление находки за казной.»
13 июня 1735 г. В Екатеринбурге выплавлено первое железо из кушвинской железной руды.
8-9 сентября 1735 г. Пребывание В. Н. Татищева в районе месторождения. Железной горе дано имя — Благодать. Утверждены места для строительства Кушвинского и Верхнетуринского заводов.
10 (21 по-новому стилю) сентября 1735 года, не дожидаясь на то благословения правительства, здесь начали рубить деревья — расчищать площадку под заводские постройки и дороги.
3 марта 1739 г. Манифестом императрицы заводы переданы барону Шембергу.
1739 г.сентябрь Задута первая доменная печь.
1742 г.март Заводы возвращены в казну.
1754—1763 гг. Заводами и горой владел граф П. И. Шувалов.
1801 г. Кушвинский завод становится административным центром Гороблагодатского округа.
1811 г. На заводе освоено изготовление художественных отливок из доменного чугуна.
1826 г. На вершине горы Благодать установлен памятник Степану Чумпину.
1833 г. Проведены первые плавки в домнах на горячем дутье.
1876 г. Установлена телеграфная связь между Гороблагодатскими заводами.
1878 г. Открыто железнодорожное сообщение Кушва — Екатеринбург.
1884 г. На Кушвинском заводе внедрена телефонная связь.
1899 г. В Кушве побывал Д. И. Менделеев, во главе исследовательской группы.
1900 г. Заложен фундамент первой мартеновской печи.
1901 г. Около здания заводоуправления на средства рабочих воздвигнут памятник императору Александру III .
1906 г.3 марта Пущена первая мартеновская печь.
1906 г.сентябрь Открыто движение по Богословской железной дороге.
1909 г. Пущена первая в России доменная турбовоздуходувная машина.

Прокудин-Горский, Aльбом: Урал. Отдел III. Пермь.
стр. 2428

Вершина г. Благодать с часовней и памятником. 1909

Вид на Кушвинский завод с полотна железной дороги. 1909

Вид на поселения Кушвинского завода. 1909

Добыча №8 на горе Благодать. 1909

Разработка руды на горе Благодать. 1909

Часть разработки с лесной дачей. Вдали видна р. Тура. 1909

http://humus.livejournal.com/3017536.html

1735 г 10 сентября Началась расчистка места на берегу реки Кушвы под строительство завода и посёлка.
1735 г 14 декабря Императрица Анна своим Указом утвердила название горы « Благодать » и одобрила строительство завода.
1806 г. Построена первая в округе паровая машина « на случай недостатка воды в пруде ».
1865 г. Прекращено кричное производство железа.
1878 г. Открылось движение по Горнозаводской железной дороге, с которой Кушвинский завод был связан своей веткой.
1883 г. Запущена в эксплуатацию воздуходувная машина с улавливанием газа.
1906 г 3 марта. Завершение строительства мартеновской фабрики. На заводе получена первая мартеновская сталь.
1929 г. Вошла в строй первая в стране аглофабрика.
1933 г. На заводе запущена первая на Урале и вторая в стране чугунно — разливочная машина.
1940 г. На заводе, впервые в стране, осваивается выплавка ванадиевого чугуна в домнах.
1964 г. Завершение строительства вальцелитейного цеха.

Кушвинский карьер

http://fotki.yandex.ru/users/sereja-afanasjev/view/543615

trasyy: 10 самых эффектных снимков со спутника в 2012 году

Медный рудник в Чили, снимок сделан 14 октября

http://trasyy.livejournal.com/1019868.html

«Еврохим» требует с подрядчика 800 млн долларов

08.10.2012
«Еврохим» оценил, во сколько ему обойдется срыв сроков калийного проекта в Волгоградской области, и решил стребовать размер упущенной выгоды вместе с уже понесенными убытками со своего подрядчика. В итоге южноафриканской Shaft Sinkers, возможно, придется компенсировать холдингу Андрея Мельниченко до 800 млн долл.
Читать далее

Роснедра: крупных месторождений больше нет

В России завершается эпоха крупных месторождений, заявил замруководителя Роснедр Игорь Плесовских. После того как с молотка уйдут стратегические месторождения им. Шпильмана, Имилорское и Лодочное, в стране уже не останется крупных нефтеносных участков, которые можно будет продать на аукционах.

«Крупных месторождений, на базе которых можно было бы создавать новые нефтяные районы и строить градообразующие предприятия, уже не осталось», — цитирует г-на Плесовских информационное агентство РБК. По словам чиновника, с продажей Лодочного, Имилорского и Северо-Рогожниковского (им.Шпильмана) участков завершается эпоха резерва минерально-сырьевой базы по нефти, созданная в советское время. «20 лет успешной жизни мы прошли», — отметил представитель Роснедр.

Напомним, вчера руководитель Федерального агентства по недропользованию Александр Попов и замминистра природных ресурсов Денис Храмов заявили, что до конца 2012 года на аукционах могут быть проданы последние три крупных месторождения нераспределенного фонда. Приказ на продажу Лодочного уже подписан, и аукцион состоится 11 или 12 декабря, сказал министр. Сроки продажи месторождения им. Шпильмана будут объявлены до конца недели, но, скорее всего, это будет вторая декада декабря. Продажа Имилорского месторождения еще обсуждается в ведомстве.

Кроме того, сегодня Дмитрий Медведев подписал распоряжение, согласно которому стартовый платеж за месторождение им. Шпильмана с запасами нефти 145,9 млн т составит 14 млрд руб. Ранее Александр Попов оценил стартовые платежи по Имилорскому месторождению (193 млн т нефти) в размере 23,5 млрд руб., а по Лодочному (доказанные запасы — 43 млн т нефти и около 70 млрд куб. м газа) в 4,3 млрд руб.

Напомним, все три месторождения правительство хотело продать еще в прошлом году. Тогда размер стартовых платежей по Лодочному был также на уровне 4,3 млрд руб., а по Имилорскому и им. Шпильмана анонсированные суммы были меньше — 20 млрд и 8,5 млрд руб. соответственно. Но даже такие деньги нефтяники не готовы были платить. По неофициальной информации, компании направили просьбу о снижении платежей.

В результате было объявлено о том, что разведочные данные по месторождениям устарели, и было решено провести дополнительные поисковые работы. Роснедра себе этого позволить не могли, и в результате месторождения доразведывали компании: ЛУКОЙЛ получил право на работы на Имилорском участке, «Роснефть» — на Лодочном, а «Сургутнефтегаз» — на месторождении им. Шпильмана. Как сообщил в конце сентября директор департамента Минприроды Алексей Орел, значительных результатов доразведка не принесла.

Последними крупными месторождениями, проданными с конкурсов, были доставшиеся «Башнефти» месторождения им. Требса и им. Титова (140 млн т), а также Наульское месторождение (40 млн т нефти), которое получила «Роснефть».

Как уже сообщала РБК daily, основным претендентом на Лодочное месторождение остается «Роснефть», которая за годы сообщений о его возможной продаже неоднократно заявляла о своем интересе. По мнению экспертов, других серьезных претендентов на участок нет. Раньше на него претендовала ТНК-BP, однако теперь она принадлежит госкомпании.

