Архив меток: нефть запасы термины

Компании из США могут лишиться доступа к данным о российских недрах

13 августа 2014 г.
В России в ближайшее время могут начать создавать национальную аудиторскую компанию, которая будет заниматься анализом геологических данных. Параллельно с этим американским компаниям-аудиторам запретят доступ к информации о запасах нефти и газа в России, сообщают «Известия».

По информации издания, по итогам совещания с участием представителей Минприроды, Газпрома, «Роснефти» и Росгеологии комиссия Совбеза РФ по экологической безопасности поручила принять меры, препятствующие перемещению первичной геологической информации за пределы страны.

Издание отмечает, что анализом геологических данных сейчас занимаются две американские компании – Miller & Lents и DeGolyer & MacNaughton (при этом у первой нет представительства в России).

По словам министра природных ресурсов Сергея Донского, в рамках подготовки к созданию национальной аудиторской компании будут объединены две структуры Роснедр — Госкомиссия по запасам и Центральная комиссия по разработке.

Санкции США против российских компаний энергетической сферы были обнародованы 6 августа. Вашингтон ввел запрет на поставку оборудования для глубинной добычи (свыше 152 м), разработки арктического шельфа и сланцевых нефтяных и газовых запасов.

Запрет коснулся такого оборудования, как буровые платформы, детали для горизонтального бурения, подводное оборудование, морское оборудование для работы в условиях Арктики, программное обеспечение для гидравлического разрыва пласта (ГРП), дистанционно управляемые подводные аппараты, насосы высокого давления.

31 июля меры против российского энергетического сектора принял Евросоюз, который запретил поставлять России технологии для глубинной добычи нефти, освоения арктического шельфа и разработки сланцевых нефтяных запасов.

http://top.rbc.ru/economics/13/08/2014/942520.shtml
Читать далее

Реклама

DOI.gov: Bureau of Ocean Energy Management

OCS Lands Act History
The Reorganization of the Former MMS

BOEM Organizational Chart

Combined Leasing Status Report

2012 — 2017 Lease Sale Schedule

External Studies

Comparative Assessment of the Federal Oil and Gas Fiscal System

Oil & Gas Energy Programs2012-2017 Five Year Program

Fact Sheets & Press Releases

Resource Evaluation Program Office
http://www.boem.gov/About-BOEM/BOEM-Regions/Alaska-Region/Resource-Evaluation/Index.aspx
http://www.boem.gov/GOMR-Resource-Evaluation/

Outer Continental Shelf Oil & Gas Assessment 2006

The Bureau has completed an assessment of the undiscovered technically recoverable resources (UTRR) underlying offshore waters on the Outer Continental Shelf (OCS).

The Bureau estimates that the quantity of undiscovered technically recoverable resources ranges from 66.6 to 115.3 billion barrels of oil and 326.4 to 565.9 trillion cubic feet of natural gas.

The mean or average estimate is 85.9 billion barrels of oil and 419.9 trillion cubic feet of natural gas.
(нефть — 12 млрд. toe, газ — 11.8 трлн. м3
По данным BP Statistical Review of World Energy June 2013 в 2012 г. в США потребление
нефть — 819.9 млн. toe
газ — 722.1 млрд. м3)

These volumes of UTRR for the OCS represent about 60 percent of the total oil and 40 percent of the total natural gas estimated to be contained in undiscovered fields in the United States. The mean estimates for both oil and gas increased about 15 percent compared to the 2001 assessment. For the oil resources, the vast majority of this increase occurred in the deepwater areas of the Gulf of Mexico, while for gas resources the majority of the increase was in deep gas plays located beneath the shallow water shelf of the Gulf of Mexico.

