Архив меток: месторождений группа Тамбейская

vvva2009: О проекте «Ямал-СПГ»

Как известно у руководства РФ есть скверная привычка — анонсировать какой-либо «мегапроект», якобы очень необходимый для развития страны, выделять огромные средства, а затем попросту разворовывать их. Результаты этих мегапроектов либо нулевые (хорошим примером является попытка разработки Штокмановского месторождения газа) либо очень скромные и бесполезные для страны ( саммит АТЭС в Владивостоке, Сколково, Сочинская Олимпиада и т.д.). В ряду таких проектов находится и попытка разработки Южно-Тамбейского газового месторождения, так называемый проект «Ямал-СПГ».

В чем суть проекта Ямал-СПГ и почему автор так скептически к нему настроен? Хочу сразу сказать, что автор почти три года проработал в государственной корпорации и знает о проекте «Ямал-СПГ» не понаслышке. Знает и о том, как разворовываются деньги в госкорпорациях. Теперь немного информации о проекте:

«Ямал СПГ» – проект по разработке Южно-Тамбейского месторождения с доказанными запасами 1,3 трлн кубометров газа и строительству трех очередей завода по сжижению газа (СПГ) по 5 млн тонн в год каждая. Запуск первой очереди запланирован на конец 2016 года. На проектную мощность «Ямал СПГ» должен выйти в 2018 году. Проект «Ямал СПГ» реализует крупнейший российский независимый производитель газа НОВАТЭК. В рамках проекта планируется разрабатывать Южно-Тамбейское газоконденсатное месторождение на Ямале, построить завод по сжижению газа, создание морского порта в поселке Сабетта на Ямале, строительство аэропорта и танкерного флота ледового класса. Затраты на проект по словам президента РФ В.В. Путина составят более 1 триллиона рублей. К началу сентября 2013 г. частные инвесторы уже вложили в проект свыше 60 млрд руб. В свою очередь за счет государственных средств осуществляется строительство ряда инфраструктурных объектов, в том числе аэропорта Сабетта, который должен открыться в 2014 г. Также в федеральном бюджете зарезервировано почти 47,3 млрд руб. на строительство морского порта», — отметил президент. За счет этих средств в порту углубляют дно, строят судоходный канал в Обской губе. Компании НОВАТЭК и Total (французская нефтегазовая компания) совместно реализуют проект «Ямал СПГ», в настоящее время доля НОВАТЭКа в ОАО «Ямал СПГ» составляет 80%, доля Total — 20%. НОВАТЭК и китайская CNPC подписали в рамках ПМЭФ соглашение о сотрудничестве по проекту «Ямал СПГ», китайская компания получает 20% в проекте. Сделку по продаже доли в проекте планируется закрыть до 1 декабря 2013 года. Соглашением предусмотрено заключение НОВАТЭКом долгосрочного контракта на поставку СПГ в Китай в объеме не менее 3 миллионов тонн СПГ в год.

После данной информации у читателя может возникнуть вопрос –какие автор видит проблемы в реализации данного проекта, если его полностью поддерживает государство и крупнейшие иностранные компании? Хочу сразу сказать, что участие иностранных кампаний не является гарантом реализации проекта, тот же Tоtal участвовал в освоении Штокмановского газового месторождения и ничего не добился. На самом деле проблем у проекта Ямала –СПГ множество и я лишь попробую выделить основные:

1) Местоположение месторождения. Полное отсутствие инфраструктуры — добраться можно только вертолетом, либо в августе-сентябре водой, полное отсутствие людей, суровый арктический климат.
2) Отказ от транспортировки газа трубопроводным транспортом. До ближайшего месторождения газа — Бованенково 150 км. При разработке Бованенково и прокладки трубопровода необходимо было учесть мощности Ямал –СПГ. Вместо трубопроводного варианта транспортировки газом было принято ошибочное решение о строительстве завода по сжижению газа (СПГ) и транспортировки его газовозами. Данное решение ошибочно по следующим основаниям:

— В РФ не возможно строительство газовозов (нет для них построечных мест-сухих доков необходимой длины и ширины). В результате Новатэк заказал строительство 16 газовозов ледового класса для Ямал-СПГ в Южной Корее. Строительство одного такого газовоза стоит от 200 до 220 млн. долларов США. В мире нет опыта хождения газовозов во льдах. Данная ситуация усугубляется некомпетентностью и идиотизмом так называемых «топ-менеджеров» Новатэк, которые утверждают руководству страны о возможности хождения их супер-газовозов во льдах без ледокольного сопровождения. Хотя эти утверждения понятны, так как работа атомного ледокола стоит от 70 000 евро в сутки. При таких тарифах проводка атомными ледоколами газовозов в льдах Арктики сделает полностью нерентабельным проект Ямал-СПГ. Есть и еще один минус ледокольного сопровождения –у РФ к 2021-2022 году останется только один атомный ледокол (как максимум 2), которые не справится с необходимым объемом работ.