Наиболее вероятным претендентом на Имилорское месторождение является ЛУКОЙЛ, так как компания уже изучила участок и имеет о нем больше данных, чем другие нефтяники. Ранее об интересе к Имилорскому месторождению заявляли «Газпром нефть» и «Башнефть». В пресс-службе «Башнефти» РБК daily недавно пояснили, что компании интересны все крупные месторождения, но для начала необходимо ознакомиться с условиями. Месторождением им. Шпильмана интересовались «Сургутнефтегаз» и «Башнефть».
http://www.rbcdaily.ru/2012/10/25/tek/562949985003115

Краткие описания месторождений

http://neftegaz.ru/tech_library/category/171
http://www.neftyaniki.ru/publ/

Книга нефти: месторождения нефти и газа

Википедия: Список нефтяных месторождений Казахстана

Википедия: Список нефтяных месторождений России

Википедия: Категория:Нефтяные месторождения России

Википедия: Крупнейшие нефтяные месторождения мира

http://wiki-linki.ru: Нефтяные месторождения России
http://wiki-linki.ru: Газовые месторождения России

Иордания лишила французскую компанию «Арева» лицензии на добычу урана на своей территории

ЛОНДОН, 23 октября. /БИЗНЕС-ТАСС/. Правительство Иордании отозвало у крупнейшей французской компании «Арева» /Areva/ лицензию на добычу урана на своей территории. Соответствующее сообщение распространено сегодня на мировых финансовых рынках.
«Выданная совместному предприятию Иордано-французской уранодобывающей компании /JFUM/ лицензия на добычу урана в центральных районах Иордании отозвана. Данное решение вступает в силу немедленно», — отмечается в специальном коммюнике, опубликованном сегодня иорданской Комиссией по атомной энергии.

Главным участником совместного предприятия JFUM является компания «Арева». Власти Иордании вменяют ей в вину «предоставление ложных данных о размерах и качестве месторождения урановой руды» на территории королевства.

В минувшем июне специалисты французской компании объявили об открытии в центральной части Иордании месторождения урана с запасами в 20 тыс тонн. Однако, как стало известно в европейских деловых кругах, проведенная недавно по заказу иорданского правительства альтернативная оценка месторождения показала, что оно содержит в два раза больше урановой руды, которая отличается более высоким качеством, чем было ранее объявлено.

Между тем, нынешний отзыв лицензии не повлиял на планы Иордании по строительству первого национального ядерного реактора, сообщают деловые источники. Среди участников международного конкурса на его создание — российская компания «Атомстройэкспорт».
http://www.biztass.ru/news/one/43784

eia.gov: United Arab Emirates

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Abu Dhabi Crude Oil Pipeline (ADCOP)


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

Пуск Бованенковского месторождения

23.10.2012
ОАО «Газпром» ввело в эксплуатацию Бованенковское месторождение на полуострове Ямал. Проектный объем добычи газа на месторождении определен в 115 млрд куб. м в год. В долгосрочной перспективе проектный объем добычи газа должен увеличиться до 140 млрд куб. м в год.

Для вывода добытого газа в Единую систему газоснабжения (ЕСГ) России Газпром строит газотранспортную систему общей протяженностью 2 тыс. 451 км, включая новый газотранспортный коридор Бованенково — Ухта. Первая нитка системы магистральных газопроводов (СМГ) Бованенково — Ухта уже построена, в июне 2012 г. Газпром приступил к ее заполнению технологическим газом.
Работы по сооружению второй нитки Бованенково — Ухта уже начались, она будет вводиться в эксплуатацию поэтапно в 2013-2015 гг. Предполагается, что в будущем газотранспортная система Ямала станет ключевым звеном ЕСГ и обеспечит транспортировку газа с месторождений полуострова в объеме более 300 млрд куб. м в год.

Бованенковское нефтегазоконденсатное месторождение является крупнейшим месторождением полуострова Ямал. Оно расположено на полуострове Ямал в 40 км от побережья Карского моря. Запасы месторождения оцениваются в 4,9 трлн куб. м газа. Лицензией на разработку месторождения владеет ООО «Газпром добыча Надым» (100-процентное дочернее общество ОАО «Газпром»).
http://www.rbc.ru/rbcfreenews/20121023161352.shtml

Бованенковское газоконденсатное месторождение открыто в 1971 г. Накопленная добыча газа 10,4 млрд. м³ (2006). Выявлено 22 залежи. Расположено на о. Ямал, в 340 км от пос. Новый Порт.

23 октября 2012 года Владимир Путин в режиме видеоконференции наблюдал за введением в эксплуатацию Бованенковского газового месторождения.

Объем запасов ЯНАО позволит к 2030г. добывать на полуострове 340-360 млрд куб. м газа в год. Об этом сообщил на церемонии запуска месторождения президент РФ Владимир Путин.

Газпром: На полуострове Ямал и прилегающих акваториях открыто 32 месторождения, суммарные запасы (А+В+С1+С2) и ресурсы (С3) которых составляют 26,5 трлн куб. м газа, нефти и конденсата — около 1,64 млрд т.

История открытия
В тектоническом отношении Бованенковское месторождение приурочено к одноименному локальному поднятию, расположенному в центральной части Бованенковского вала. Это поднятие по кровле нижнемеловых отложений представляет собой выянутую в северо-западном направлении структуру неправильной формы с размерами по оконтуривающей изогипсе -1600 м 60 х 25 км. амплитудой 200 м. Структура выявлена и подготовлена к глубокому бурению площадными сейсморазведочными работами MOB масштаба 1 : 200 000 Сеяхинской сп 23/68-69 Ямало-Ненецкого геофизического треста.

Поисковое бурение на территории месторождения проводила Ямальская НРЭ. Поисковая скважина №51 заложена на Бованенковской площади в сводовой части структуры на горский горизонт с задачей поисков залежей нефти в отложениях нижнего мела. 6 сентября 1971 г. бригада мастера В. С. Ляшко забурила скважину Р-51. 7 октября бригада под руководством мастера В. Л. Сеныка закончила бурение (фактическая глубина -1001м). Испытания скважины с 7 октября по 20 ноября 1971 г. 7 октября 1971 г. получили фонтан газа дебитом 251,1 тыс. нмУсут. на штуцере 22,66 мм из сеноманских отложений.

Месторождение назвали «Бованенковское» — в честь первого управляющего трестом Ямалнефтегазразведка» Вадима Дмитриевича Бованенко. Промышленная нефтегазоносность связана с отложениями от баррема до сеномана включительно. При этом в нижней части разреза находятся газоконденсатные и газовые залежи пластов аптско-барремских ярусов, в верхней части — газовые залежи альб-сеноманского возраста. Состав газа сеноманских отложений (пласт ПК]): метан — 99,026 %, тяжелые углеводороды — 0,038, азот — 0.855, углекислый газ — 0,063 %, сероводород отсутствует. Залежь массивного типа, водоплавающая. Размеры -28,0×57,5 км, высота — 120 м.

Количество газовых промыслов на объекте — три. Общее количество скважин 743, количество кустов скважин — 56. Среднее содержание конденсата в пластовом газе составляет 2,5 грамма на кубический метр.

Запуск проекта намечался на 3 квартал 2011 г, в июне 2009 г в связи со снижением спроса на газ срок был отложен на 3 квартал 2012 г. В дальнейшем сроки перенесены на 2 квартал 2012 г.

wikimapia.org: Бованенковское нефтегазоконденсатное месторождение

26.04.2012
Газпром : Подготовка к добыче газа на Бованенково — на финишной прямой

19.11.2011
Продолжаются работы по бурению эксплуатационных скважин — с начала строительства уже пробурено 177 скважин, из них в 114 скважин установлены комплексы подземного оборудования. Продолжается строительство газотранспортных мощностей для транспортировки газа – сварено 1111 километров из более 1200 километров системы магистральных газопроводов «Бованенково – Ухта», 1003 километров уложено в траншею и засыпано. Окончено испытание 1-й нитки перехода через Байдарацкую губу, ведется строительство 2-й и 3-й ниток перехода. В настоящее время на компрессорной станции «Байдарацкая» ведутся пусконаладочные работы.