Resource Evaluation Program


http://www.boem.gov/Oil-and-Gas-Energy-Program/Resource-Evaluation/Resource-Assessment/2006-RA-Assessments.aspx

— — —
06/28/2012
Interior Finalizes Plan to Make All Highest-Resource Areas in the U.S. Offshore Available for Oil & Gas Leasing. Next Five-Year Strategy Includes Frontier Areas in the Alaska Arctic

MarineCadastre.gov: Map Gallery

SPE.org: Petroleum Reserves & Resources Definitions

http://www.spe.org/industry/reserves.php

Публикации World Petroleum Council

Reserves & Resources

http://www.world-petroleum.org/index.php?/Technology/

Alternative Transport Fuels
Liquified Petroleum Gas — Courtesy of AIP

http://www.world-petroleum.org/index.php?/publications.html
Education Series

WPC published Guidebook to Unconventional Gas (2012) (pdf)

WPC published Guidebook to Petrochemicals (2013) (pdf)

http://www.world-petroleum.org/index.php?/Special-Publications/
WPC Yearbook 2013 (pdf)

Potential Gas Committee: Презентация 2013 г. (итоги 2012 г.)

http://potentialgas.org/download/pgc-press-release-april-2013-slides.pdf

— — — —
В общедоступных пресс-релизах и презентациях показывают Technically Recoverable Resources. Какие предположения о Technically Recoverable сделаны неизвестно, может быть они упомянуты в отчете, а может быть и не упомянуты. Самое главное в том, что для практического использования категории ресурсов должны отвечать Reserves and Resources Definitions


https://secure.spee.org/sites/default/files/wp-files/pdf/ReferencesResources/Petroleum_Resources_Management_System_2007.pdf

где нет никаких Technically Recoverable Resources. UnRecoverable в этой классификации категория экономическая. Technically Recoverable Resources получают применением некоторых КИН к геологическим запасам, например Undiscovered PIIP, какая часть попала в Unrecoverable Technically и как она соотносится с Unrecoverable Economically неизвестно 🙂

Вся американская классификация запасов нацелена на коммерческие цели, т.е. Есonomically Recoverable (Proved+Pobable Reserves).
Неясного происхождения Technically Recoverable Resources подразделяют для большей доходчивости и для возникновения подсознательных аналогий с действующей классификацией, на Probable, Possible, Speculative, причем последняя категория никак не значится в PRMS/

Смешивание Technically Recoverable Resources и экономически выверенных Proved Reserves при неупоминании величины геологических резервов, от которых неизвестно как получают Technically Recoverable Resources — это очень содержательное занятие, особенно без указания сделанных предположений 🙂

Также весьма интересно, что с точки зрения Potential Gas Committee shale & tight gas относят к группе Tradional, считая нетрадиционным только CBM

spee.org: Reserves and Resources Definitions

Alternate Petroleum Definitions developed jointly by the Society of Petroleum Engineers (SPE), the World Petroleum Congress (WPC), the American Association of Petroleum Geologists (AAPG), and the Society of Petroleum Evaluation Engineers (SPEE), last updated in 2007, are commonly used in the petroleum industry worldwide for purposes other than SEC reserve disclosures. Unlike the SEC guidelines, the SPE/WPC/AAPG/SPEE Definitions include Proved, Probable, and Possible categories of Reserves as well as potentially recoverable hydrocarbon volumes beyond Reserves, which are known as Resources.

2007 SPE/WPC/AAPG/SPEE Petroleum Resources Management System (PRMS)
2007 Update of 2001 Standards Document
2011 Guidelines for Application of Petroleum Resources Management System
1997 SPE/WPC Petroleum Reserves Definitions (Replaced by PRMS)
2000 SPE/WPC/AAPG Petroleum Resources Definitions (Replaced by PRMS)

https://secure.spee.org/resources/reserves-and-resources-definitions

ЛУКОЙЛ: основные тенденции развития глобальных рынков нефти и газа до 2025. 2. Сланцевая нефть

Роснефть, день инвестора-2013. 4. Газ

Директор Департамента газового бизнеса ОАО «НК «Роснефть» В.В. Русаковой


На суше все оценено более-менее достоверно, запасы АВС1+С2. Хотя было бы лучше отдельно показать С2. Отличие категории С1 от категорииС2. На шельфе только ресурсы