— Карта глубин Обской губы показывает, что глубина на входе в Обскую губу не превышает 8-12 метров, а на некоторых участках от северо-восточной оконечности полуострова до Сабетты встречаются участки, где глубина составляет не более 6 метров. Для СПГ танкеров необходимая глубина фарватера должна составлять около 14- 15 метров. Необходимо огромная работа по дноуглублению (до 70 млн. кубов), которая осложняется тем, что у РФ практически нет дноуглубительного флота и его пришлось заказывать в Голландии. Кроме того, дноуглубительный флот может действовать только 2 месяца в году –август и сентябрь, так как в июле в обской губе лед еще тает, а в октябре уже начинается ледообразование и прекращается навигация (сейчас в поселке тамбей -14 градусов). Кстати говоря, в этом году голландцы, работая с 04 августа по 09 октября сумели вычерпать только 10 млн. кубов. Как они до 2016 года вычерпают оставшиеся 60 млн. кубов непонятно.

В данном проекте есть еще множество недостатков, которые я не стал описывать (сложные навигационные условия в Обской губе и Карском море, уникальность строительства завода по сжижению природного газа в условиях российского Заполярья, заносимость морского канала, и как следствие, необходимость в дополнительных работах по дноуглублению и т.д.). По-моему, все с данным проектом ясно – даже если Ямал-СПГ и будет реализован (в чем я сомневаюсь), то это будет супер убыточный проект, а за его реализацию заплатят граждане РФ.

Источники:
http://sdelanounas.ru/blogs/42203/
http://www.atomic-energy.ru/news/2013/04/17/41167
http://sdelanounas.ru/blogs/42203/
http://www.proatom.ru/modules.php?name=News&file=print&sid=1855
http://www.fontanka.ru/2013/07/04/067/
http://www.b-port.com/news/item/103005.html
http://www.vedomosti.ru/companies/news/16785621/putin-chastnye-investory-vlozhili-v-proekt-yamal-spg-svyshe
http://www.arcticway.ru/index.php?id=207
http://www.uralinform.ru/news/economy/183233-putin-nastavil-na-put-istinnyi-stroitelei-yamal-spg/
http://portnews.ru/comments/1675/
http://morvesti.ru/analytics/index.php?ELEMENT_ID=18692&sphrase_id=659006
http://vvva2009.livejournal.com/30885.html

Комментарии в записи
— — —
«можно только вертолетом, либо в августе-сентябре водой»
Ну это Вы сильно загнули.

«При разработке Бованенково и прокладки трубопровода необходимо было учесть мощности Ямал –СПГ.»
А вот тут я не вижу проблем. Добыча на Ямбурге будет падать. Вполне можно кинуть трубу туда, это близко, и качать по старым трубам. Проблема только в Газпроме.

«Строительство одного такого газовоза стоит от 200 до 220 млн. долларов США»
Вот это меня сильно смущает. Норникель строил танкер обычный, а не СПГ и он стоил 100 млн евро при дедвейте 20 тыс тонн. Как то очень дешево у Новатэка выходит. Но ходить без ледокола такой танкер сможет.

В целом с оценкой согласен.

Меня больше всего волнует подходной канал. Если его занесет зимой, придется до лета завод останавливать. Ещё есть вероятность, что от постоянного взламывания там образуется ледовых рубец, который даже атомные ледоколы не возьмут. Обычно в таком случае делают другой канал… Но у нас-то дноуглубление в одном месте.
Еще вопрос, что они будут делать с ледоходом? Останавливать завод перед ледоходом? А если ледоход внезапно пойдет, он не выкинет танкер на мель?
Проект рисковый до жути.

Вот, кстати, первые ласточки:
«внутренняя акватория порта будет искусственно ограждена для защиты от торосов, что приведет к ее изоляции. Из-за этого вода в такой изолированной акватории может промерзнуть до дна, что сделает невозможным судоходство. Поэтому предполагается обеспечить циркулирование теплой воды, подогреваемой специальной котельной и циркулирующей по акватории при помощи водонапорных станций. Благодаря этому температура воды может быть увеличена на 3-4 С. Подобная система не имеет аналогов»
http://portnews.ru/comments/1675/

Будем греть ледовитый океан котельными. И таких кривостей ещё не мало вылезет.
— — —
Насчет ледокольного сопровождения. Суда Норникеля обходятся без ледокольного сопровождения, ходят сами. Если использовать сопровождение, на один танкер надо будет 2 ледокола (ледоколы уже танкера) и ледокольный флот должен будет состоять из нескольких десятков ледоколов. Сами понимаете, этот вариант даже не рассматривается.

Норникель доказал, что такие суда как у них могут сами отлично ходить в этих широтах. Помощь атомных ледоколов им нужна только в экстренных случаях. На этот случай надо будет держать наготове 1-2 атомных ледокола. Но построить из под этот проект придется, это правда.
— — —
Вы же знаете, что даже атомные ледоколы в отдельные годы не могли пройти по СМП, получали повреждения. Без ледокольного сопровождения газовозам точно не пройти, будет трагедия. Тут в августе 2013 танкер получил повреждения от льда. Только в Обской губе льды до 2 метров, в Карском море и более. Вот мнения специалистов:
http://www.korabel.ru/news/comments/padenie_tehnicheskogo_urovnya_sudov_ledovogo_plavaniya_kak_itog_razvala_sssr.html
http://www.proatom.ru/modules.php?name=News&file=print&sid=1855
— — —
Ну чтоб всю зимнюю навигацию, такого не было, на сколько я знаю. А застрять на 1-2 месяца могли, было не раз.