Shell начала бурение сланцевого газа на Украине

Англо-голландская нефтегазовая корпорация Shell и украинская «Укргазодобыча» начали бурение первой поисковой скважины в поисках сланцевого газа в Харьковской области. Об этом сообщает «Корреспондент.net». Скважина Беляевская-400 находится близ села Веселое в Первомайском районе.

В церемонии начала бурения принял участие украинский президент Виктор Янукович, министр энергетики Юрий Бойко и руководитель украинского представительства Shell Грэм Тайли.

Shell подписала первое соглашение о сотрудничестве с «Укргаздобычей» еще в середине 2006 года. В 2007 году стороны утвердили соглашение о разработке Донецко-Днепровской впадины, однако там была проведена лишь предварительная разведка.

Соглашение о бурении газа в Харьковской области было подписано в сентябре 2011 года. Речь шла о шести лицензионных участках общей территорией в 1300 квадратных километров. Инвестиции в проект должны составить 800 миллионов долларов.

Власти Украины неоднократно заявляли, что хотели бы значительно сократить закупки газа в России и увеличить добычу углеводородов внутри страны. Речь в первую очередь идет о сланцевом газе, запасы которого, по предварительным подсчетам Киева, составляют 30 триллионов кубометров.

Индустрия добычи сланцевого газа особенно быстро развивалась в 2000-е годы США, после чего и другие страны, в частности, Китай, стали обращать внимание на перспективный ресурс. Однако некоторые государства решили запретить добычу этого нетрадиционного вида топлива из-за беспокойства по поводу возможных экологических последствий.
http://www.newsland.ru/news/detail/id/1062779/

13 Июля 2012
Компания-гигант Shell выиграла тендер на добычу газа в Донбассе

В шести районах на 20 платформах будут добывать газ с большой глубины
Международный гигант «Шелл» настойчиво движется к заветной цели — добыче газа уплотненных пещанников в Донецкой области на «Юзовской площадке».

В мае у нефтегазовой компании наконец наметился прогресс — иностранцы выиграли тендер на заключение соглашения о разделе продукции (СРП) с нашей страной (процедура была запущена в конце 2010 года). А на прошлой неделе представители «Шелл» приезжали в Донецк закрепить успех. Они встретились с заместителями губернатора и главы облсовета — Александром Фоменко и Александром Кравцовым, рассказали о себе, особенностях добычи газа в регионе и перспективах разработки «Юзовской площадки».

«У нас была ознакомительная встреча с компанией «Шелл» не просто как с претендентом на добычу, а как с компанией-победителем тендера на СРП. Такого рода соглашений в практике нашей страны еще не было», — пояснил «Сегодня» замгубернатора Александр Фоменко.
О возможных нюансах соглашения о разделе продукции в украинской «Шелл» говорить отказываются. «Идет согласование по всем направлениям — и о разделе продукции, и о размере инвестиций, технические, социальные обязательства и т. д. Как подпишем — будет вся информация», — рассказали «Сегодня» в украинском филиале.

Кстати, по нашим законам, соглашение о разделе продукции может быть рассчитано на 50 лет. Форма сделки предполагает, что добываемый газ будет разделен между государством и «Шелл» в определенной пропорции (в мировой практике, как правило, 50 на 50). При этом обычно такой газ потребляется внутри страны.

Впрочем, некоторые нюансы добычи на «Юзовской площадке» уже известны. Площадь «Юзовской площадки» в Донецкой области — более 5 тыс. квадратных метров, расположена она в шести районах области (см. карту). Общие запасы газа плотных пород (его еще называют газом нетрадиционных ловушек), которые находятся на глубине 4,5—5 км, предварительно оцениваются государством в 4 трлн куб. м.

«Исходя из информации о проекте на этапе принятия решения о присуждении тендерной победы, весь проект разбивается на три фазы. Первая — разведка, она предварительно оценена в 800 млн грн и займет до 3 лет. Вторая — оценка месторождения. Это также займет около трех лет, инвестиции «Шелл» составят 1,6—2 млрд грн. И, наконец, промразработка. Вот здесь еще нет даже приблизительных цифр, но это будут миллиарды гривен», — говорит Александр Фоменко.

Местные власти оценивают приход «Шелл» позитивно и будут встречаться с представителями гиганта к концу этого года (хотя в кулуарах последние несколько месяцев ходили слухи, что добыча такого топлива интересна и местному крупному бизнесу).

«Слухи я не комментирую. «Шелл» — один из мировых лидеров по добыче нефти и газа со 100 тысячами работников на разных континентах. Компания обладает всеми необходимыми технологиями для разработки газа в таких тяжелых условиях, как у нас. К тому же они здесь с 1992 года, делают ставку на нашу рабочую силу. Исходя из мирового опыта, одну буровую платформу обслуживает 10 человек, при 15—20 платформах будут работать не менее 200 человек», — поясняет Александр Фоменко.

В конкурсе на право подписать СРП на «Юзовском месторождении» принимали участие семь игроков. Причина аншлага — высокие цены на природный газ в стране. Даст ли обратный ход государство в пользу других игроков — не известно. Но местные власти считают, что «Шелл» морально и материально готова, чтобы осуществить этот проект.
http://www.segodnya.ua/ukraine/haz.html

Подробные карты Донецкой области

Топографические карты областей Украины 1:200000, приблизительно 2006 года

— — — — — — —
Usgs Assessment: Dnieper–Donets Basin Province and Pripyat Basin Province

Figure 1. Generalized map showing the boundaries of the Pripyat Basin and Dnieper-Donets Basin geologic provinces (red lines), centerpoints of oil and gas fields (green and red circles, respectively),

Сланцевый газ – проблемы и перспективы добычи на Украине
— — — — — — —

Выводы
1) То, что называют «в поисками сланцевого газа», понимая под этом некий нетрадиционный газ, в действительности является просто бурением на газ в пределах известного НГБ Днепровско-Донецкой впадины. На карте Usgs Assessment указано, что в тех районах уже есть действующие газовые месторождения

2) Шелл помимо ее «опыта добычи сланцевого газ», очевидно, ознакомилась с геологической изученностью данного района:
— данные по скважинам
— данные сейсморазведки
— прогнозные геологические данные по плотности запасов

3) Переход сразу к бурению, минуя стадию сейсморазведки (и желательно 3D) говорит только о хорошей изученности территории, весьма вероятном наличии неразбуренных структур, на одной из которых стали закладывать скважину 🙂

4) Сам призыв заморских варягов на уже готовое, как представляется, означает то, что местные нефтегазопоисковые и нефтегазодобывающие организации не могут найти финансирования в том числе и от своего правительства на столь рискованные и малоприбыльные проекты.

5) В любой нефтегазоносной провинции, а особенно в б.СССР, есть так называемые непромышленные залежи углеводородов: на структурах выполнены сейсморазведка и бурение, но притоки оказались меньше, чем считалось рентабельным добывать на тот момент, в связи с этим месторождение никак не обустраивалось. А потом начались экономические потрясения 1990-х в б.СССР, и уже было не до новых, но малорентабельных месторождений.

6) Вероятно, в специализированных украинских журналах геологической и нефтегазовой тематики можно найти относительно свежие данные про тот район.

7) О «сланцевом» газе можно говорить только после анализа состава газа и его существенного отличия от газа соседних месторождений.