Немного гринфилдов к 2020, чуть больше половины


В 2013 г. планируется рост продажа газа на 28 млрд. м3. Очень расплывчатое понятие.
Если смотреть отчет за 1Q2013 (Анализ (MD&A)) общая добыча газа составила 5.97 млрд. м3, увеличившись за квартал на 0.6 млрд. м3, а с 1Q2012 на 2.47 млрд. м3

О юго-восточной части шельфа Баренцева моря

Норвегия: итоги 2012 года


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


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

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

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

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

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

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

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

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

New resource figures for the southeastern Barents Sea and Jan Mayen

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

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

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

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

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

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

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

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

Jan Mayen

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

а) The Norwegian continental shelf 2012

(2000×2653

б) The Barents Sea

2000×890

в) Area status

2450×3294

г) Geographical areas, The Barents Sea

2077×2659

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

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

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

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

6) В оригинальном сообщении NPD от 27.02.2013 утверждается, что

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

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

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

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

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

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

Карты сейсмопрофилей для Баренцева моря

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

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

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

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

12) История оффошорных месторождений всегда полна неожиданностей

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

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

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

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

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

Роснефть: запасы нефти и газа

Справочник Аналитика по МСФО за 2 кв. 2012 г. (xlsx)

PRMS (SPE) — Petroleum Resources Management System «PRMS» (оценка запасов углеводородов в соответствии с «Системой управления углеводородными ресурсами», утвержденной в марте 2007 г. Обществом инженеров-нефтяников, Всемирным нефтяным советом, Американской ассоциацией геологов нефтяников и Обществом инженеров по оценке нефти и газа)

SEC — Securities and Exchange Commission «SEC» (оценка запасов углеводородов в соответствии с Правилами 4-10(а) (1)-(13) Предписания S-X Комиссии Соединенных Штатов по ценным бумагам и биржам)

Коэффициент замещения запасов — Отношение чистого прироста новых доказанных запасов к объему годовой добычи. Компания рассчитывает коэффициент замещения своих запасов нефти путем сравнения чистого прироста новых доказанных запасов в тоннах с объемом годовой добычи в тоннах, а также путем сравнения чистого прироста новых доказанных запасов в баррелях с объемом годовой добычи в баррелях. Величина коэффициента замещения запасов нефти оказывается разной при его расчете в тоннах и в баррелях, что объясняется, в том числе, неодинаковой удельной плотностью нефти, содержащейся в новых запасах, и добываемой нефти

Отчетность, Презентации и Годовые отчеты

geolib: сопоставлении категорий запасов нефти России и США

Геология нефти и газа. 1998, №4
Н.Н. Немченко, М.Я. Зыкин (ГКЗ), В.И. Пороскун (ВНИГНИ), И.С. Гутман (ГАНГ им. И.М. Губкина)

Важной и актуальной проблемой стало сопоставление «Классификации запасов…», принятой в России, с западными классификациями. Связано это с тем, что в последние годы ряд российских нефтяных компаний для привлечения иностранных инвестиций специально провел аудит своих запасов по западным стандартам.

Аудит запасов нефтяных и газовых месторождений, разрабатываемых российскими нефтяными компаниями, повышает ликвидность ценных бумаг этих компаний. В связи с этим должно возрасти доверие к конкретным проектам инвесторов, привыкших делать выводы на основании заключений западных аудиторских фирм. Крупные российские компании (НК «ЛУКойл», НК «ЮКСИ» (раньше «ЮКОС»), РАО «Газпром» и др.) таким образом получают выход на международный фондовый рынок, а для России в целом улучшается инвестиционный климат.

Одной из первых выполнила аудит запасов по западным стандартам НК «ЛУКойл», которая тем самым решала задачу по продвижению своих собственных акций на мировой фондовый рынок. В марте 1996 г. компания Miller & Lents (США) завершила оценку запасов месторождений НК «ЛУКойл» в Западной Сибири. Аудит запасов по времени был привязан к размещению на фондовом рынке США 15 % акций компании в виде ADR (американские депозитарные расписки) третьего уровня. Соответствующее разрешение Американская федеральная комиссия по ценным бумагам (SEC) дает лишь в том случае, если экспертиза выполнена в соответствии с западными требованиями [З].