Такого, чтоб впереди танкера шел ледокол, не понадобится. Да и не реально это. Но и полностью без них не обойтись конечно. В местах большого скопления льдов ледокол понадобится.

У них по идее, 2 варианта: идти по приямальской полынье до Карских ворот. В проливе помощь ледокола может понадобится. А дальше в Печерском море уже проще. Второй вариант — обойти Новую Землю сверху, там часто бывает чистая вода.

Если будут хорошие своевременные спутниковые снимки, в большинстве случаев танкеры смогут идти по чистой воде или битому льду. Сами они способны проходить лед до 1,3 метра (если у них как у Норникеля проходимость будет). В Печерском и Баренцевом море больше и не бывает. А вот в Карских воротах и на входе в Губу помощь ледоколов пригодится. Единственная проблема, как я написал сверху, если образуются торосы в проходном канале. Но тут и атомный ледокол не поможет.

Возить газ на восток, как говорил раньше Михельсон — это чистое безумие. Поэтому не стоит рассматривать те ужасы что творятся в Чукотском море или в море Лаптевых. Им бы Карское с Печерским пройти и в Гольфстрим.

http://novostienergetiki.ru/tag/yamal-spg/

Реклама

Газпром: добыча, запасы, геологоразведка

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


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

Стенограмма пресс-конференции

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

«НОВАТЭК» сообщил о значительном росте доказанных запасов

21 февраля 2013 года. ОАО «НОВАТЭК» объявило сегодня о завершении оценки запасов углеводородов по состоянию на 31 декабря 2012 года, проведенной компанией DeGolyer & MacNaughton.

Доказанные запасы углеводородов Компании (включая долю в запасах совместных предприятий) по стандартам SEC составили 12 394 млн баррелей нефтяного эквивалента (бнэ), что на 32% больше по сравнению с аналогичным показателем на конец 2011 года. Прирост доказанных запасов (SEC), включая добычу 2012 года, составил 3,4 млрд бнэ, а коэффициент восполнения запасов — 842%. При этом объем доказанных запасов газа вырос до 1 758 млрд куб. м или на 493 млрд куб. м, включая добычу 2012 года. Обеспеченность Компании запасами углеводородов выросла с 25 лет по состоянию на конец 2011 года до 31 года на конец 2012 года.

По стандартам PRMS доказанные запасы углеводородов в 2012 году выросли на 38% или на 4 665 млн бнэ, включая добычу 2012 года, и составили 15 597 млн бнэ. Доказанные и вероятные запасы выросли на 45% до 22 355 млн бнэ, в том числе запасы газа увеличились на 1 054 млрд куб. м, включая добычу, и достигли 3 106 млрд куб. м.

Увеличение всех категорий запасов связано с успешным проведением геологоразведочных работ, продолжением разбуривания месторождений, включением в оценку запасов Салмановского (Утреннего) и Геофизического месторождений, лицензии на которые были приобретены в 2011 году, а также приобретением в 2012 году доли в ЗАО «Нортгаз», владеющем лицензией на Северо-Уренгойское месторождение.

Примечания:
В периметр оценки запасов по состоянию на конец 2012 года вошли Восточно-Таркосалинское, Ханчейское, Северо-Ханчейское, Северо-Русское, Юрхаровское, Западно-Юрхаровское, Салмановское (Утреннее) и Геофизическое месторождения, Олимпийский и Западно-Уренгойский лицензионные участки, лицензии на освоение которых принадлежат дочерним обществам Компании, а также Южно-Тамбейское, Термокарстовое, Ярудейское, Береговое, Хадырьяхинское, Пырейное, Северо-Часельское и Яро-Яхинское месторождения, Ево-Яхинский, Самбургский и Северо-Уренгойский лицензионные участки, запасы которых учтены в соответствии с долями Компании в совместных предприятиях.

Товарная добыча по месторождениям, вошедшим в периметр оценки, составила в 2012 году около 405 млн бнэ. Суммарная валовая добыча по всем месторождениям Компании составила около 411 млн бнэ.

Коэффициент восполнения запасов рассчитан как отношение изменения запасов, включая добычу в отчетном периоде, к добыче отчетного периода.

Коэффициенты пересчета:
1000 кубических метров газа = 6,54 барреля нефтяного эквивалента.
Для пересчета запасов нефти и газового конденсата из тонн в баррели использовались различные коэффициенты, зависящие от плотности нефти и газового конденсата каждого месторождении.
http://www.novatek.ru/ru/press/releases/index.php?id_4=698

«НОВАТЭК»: стратегия развития компании. Purovsky Plant & Ust-Luga Fractionation Unit. Yamal LNG

Purovsky Plant & Ust-Luga Fractionation Unit

Yamal LNG


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