8) И о термине «сланцевый газ» в отчетах на сайте eia.gov
Natural Gas Monthly, Release Date: September 28, 2012 — ни одного упоминания

Monthly Energy Review, October 2012 — 2 упоминания, в пояснениях в конце

Annual Energy Review, Release Date: September 27, 2012
5 упоминаний в контексте 2009, 2 упоминания в пояснениях

3 упоминания в Table 6.2 Natural Gas Production, Selected Years, 1949-2011, включая
Beginning in 2010, natural gas gross withdrawals from coalbed wells and shale gas wells are included in «Natural Gas Wells»

2 упоминания в Table 6.4 Natural Gas Gross Withdrawals and Natural Gas Well Productivity, Selected Years, 1960-2011, включая
Gross Withdrawals From Natural Gas Wells — Beginning in 2007, includes natural gas gross withdrawals from coalbed wells, and beginning in 2008, from shale gas wells

4 упоминания в пояснения в конце

Итого, «сланцевый газ» в официальной американской статистике выделяется только в 2008 и 2009 гг.

iimes.ru: Израильская нефть, история вопроса

30 сентября, 2012

В отчетах израильского статистического бюро, информация о странах, поставщиков нефтепродуктов, не приводится. Данные по этим операциям даны отдельным блоком, где перечислены все закупаемые энергоносители от угля и газа, до торфа и солярки. Их закупками ведает единая государственная компания. Эксперты полагают, что причина такой «непрозрачности» кроется в том, что часть сделок проходит через оффшорные зоны, а часть реэкспортируется из тех нефтедобывающих стран, которые не хотят афишировать свои связи с Израилем.

По данным израильского института экспорта, объём закупок нефтепродуктов занимает существенное место в общем объёме израильского импорта, составляя от 17% до 20% общих затрат. При этом в общем объёме закупок нефтепродуктов существенное место (в среднем более 60%) занимают закупки сырой нефти.

Ориентировочно, в последние годы Израиль закупал от 10 до 12 млн тонн сырой нефти. Традиционно, главными источники импорта нефти были Египет, Скандинавские страны, Западная Африка и Мексика. В среднем, в статистическим отчете, фигурирует до ста продавцов нефтепродуктов, большая часть из которых «засекречена». В последние годы Израиль увеличил импорт нефтепродуктов из России, а теперь практически половину из них он закупает напрямую из стран СНГ, в основном из России, Азербайджана и Казахстана.

Разведка на нефть в подмандатной Палестине

Наличие значительных запасов нефти в соседних арабских странах, всегда служило предположением того, что и в Израиле могут быть нефтяные месторождения. Разведка нефти в Израиле с переменным успехом, велась практически с начала прошлого века. Еще в 1914 году американская компания предприняла попытки начать здесь разведочное бурение на нефть, но ее планам помешало начало Первой мировой войны. В дальнейшем уже во времена Британского мандата в 1933 году было принято решение об обязательном геологическом исследовании поверхностных и подземных почв в регионе и подготовки геологической карты или модели исследуемой области.

Эти исследования позволили предположить возможность существования нефтяных месторождений в северном районе пустыни Негев. Основываясь на их результатах Иракская нефтяная компания (Iraq Petroleum Company), дочерняя компания «British Petroleum» начинает бурение в данном регионе. Однако в связи с техническими трудностями и началом сначала арабского восстания, а затем и Второй мировой войны работы были заморожены. В это же период был построен первый нефтепровод Киркук – Хайфа протяженностью 942 км., который поставлял сырую нефть из Ирака на Хайфский нефтеперерабатывающий завод на побережье Средиземного моря. После создания Государства Израиль в 1948 году, данный нефтепровод был заморожен.

С самого начала создания Государства Израиль, правительство прикладывало много сил для поиска различных путей поставок энергоносителей в страну, в том числе и для поиска нефти на своей территории. В 1952 году был принят «Закон о нефти», который, включая поправки от 1965 и 1989 годов, регулирует права и обязанности компаний по поиску и добычи нефти и газа и других видов топлива, а так же и включают в себя все вопросы взаиморасчета нефтяных компаний с государством. В 2010 году в связи с открытием газовых месторождений в море был создан «Комитет по анализу налогово-бюджетной политики по добыче нефти и газа в Израиле» (Sheshinski Committee), который разрабатывал новые критерии и налоги, для нефтяных компаний, разрабатывающих израильский шельф.

Первая израильская нефть

Для проведения разведочных работ и поиску нефти была создана государственная нефтяная компания «Лапидот». В 1955 году компания начала бурение в районе города Сдерот и утром в пятницу 23 сентября за несколько дней до Йом Кипура (Судного дня) с глубины 1515 метров пошла первая нефть. Это открытие вызвало бурю эмоций в молодом государстве. Этому событию были посвящены все заголовки газет и даже была написана песня «Нефть течет», которая со временем стала хитом. Бутылки с нефтью «Сделано в Израиле» массово продавались в Израиле и за рубежом в среде еврейских общин. Весь о том, что Израиль собирается стать нефтяной державой резко подняло котировки облигаций израильского правительства. За годы прошедшие после этого события, на месторождении Хелец, площадью 229,6 кв. км, было пробурено более 80 скважин, из которых было добыто почти 18 млн баррелей нефти. На сегодняшний день на участке работает лишь несколько станков-качалок, дающих до 100 баррелей в день. Хотя по подсчетам специалистов из месторождения, путем применения вторичных методов, можно добыть еще как минимум 10 млн баррелей нефти.

За период с начала добычи первой нефти, на территории Израиля было пробурено около 500 скважин. Часть из них, на месторождении в районе города Кирьят Шмона, давало несколько лет газ, хватавший для освещения и обогрева ряда соседних кибуцев. Часть скважин в районе Мертвого моря давали неплохую нефть, а ряд поселков этого региона, до сих пор живут за счет поставляемого им из скважин газа. Да и сегодня по всей стране работает десяток скважин дающих либо нефть, либо газ, но все это не в коммерческих объёмах.

Был период, когда практически все в Израиле искали нефть. Часть из них использовали последние, на тот момент достижения науки и техники, часть использовали рассказы и пророчества из Ветхого завета, но редко кому из них везло. В основном в выигрыше были те, кто удачно торговал акциями нефтяных компаний на израильской бирже. В период конца восьмидесятых и начала девяностых годов, регулярно печатались сообщения, о «следах нефти» в той или иной скважине, компаний игравшей на бирже. Но после двух трех дней ажиотажа и взлета котировок акций, появлялись сообщения, что проявленный «оптимизм, был не оправдан». Эти игры частично приводили к краху большей части «биржевых нефтяников», а вместе с ними множества частных вкладчиков, что в итоге привело к падению биржи в начале 90-х годов.

В этот период все попытки найти нефть в коммерческих количествах не увенчались успехом, в результате чего Израиль оставался очень сильно зависим от внешних поставок всех видов нефтепродуктов. К примеру, в 2004 году в Израиле добывалось не более 3200 баррелей нефти в день, а только ежедневное потребление составляло около четверти миллиона баррелей нефти в день.

Чужая нефть, как своя.

В 1967 году после победы над Египтом в Шестидневной войне Израиль взял под свой контроль месторождение Абу-Родес, на юге Синайского полуострова. На месторождении начала работать государственная компания «Нативей нефть», которая наладила добычу и поставку сырой нефти в Израиль. На месторождении вырос целый поселок «Пламя», где трудились израильские специалисты. В этот период с месторождения Абу-Родес в Израиль поставлялось практически половина от всего объема потребляемой им нефти. После заключения в Кемп-Дэвиде мирного договора с Египтом, Израиль ушел с Синайского полуострова и ликвидировал поселок нефтяников на Абу-Родосе, а так же согласился выплатить компенсацию за нефть, добытую им на оккупированной территории.