По оценке компании Miller & Lents суммарные доказанные извлекаемые запасы НК «ЛУКойл» по месторождениям Западной Сибири составляют 1078 млн т, по районам европейской части (Калининградская, Пермская, Волгоградская и Архангельская области) — 380 млн т. Запасы, оцененные по методике западных специалистов на месторождениях Западной Сибири, оказались на 24 % меньше, чем числящиеся на государственном балансе [1, 2].

ОАО «Юганскнефтегаз» по оценке компании Sewell (США) имеет запасы 1080 млн т, в то время как по российским оценкам они составляют более 1600 млн т.

Имеет место и обратная картина. По данным Miller & Lents запасы НК «Татнефть» составляют 841,1 млн т, что на 10 % выше оценки по российским стандартам (рис. 1).

НК «Татнефть» оказалась единственной из нефтяных компаний России, прошедших аудит, которой иностранные эксперты, использующие международную методику, дали более высокую оценку запасов нефти по сравнению с государственной. Более того, специалисты НК «Татнефть» намерены после пересчета запасов нескольких групп мелких месторождений, а также самого крупного — Ромашкинского месторождения «показать» аудиторам еще 100-150 млн т нефти.

Результаты проведенных переоценок в ряде случаев неверно трактуют как низкую достоверность подсчета промышленных запасов России. Необходимо подчеркнуть, что расхождения запасов, числящихся на балансе российских компаний, и запасов, оцененных независимыми западными фирмами, в первую очередь обусловлены различием принципов, положенных в основу классификаций, применяемых в России и на Западе (Немченко Н.Н., Зыкин М.Я., Гутман И.С., Пороскун В.И., 1996; [4]).

Принятый в США термин «reserves» соответствует не «запасам», а ближе по смыслу принятому в России понятию «запасы участка,дренируемого скважиной». И поэтому критерии выделения «reserves» западными фирмами более жесткие, чем принято в отечественной практике по отношению к выделению «запасов» именно категории С1.

Кроме того, в США не проводится детальная разведка залежей перед вводом их в разработку. Поэтому при классификации запасов учитываются главным образом их коммерческие и технологические показатели, а не геологическая изученность продуктивных пластов. Так, если в «Классификации запасов…», принятой в России, учитываются геологические показатели, на основании чего выделяются запасы категории С1 на значительных участках при расстояниях между раз-ведочньми скважинами, превышающих расстояния между эксплуатационными скважинами в несколько раз, то по классификациям, принятым в США, подобные запасы относятся к вероятным. В «Классификации запасов…», принятой в России, полнее учитываются технологические показатели и показатели подготовленности залежей к разработке в смысле изученности характеристик изменчивости вещественного состава пород и их коллекторских свойств, свойств пластовых флюидов, продуктивности скважин по площади, условий применения методов воздействия на пласты с самого начала разработки и т.д. с целью обоснования рационального числа эксплуатационных скважин и экономически оптимальных сроков разработки.

При сопоставлении категорий запасов нефти России и США необходимо учитывать и существующее различие в методике определения величины нефтеизвлечения, по которой оцениваются величины извлекаемых запасов. В России коэффициент извлечения нефти определяют на основании повариантных технологических и технико-экономических расчетов и утверждают в ГКЗ.

В США запасы, которые предполагается извлечь с помощью каких-либо вторичных (или третичных) методов разработки, только тогда считаются доказанными, когда эти методы уже реализуются на данном месторождении.

В результате такого подхода в США по месторождению первоначально принимаются на учет минимальные величины извлекаемых запасов, которые по мере внедрения вторичных методов разработки постепенно увеличиваются. В связи с этим постепенно растет и общий по США коэффициент нефтеизвлечения, при котором определены начальные доказанные запасы.