Недавнее прошлое

В 1996 году государственная нефтяная компания «Лапидот», была приватизирована, и ее сначала приобрёл бизнесмен Брюс Раппопорт, а потом она перешла под контроль Якова Люксембурга. Компания продолжала работы по добычи нефти на старом месторождении Хелец, а в 2004 году была преобразована в товарищество с ограниченной ответственностью «Лапидот» и вышла на Тель-авивскую фондовую биржу. Сегодня компания специализируется на разработке и эксплуатации наземных нефтяных и газовых скважин, параллельно предоставляя все виды сопутствующих услуг, связанных с разведкой и добычей нефти. С момента своего создания компания пробурила более четырех сотен скважин на суше в Израиле и в ряде стран мира.

После резкого падения объемов добычи нефти на месторождении Хелец , «Лапидот», на основании проведенных исследований, объявило о возобновлении бурения в этом районе и о возможной дополнительной добычи около 10-20 мл. баррелей нефти, а так же до 300 млн куб. м природного газа. Однако скважины, пробурённые на глубины 1600-3500 метров не дали никаких положительных результатов. После бесплодных поисков в 2010 году Управления земельных ресурсов Израиля потребовало от «Лапидот» вернуть 31,5 млн шекелей использованных якобы не по целевому назначению. Этот спор между «Лапидот» и государством еще не закончен.

Поиски с «божью» помощью.

В начале 90-х годов на израильский рынок нефтедобычи, вышла компания «Givot olam oil Ltd». Основателем выступил бывший геолог из Москвы Тувия Ласкин, эмигрировавший в 1960 году в Канаду, где он работал в корпорации Shell, а потом перебрался в Сидней. Здесь он познакомился с представителями ХАБАДа и вернулся в религию. По словам самого Ласкина, именно в религии, в святом писании он нашел указание, о том, где искать нефть в Израиле. Но прежде чем начать свои поиски он получил благословения от Любавического ребе и ряда авторитетных раввинов страны. Основанная им компания ведет разработку месторождения Мегед, практически в центре страны, в районе Рош Айна.

В период с 1994 по 2010 годы компания с помощью биржи и вкладчиков привлекла около 200 миллионов шек. для производства буровых работ. За этот период было пробурено четыре скважин, первые три оказались сухими, а вот последняя «Магед 5» оказалась более чем успешная. В июле 2010 года компания заявила, что добыча на скважине «Мегед 5» является «коммерческой» и может составлять 470 баррелей нефти в день. В дальнейшем было заявлено, что дебит скважины был доведен до 800 баррелей в сутки. В третьем квартале 2011 года компания впервые представила отчет с чистой прибылью, от продажи 67 тысяч баррелей нефти.

Компания планирует начать бурение еще на трех участках, но в данный момент ее останавливает множество бюрократических и административных препон, связанных с тем, что разрешения на поисковое бурение, резко, в бюрократическим смысле, отличиться от разрешений на бурение, при разработке уже открытого месторождения.

Завтрашний день

Уголь и газ для израильских электростанций и предприятий был так же всегда привозной, при этом Израиль никогда не оставляя попыток найти собственный газ, практически не прилагал ни каких усилий для разработки своих огромных залежей горючих сланцев.

Начиная с 2005 года, основным поставщиком газа в Израиль был Египет. Однако в связи событиями «арабской весны» в Египте и неоднократными диверсиями, на синайской части газопровода, в 2011 году Израиль фактически лишился этих поставок. В результате чего Израиль был срочно вынужден искать им альтернативу, заключив договор с концерном British Petroleum на поставку сжиженного газа (LNG). В борьбе за право поставлять сжиженный газ в Израиль британскому концерну удалось обойти российский «Газпром» и итальянскую ENI. По условиям контракта израильская электрическая компания «Хеврат Хашмаль» будет закупать 150 млн куб. м сжиженного газа, в течение 6 месяцев начиная с декабря 2012 года.

В 1999 году на шельфе у берегов города Ашкелон было обнаружено крупнейшее месторождение природного газа «Ноа». В 2000 году на соседнем участке «Мери Б» так же был обнаружен газ в промышленных масштабах, который начиная с 2004 года стал регулярно подаваться на ашкелонскую электростанцию. В 2009 году примерно в 90 милях от города Хайфы было обнаружено газовое месторождение «Тамар», в дальнейшем были открыты месторождения «Далит» и «Левиафан». Стоит учесть, что разведка и добычи природного газа на израильском шельфе сопряжена с определенными трудностями, ведь глубина моря на разведанных участках колеблется от 200 до 1400 метров, а сами газоносные пласты залегают в интервалах от 2,5 до 4,5 км. Практически все бурение видеться с плавучих буровых, число которых постоянно растет.

По сообщению ряда официальных источников, а так же различных компаний, ведущих сегодня разведу на израильском шельфе, только доказанных запасов газа на месторождениях «Тамар», «Мери Б» и «Ноа», около 278 млрд куб. м. А условные запасы газа на месторождениях «Левиафан», «Далит» и «Танин», находящихся в израильской эксклюзивной экономической зоне, приближаются к 522 млрд куб. м. По информации различных геологических и поисковых служб перспективные ресурсы газа на израильском шельфе составляют еще более 680 млрд куб. м.

Практически все специалисты сходиться во мнении, что под разведанными газовыми месторождениями на глубинах в 5-6 км, находятся нефтяные поля. Правда, до них еще надо добраться, однако уже сегодня перспективные ресурсы нефти оцениваться почти 1,400 млн баррелей. Так что в вопросе об израильской нефти еще рано ставить точку.
http://www.iimes.ru/?p=15695

Рейтер: Уменьшение добычи нефти в Азербайджане

Агентство Новости Армении-NEWS.am представляет с некоторыми сокращениями анализ Тома Бергина относительно ощутимого снижения доходов от азербайджанской нефти, опубликованный агентством Рейтер
Читать далее

trubagaz: Газоконденсатное месторождение Фороз

Газоконденсатное месторождение Фороз расположено в 30 км к юго-востоку от иранского острова Киш (рис. 1). В геологическом отношении оно приурочено к нефтегазоносному бассейну Персидского залива – крупнейшей в мире области нефтегазонакопления, в которой сосредоточено до 70% разведанных запасов нефти мира.

В строении Персидского нефтегазоносного бассейна главную роль играют палеозойские, мезозойские и кайнозойские породы, суммарная мощность которых может превышать 15 км. Впадина Персидского залива находится в тылу горно-складчатых сооружений Загроса (береговая часть Южного Ирана), поэтому слагающие его породы образуют систему линейно-вытянутых складок, которые осложнены разрывными нарушениями, прорывающими структурами соляных куполов и региональных поднятий. Такие структурные факторы, как крупные антиклинальные складки, соляные купола, поднятия и разломы обусловливают возникновение структурных ловушек, контролирующих формирование газовых и нефтяных месторождений региона. Кроме того, в разрезе бассейна имеется целый ряд регионально развитых карбонатных и песчано-алевритовых комплексов, обладающих высокими коллекторскими свойствами. Продуктивными являются миоценовые, палеогеновые, меловые, юрские, триасовые и пермские преимущественно карбонатные резервуары.

Месторождение Фороз было открыто в 2010 году. Ранее в 2006 году на юго-восточной оконечности острова Киш (рис. 2) было открыто одноименное газоконденсатное месторождение Киш с запасами около 1 трлн. м3 газа и 100 млн. м3 газоконденсата. Геологические же запасы месторождения Фороз составляют не менее 700 млрд. м3 газа и до 300 млн. м3 конденсата.
http://www.trubagaz.ru/gkm/gazokondensatnoe-mestorozhdenie-foroz/


http://interfaxenergy.com/natural-gas-news-analysis/middle-east/isolated-iran-talks-up-gulf-gas-deals/

crustgroup: Запасы российских месторождений нефти и газа

http://crustgroup.livejournal.com/23292.html

— — — —
Из комментариев к записи
— В табличке баррели и кубометры это по какой категории?
— В основном, где это было явно указано — А+В+С1+С2 в российской классификации. Что уже подсекли скважинами.