Запасы газа в России в отличие от США оцениваются без учета возможного коэффициента извлечения газа.

В США выделяются «установленные экономически нерентабельные» («subeconomic») ресурсы, и в их составе можно отметить долю, отвечающую по классификации Горного бюро и Геологической службы США как «приграничным» («paramarginal») ресурсам, т.е. по затратам на освоение, близко примыкающим к экономически рентабельньм известным запасам, так и «суб маргинальным» («submarginal»), для перевода которых в категорию «экономически рентабельных» требуется значительный рост цен (более чем в 1,5 раза по сравнению с уровнем, существующим на момент оценки) или же значительное уменьшение издержек производства в результате технического прогресса.

Таким образом, в силу действующих в США ограничений геологического, технического и экономического (иногда и правового) порядков доказанные запасы представляют собой только некоторую часть выявленного объема нефти, которую можно физически извлечь из пласта без этих ограничений.

Сопоставление действующей в настоящее время в России «Классификации запасов…» с классификацией запасов, принятой в США, показывает, что последняя обосновывается с коммерческих и технологических позиций отдельных участков залежи. В российской классификации более полно учитываются технологические и экономические показатели подготовленности залежей к разработке и геологическая изученность (вещественного состава пород и их коллекторских свойств, свойств пластовых жидкостей, продуктивности скважин, применения эффективных методов воздействия на пласт).

«Классификация запасов…» в России рассматривает запасы комплексно — с геологических, технологических и экономических позиций всей залежи, т.е. с учетом степени изученности, подготовки и ввода в разработку всей залежи, а не отдельных ее участков, причем предусматривается рациональная, научно обоснованная система разработки с применением методов воздействия на пласт, а классификация запасов в США исходит из того, что разрабатывать можно отдельные участки залежей, если это сегодня выгодно, без детального изучения залежи в целом, так как применение методов воздействия на пласт в США рассматривается как вторичный метод разработки.

В России «Классификация запасов…» формировалась в условиях планового ведения хозяйства — освоение месторождения проводилось в целом, при этом особый упор делался на достижение максимального коэффициента извлечения. Это диктовало необходимость такой системы оценки запасов, в основе которой были бы показатели, характеризующие геологическую изученность и подготовленность месторождения к промышленному освоению.

Американская система оценки запасов изначально ориентировалась на оценку отдельных участков месторождений и освоение месторождения несколькими независимыми недропользователями. Законодательством США разрешается начинать разработку залежи до завершения ее полной разведки^ Согласно классификации SPE оцениваются и учитываются только те запасы, которые реально могут быть извлечены существующей сеткой скважин. В принципе можно сказать, что доказанные запасы в американской классификации — это «запасы участка, дренируемого скважиной». В российской системе нет категории, соответствующей этому термину.

На основании работы группы экспертов ГКЗ, проводивших свои исследования на выборке из 290 залежей по 50 месторождениям Западной Сибири, было показано, что в группу доказанные запасы переводятся 95-100 % суммы запасов категорий A+B+С1. Из общей суммы запасов категории С1 доказанным запасам соответствует 70-75 % (Немченко Н.Н., Зыкин М.Я., Гутман И.С., Пороскун В.И., 1996; [4]).

Аудиторская проверка запасов НК «ЮКСИ» показала, что доказанные запасы составляют 73 % запасов категорий A+B+С1 доказанные + вероятные — 90 % запасов категорий A+B+С1.

Из результатов анализа аудита запасов НК «ЛУКойл» видно, что оценки величин геологических запасов по западным и российским методикам практически совпадают. В зависимости от степени разбуренности и геолого-физических характеристик залежей к американской (SPE) категории доказанных (если не учитывать экономические условия добычи) относятся 93-98 % категорий A+B+С1, в том числе 70-75 % запасов категории С1 [2]. Оценка величины доказанных запасов (включающих разбуренные разрабатываемые — proved producing, разбуренные неразрабатываемые — proved nonproducing и неразбуренные — proved undeveloped), рассчитанная Miller & Lents с учетом рентабельности их разработки в российских условиях, составила 75 % суммы запасов категорий A+B+С1 (рис. 2).