— а табличка с запасами она из открытого доступа или ваша компиляция?
— Компиляция из отрытых источников Сети. Табличка неполная, я её сейчас потихоньку дополняю.

Литий в России

[01.02.12]
Новосибирский завод химконцентратов в 2011 году произвел и реализовал более 1300 килограмм изотопа лития-7, что является самым высоким показателем за всю историю завода, сообщает сайт топливной компании «ТВЭЛ», в которую входит завод.

Как говорится в сообщении компании, достигнутый показатель соответствует порядка 70 % мирового потребления лития-7.

«Этот продукт используется в ядерной энергетике в качестве добавки в теплоноситель первого контура реакторов западного дизайна PWR для корректировки водно-химического режима, а также в производстве химических реагентов для ядерной энергетики в качестве основного компонента при подготовке ионообменных мембран ядерного класса, входящих в состав оборудования водоподготовки реакторов PWR», — поясняется на сайте компании «ТВЭЛ».

ОАО «Новосибирский завод химконцентратов» — один из ведущих мировых производителей ядерного топлива для АЭС и исследовательских реакторов России и зарубежных стран. Единственный российский производитель металлического лития и его солей. Входит в состав топливной компании «ТВЭЛ» Госкорпорации «Росатом» (www.nccp.ru). По данным системы «СПАРК-Интерфакс», выручка за 9 месяцев 2011 года составила 2,651 млрд руб., чистый убыток — 151,493 млн руб.; за 2010 год выручка составила 4,961 млрд руб., чистая прибыль — 368,721 млн руб.
http://news.ngs.ru/more/327577/

Мировой рынок лития и его соединений (2006)
5. Россия на мировом рынке лития и его соединений
Сегодня практически 80% продаж литиевой продукции на российском рынке осуществляет ОАО «Новосибирский завод химконцентратов» (Новосибирск) – единственный в России продуцент чистой литиевой продукции, который поставляет литий отечественным потребителям и за рубеж.

Общая потребность в металлическом литии на внутреннем рынке не превышает 24 тонн/год, что связано с использованием альтернативных материалов для анодов в производстве химических источников тока, цветной металлургии и органическом синтезе, а также финансовыми затруднениями, которые в настоящее время испытывает ряд крупных государственных предприятий – потребителей металлического лития. Подобное положение дел является одной из причин, по которым новосибирский литий в основном экспортируется. Среди значимых зарубежных партнеров – японские, американские и немецкие компании, заинтересованные в поставках металлического лития батарейного сорта (в цилиндрах) для литиевых батарей.

Как показывает таможенная статистика, в Россию значителен импорт сырьевых карбоната и гидроксида лития из Чили, Китая и США: несмотря на то что Россия располагает собственными источниками сырья, гораздо дешевле закупать его за рубежом, чем добывать самостоятельно. И если экспортные продажи карбоната лития практически отсутствуют, то российские гидроксид и хлорид лития поставляются в Японию и европейские страны, например, в Германию.

Традиционно цены на литиевую продукцию являются договорными и зависят от требований заказчика и качества материала, поэтому ценовая информация оказывается зачастую недоступной. Эпизодически цены на литий металлический публикуются US Geological Survey (USGS), Chemical Marketing Reporter (CMR) и, весьма приблизительно, приводятся в таможенной статистике по странам-потребителям.

http://www.mavriz.ru/articles/2006/5/4498.html

Федеральная целевая программа «Добыча, производство и потребление лития и бериллия. Развитие производства тантала, ниобия и олова на предприятиях Министерства Российской Федерации
по атомной энергии». Принята в 1996 г., Документ недействующий
Утратила силу на основании постановления Правительства Российской Федерации от 9 сентября 2004 года N 464

Литий, бериллий, тантал и ниобий распоряжением Правительства Российской Федерации от 16 января 1996 г. N 50-р отнесены к стратегическим металлам. В связи с этим возникает проблема сохранения в России источника сырья для производства литиевого и бериллиевого концентратов. Отсутствие собственного бериллиевого производства ставит Россию в зависимость от импорта этой продукции.

Руды основных российских месторождений содержат, как правило, в своем составе несколько элементов из рассматриваемой группы металлов, что приводит к необходимости комплексного подхода к решению задач их добычи и переработки (литий является в ряде случаев попутным продуктом при обогащении тантал- и ниобийсодержащих руд).

Забайкальский регион является единственной в России разрабатываемой рудной базой по производству литиевых и бериллиевых концентратов. Единственный в Российской Федерации источник литиевого сырья Завитинское месторождение (Читинская область), разрабатываемое открытым способом Забайкальским горно-обогатительным комбинатом, в настоящее время не эксплуатируется.

Основным производителем литиевой продукции на российском рынке является ОАО «Новосибирский завод химконцентратов» (Новосибирск) – единственный в России продуцент чистой литиевой продукции, который поставляет литий отечественным потребителям и за рубеж.
Среди производителей литиевой продукции высоких переделов можно отметить ОАО «Литий-Элемент», который является правопреемником НИИХИТ и фактически единственным предприятием подобного рода на территории России в области разработки и производства химических источников тока с литиевым анодом серий: МРЛ, ИЛ, ампульных и тепловых.

В 2009 году производство лития в России увелияилось на 1,3%. Кроме того в 2009 году малозаметный объем импорта увеличился на 21,1%, а объем экспорта снизился на 29,2%. Таким образом потребление металла в 2009 году в России составило 128,2 тонны. В 2010 году по оценкам аналитиков METALRESEARCH, а также по экспертным данным объем импорта снизился, экспорт лития увеличился на 40,4%. Производство лития увеличилось только на 4,4%. Потребление лития в 2010 году по оценкам аналитиков METALRESEARCH снизилось на 34,1%.
http://www.metalresearch.ru/news11652.html

Состояние и преспективы развития сырьевой базы лития

Литий – один из немногих редких металлов, мировое потребление которого исчисляется тысячами тонн. В промышленности литий используется в виде мине ральных (сподуменовых) концентратов (30-35% суммарного потребления), хими ческих соединений и металла. В минеральной форме он применяется в производ стве термостойкой керамики, жаропрочных стекол, фритт и глазурей. Из химиче ских соединений наибольшим спросом пользуется карбонат, применяемый в элек тролизе алюминия, производстве стекла, керамики, литиевых аккумуляторных ба тарей. Другие соединения лития используются в качестве консистентных смазок в военной технике, в производстве кондиционеров, холодильных установок и пр. Наиболее быстрыми темпами в последние годы росло потребление лития в произ водстве литиевых ионных и полимерных батарей. Большой потенциал роста по требности в литии связан с термоядерной энергетикой. В связи с резким скачком в развитии аэрокосмической и военной техники возрастет потребление лития в про изводстве алюминий-литиевых сплавов.

Запасы
По объему запасов лития Россия занимает одно из ведущих мест в мире. В структуре балансовых запасов ведущую роль играют пегматитовые место рождения (75%), тогда как в мире 76% запасов приходится на рапу соляных озер. Пегматитовые месторождения России представлены наиболее пригодными для обогащения типами руд с освоенной отечественной промышленностью техно логией. По запасам и содержанию пегматитовые месторождения России несколько мельче и беднее зарубежных, но их освоение в принципе возможно. Главное препятствие в их освоении – расположение в неосвоенных и недоступных районах.

Многовариантная переоценка шести пегматитовых месторождений лития, прове денная в ИМГРЭ (Линде, 2000), показала, что наилучшими показателями экономи ческой эффективности освоения обладает Колмозерское месторождение.

Другие типы балансовых месторождений России по всей вероятности не будут служить источником лития в обозримом будущем. Месторождения редко металльных гранитов, где литий является попутным компонентом, не представ ляют промышленного интереса, поскольку в обозримом будущем на них не предполагается организация попутного производства лития. Месторождения слюдисто-флюоритовых метасоматитов представлены мелкими сырьевыми объ ектами. На них принципиально возможна организация попутного производства

Прогнозные ресурсы

Утвержденные МПР прогнозные ресурсы лития на данный момент отсутствуют. В настоящее время завершаются поисково- оценочные работы в Ташелгинском пегматитовом рудном районе в Кемеров ской области. На 08.06.2007 г. ИМГРЭ апробировало и рекомендовало к ут верждению прогнозные ресурсы оксида лития категории Р2 рудного поля «Мраморное» в пределах Ташелгинского рудного района в количестве 67 тыс. тонн при содержании 0,85%.

Большие неучтенные ресурсы лития связаны с пластовыми рассолами в районах разведочных и добычных работ на углеводородное сырье в Восточной Сибири. Только в Ангаро-Ленском бассейне известно 35 скважин с самоизли вающимися рассолами, создающими проблемы в окружающей среде. Рассолы со держат Mg, Ca, Br, Li, Sr.

На некоторых реках из-за сброса рассолов минерализа ция увеличилась до 14 г/л, что во много раз превышает экологические нормы. Из ливающаяся разведочная скважина 3Р на Ковыктинской площади с начальным дебитом 7000 м3/сутки и содержанием лития 480 мг/л дала начало Знаменскому месторождению литиеносных рассолов. Экспериментальные работы с рассолами Знаменского месторождения, проводившиеся на Новосибирском ЗХК, показали принципиальную возможность извлечения литиевых солей по более дешевой се бестоимости по сравнению с их добычей из других источников сырья, в том числе чилийским карбонатом лития.

В настоящее время на Знаменской промплощадке из рассолов извлекается хлорид кальций магниевый (соль ХКМ). Извлечение лития требует доработки технологии и организационных усилий по реализации по лучаемых продуктов. Максимально возможное производство лития в год на Зна менском месторождении планируется в количестве 1320 т лития (Технологиче ский…, 1994), что обеспечит минимальную внутреннюю потребность России на 2020 год. При вводе в действие газопровода в Китай (2010-2012 гг.) эксплуатация на полную мощность вновь открытых крупных и уникальных газоконденсатных месторождений (Ковыктинское, Левобережное) обеспечит рассолами относитель но близко расположенную Знаменскую промышленную площадку.

По мере истощения углеводородных скоплений увеличивается при эксплуа тации количество извлекаемых попутных рассолов. По сообщениям Богданова В.С. и Гребневой П.И. (ФГУП ВостСибНИИГГиМС, 2000 г., 2004 г.) суммарная добыча попутных рассолов на Верхнечонском газонефтяном месторождении за период раз работки (56 лет) прогнозируется до 632 миллионов тонн. При среднем содержании лития в пластовых водах этого месторождения 30 мг/л будет добыто 18960 т лития, в среднем – 338 т за год. На Ярактинском газонефтяном месторождении суммарная добыча попутных рассолов за период разработки (25 лет) прогнозируется в количе стве 68 миллионов тонн. Содержание лития в рассолах этого месторождения 49 мг/л, соответственно, будет добыто 3366 т лития (134 т лития в год). Для отработки таких объектов, как Верхнечонское и Ярактинское месторождения, можно исполь зовать модульные варианты с производительностью хлористого лития 60 т/г и эле ментарного брома 80 т/г. Эти модули можно использовать и для разбросанных оди ночных скважин на режиме самоизлива.

Для практического освоения этого нового источника сырья необходимо с участием экологических служб России добиться включения в лицензионные со глашения на отработку месторождений углеводородного сырья обязательного требования по утилизации рассолов.

Список литературы
Линде Т.П. Экономическая оценка и перспективы использования минерально- сырьевой базы лития. ИМГРЭ. 2000.
Технологический регламент для проектирования опытно-промышленного предприятия по получению соединений лития из рассолов Жигаловского района Ир- кутской области. НПАО «Экостар», 1994 г.
http://www.74rif.ru/Li-ruda.html
http://www.minsoc.ru/FilesBase/2007-2-24-0.pdf

В пределах Северо-Западного федерального округа (СЗФО)
Литий. Основные запасы лития сосредоточены в 3 месторождениях сподуменовых пегматитов в Ловозерском районе Мурманской области: Колмозерском, Полмостундровском и Вороньетундровском. Месторождения разведаны, на них пройдены опытные карьеры с отбором технологических проб массой до 45 т, запасы утверждены в ГКЗ.

Месторождения Колмозерское и Полмостундровское представлены серией пегматитовых жил протяженностью 1000-1400 м и мощностью от 7 до 30 м. Содержание окиси лития – 1,14-1,25 %. Попутными компонентами являются тантал, ниобий, бериллий с содержаниями в тысячные доли процента. Обогатимость руд при испытаниях технологических проб составила для Колмозерского месторождения: сподуменовый концентрат – 4,4-6,0 % LiO2 при извлечении 93,5 %; танталит-колумбитовый концентрат – 21,1 % тантала и 20,75 % ниобия при извлекаемости 47,18 и 51,7 % соответственно; бериллиевый концентрат – 3 % при извлечении 61 %. Для Полмостундровского месторождения: сподуменовый концентрат – 5,1 % LiO2 при извлечении 90 %; танталит-колумбитовый концентрат – 8,7 % тантала и 30,4 % ниобия при извлекаемости 28 и 59 % соответственно; бериллиевый концентрат получен не был.

На базе Колмозерского месторождения возможна организация открытой добычи с годовой производительностью предприятия 750 тыс. т руды, годовой выпуск – 103 тыс. т керамического сподумена, 2 тыс. т карбоната лития, 30 т пентафторида тантала и 38 т пентафторида ниобия. Обеспеченность запасами – более 65 лет.

Полмостундровское и Вороньетундровское месторождения могут служить резервом еще на 25-30 лет.
http://www.vipstd.ru/gim/content/view/710/76/

10.08.2011
В РФ построен завод по производству литий-ионных аккумуляторов

Сегодня основными мировыми поставщиками лития являются Чили и Боливия. Там добыча лития очень проста: экскаваторы просто черпают соль с высохших соляных озер, из которой затем выделяют карбонат лития, а из него уже получается металлический литий и другие его соли. Запасы в Южной Америке велики, и хватит их надолго. Другой вопрос, что цены растут вслед за спросом. Однако запасы лития есть и в России!

Разработка в России дороже, но при определенном мировом уровне цен на литий мы вполне можем начать осваивать и собственные месторождения — пегматиты на Алтае и в Красноярском крае, минерал сподумен (силикат лития и алюминия). Хотя, конечно, из минералов извлекать литий труднее, чем из солей, и конечный продукт будет дороже.

Еще один источник лития — соляные растворы при добыче нефти. Эти соляные растворы — на самом деле побочные отходы, и их вынуждены захоранивать в специальных отстойниках, а из них можно извлекать литий. В общем, при необходимости Россия вполне может себя обеспечить этим на сегодняшний день уже практически стратегическим металлом.
http://www.newsland.ru/news/detail/id/756878/

В одном из крупнейших в мире Колмозерском месторождении сподуменовых пегматитов сосредоточено 48% активных запасов литиевых руд России. На базе этого месторождения возможна организация открытой добычи редкометалльных руд с годовой производительностью карьера до 750 тыс. т., что обеспечит выпуск до 100 тыс. т керамического сподумена, 2 тыс. т карбоната лития, до 70 т пентафторидов тантала и ниобия. Несколько меньший ресурсный потенциал, но более высокое качество руд имеет расположенное в том же рудном районе Полмостундровское месторождение. В 30 км восточнее разведано Вороньетундровское месторождение комплексных редкометалльных пегматитов. В его контуре выделен блок «Васин-мыльк», содержащий 120 000 т богатых поллуцитовых руд со средними содержаниями Cs2 01,68%, LiO2 1,47%, Rb2O 0,85%, Та2O5 0,064%. В Кейвском рудном районе протерозойские амазонитовые ранд-пегматиты содержат малые по масштабам, но уникальные по концентрациям рудные блоки с танталовой, ниобиевой, иттриевой и иттербиевой минерализацией.
http://helion-ltd.ru/collect-to-the-fist/

Обзор рынка лития и его соединений в СНГ.
Июнь, 2011г. 89 страниц, 31 таблица, 15 рисунков. Стоимость отчета 48 тыс. рублей (с НДС)
http://www.infomine.ru/catalog.php?cat=42&id=374

РЫНОК ЩЕЛОЧНО-ЗЕМЕЛЬНЫХ МЕТАЛЛОВ 2010: ЛИТИЙ
Исследование проведено в декабре 2010 года.
Объем отчета — 30 стр.
Отчет содержит 20 таблиц и 10 графиков и диаграмм.
http://www.metalresearch.ru/page51.html
Сокращенная версия (pdf)
http://www.metalresearch.ru/world_li_market_2010_mr_reduced.pdf

rbcdaily: Аукционы и конкурсы Роснедр снова стали интересны нефтяникам

22.08.2012

С начала года на продаже углеводородных месторождений Роснедра заработали 9 млрд руб. Из заявленных аукционов и конкурсов состоялось 30%, это вдвое превышает показатели прошлых лет. Самые дорогие и привлекательные участки достались «Башнефти», ЛУКОЙЛу и «Газпром нефти». Но даже на совсем небольшие нефтяные «лужицы» нашлись покупатели. Но не исключено, что для выполнения плана Минфина по наполняемости бюджета ведомству все же придется выставить на торги долгожданные стратегические месторождения.

Всего на продажу было выставлено 83 участка, из которых новых собственников обрели 26, исходя из данных, опубликованных на официальном сайте Роснедр. При этом 53 аукциона были признаны несостоявшимися из-за отсутствия заявителей — никто из компаний не заинтересовался предложениями. Еще три были отменены по другим причинам. Например, Соболиный участок не был продан из-за ошибки самого ведомства, допущенной организатором в процессе аукциона. Что именно было сделано не так, в сообщении не поясняется, но говорится, что начальнику отдела лицензирования, экономики и бухгалтерского учета Роснедр было объявлено замечание.
В двух других случаях к участию в торгах были не допущены все заявители. Дело в том, что условия проведения аукционов и конкурсов достаточно жесткие — если хотя бы один из пунктов в сведениях о заявители нарушен, юристы имеют право не допустить его к аукциону, пояснил РБК daily источник в Роснедрах. «Там большой список необходимых документов, вплоть до копий паспортов сотрудников предприятия. И если хоть один документ не приложен, в заключении это отмечается. Например, отсутствие выписки по финансам или по технике, например, буровой — может, у них вообще нечем бурить», — отметил собеседник.

За семь месяцев этого года Роснедра заработали только на продаже углеводородных лицензий более 9 млрд руб. Это сопоставимо с результатами за 2010 год, без учета средств от продажи месторождений им. Требса и им. Титова (они ушли «Башнефти» за 18,4 млрд руб.). Как пояснили РБК daily в Минфине, «планируется, что, администрируя разовые платежи в аукционах и проводя экспертизы, Роснедра ежегодно будут пополнять бюджет на 42 млрд руб. вплоть до 2015 года». Амбиции финансового ведомства на 27,5% ниже прошлогодних, когда перед Роснедрами стояла планка в 58 млрд руб.

Если исключить из списка «Роснефть» и «Газпром», которым лицензии на шельфовые месторождения доставались без всяких конкурсов, то видно, что активнее всего в торгах участвовали «Газпром нефть», ЛУКОЙЛ и «Башнефть».

В случае «Башнефти» это объясняется стремлением укрепить позиции в Ямало-Ненецком АО — в окрестностях принадлежащих ей месторождений им.Требса и им.Титова, считает аналитик «Уралсиб Кэпитал» Алексей Кокин. По его мнению, это позволит компании рационально использовать инфраструктуру региона.

Крупные компании все же предпочитают не размениваться по мелочам. ЛУКОЙЛ уже стал обладателем одной из самых дорогих лицензий этого года и теперь ждет торгов по стратегическому Имилорскому месторождению, где сейчас проводит доразведку. «Мы заинтересованы прежде всего в «сквозных» лицензиях, потому что непонятно, как будут возмещаться затраты компании на разведку, если кому-то другому потом отдадут этот участок. Слишком много рисков», — заключил представитель ЛУКОЙЛа.

Возобновился спрос и на маленькие месторождения, которые нефтяники называют «лужицами». Причем если раньше цель приобретения небольших участков была скорее спекулятивная, то сейчас средний бизнес заинтересован в самостоятельной разработке месторождений. «Мы понимаем, что в регионе растет спрос на газомоторное топливо. Мы давно вынашивали идею собственного нефтегазодобывающего бизнеса с перспективой заниматься газопереработкой. Ждали только подходящего месторождения», — рассказывает РБК daily директор «Окагаза» Станислав Питьев. Эта компания приобрела Спортивный участок в Саратовской области за 7,7 млн руб.

http://www.rbcdaily.ru/2012/08/22/tek/562949984564764

Годовой отчет ОАО Зарубежнефть 2011: общие сведения


http://www.nestro.ru/www/webnew.nsf/index/otch_year_rus
http://www.nestro.ru/www/webnew.nsf/index/fin_year_doc_rus/$FILE/report2011.pdf

Самоцветы Казахстана — забытые ценности

Откроем Tengrinews и посмотрим новости, связанные с разными ценными минералами:
— 12 апреля 2012 года — На востоке Казахстана таможенники предотвратили вывоз из республики редких минералов стоимостью 28 миллионов тенге. Контрабандисты спрятали ценный груз в грязном прицепе грузовика и замаскировали под обычные камни. Экспертиза показала, что булыжники являются дорогими минералами: актинолитом, нефритом и жадеитом.
— 22 мая 2012 года — Пограничники ОПК «Хоргос» Пограничной службы КНБ Республики Казахстан задержали гражданина Казахстана, который следовал в КНР. При досмотре в ручной клади казахстанца были обнаружены два ящика с нефритом общим весом более 78 килограммов. Разрешительных документов на вывоз нефрита в Китай задержанный не имеет.

Как мы видим, на наши ценные минералы есть спрос, и кое-кто даже пытается этот спрос удовлетворять, причем в основном нелегально. А наши граждане покупают на рынке дешевую подделку под бирюзу и прочую бижутерию, между тем как в стране есть ресурсы для производства хороших как ювелирных изделий, так и поделок. Так что же есть в недрах Казахстана из драгоценных и поделочных камней?
Возьмем правительственный «Перечень участков недр (месторождений), имеющих стратегическое значение» и посмотрим в него:
Читать далее