Экономическая оценка запасов нефти НК «ЛУКойл» проводилась Miller & Lents согласно требованиям, изложенным в [З]. Этот документ является определяющим для Нью-Йоркской фондовой биржи при проведении экономических оценок запасов нефти и газа. Согласно этому документу итоговым показателем экономической оценки запасов является величина чистого дисконтированного дохода (ЧДД), рассчитываемого при постоянных (принимаемых на дату расчета) параметрах: ценах на нефть и газ, дисконте, ставках налогов и нормативах капитальных и текущих затрат. Оценки величин извлекаемых запасов и их стоимости по Miller & Lents оказались существенно ниже оценок НК «ЛУКойл» [2].

Таким образом, основной причиной систематического расхождения при аудите запасов, оцененных по российской и западным классификациям, является различие в подходах к экономической оценке запасов.

По-прежнему актуальной является задача повышения достоверности подсчета запасов. По результатам анализа повторных рассмотрении запасов в ГКЗ видно, что балансовые запасы в основном подтверждаются, а извлекаемые запасы систематически завышаются (Немченко Н.Н., Зыкин М.Я., Москвичева В.Г, Пороскун В.И., 1997). Суммарно по всем рассмотренным месторождениям величина извлекаемых запасов уменьшилась примерно на 18 % . Только для месторождений с запасами до 20 млн т при пересчете запасов произошло увеличение извлекаемых запасов по сравнению с принятыми при первоначальной оценке.

Уменьшение извлекаемых запасов произошло в основном в результате изменения значений коэффициента извлечения нефти КИН (рис. 3).

Изменение КИН, как видно из приводимой диаграммы, произошло дифференцированно. Низкие значения КИН (до 0,25-0,30) подтвердились при повторной экспертизе запасов, а более высокие в большинстве случаев при пересчете существенно уменьшились. Особенно отчетливо видно систематическое завышение КИН в интервале значений 0,3-0,5.

Связано это в первую очередь с тем, что при первоначальном подсчете запасов для построения геологической модели использовалась редкая сетка скважин и сейсмических профилей. Разбуривание и проведение детализационных сейсморазведочных работ привело не только к уточнению структурного плана, но и выявлению зон выклинивания и литолого-фациального замещения коллекторов и установлению более сложного строения продуктивных пластов. В результате оказалось, что первоначально принятые значения КИН не соответствуют реально более сложному геологическому строению залежей. Такая картина изменения КИН при пересчете запасов показывает, что одной из проблем оценки запасов является разработка методики прогнозирования КИН и определения извлекаемых запасов на ранней стадии изученности залежи.

В заключение необходимо отметить, что решение рассмотренных в статье проблем подсчета запасов позволит проводить оценку месторождений в соответствии со сложившимися рыночными отношениями в недропользовании и повысит качество и эффективность государственного контроля за рациональным использованием запасов нефти и газа.

Литература

1. Аликперов В.Ю. Сырьевая база нефтяной компании: состояние и перспективы // Горный вестник. — 1997. — № 3. -С. 8-11.

2. Опыт определения стоимости запасов нефти российской компании / В.И. Азаматов, В.В. Власенко, А.В. Кочетков и др. // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. — 1996. — № 5. — С.26-32.

3. Financial accounting and reporting for oil and gas prodactions activities // Rule 4 -10. — N.Y., 1981. — P. 3.

4. Distinctions in Oil and Gas Reserves and Resources Classification in Russia and USA — Source of Distinctions / N. Nemchenko, M. Zikin, A. Arbatov, V. Poroskun // Energy Exploration & Exploitation. — 1995. — Vol. 13, № 6. — P. 583- 597.

U.S. Energy Information Administration. 2000. Когда говорили о peak oil

2000
http://www.eia.gov/neic/speeches/main2000.html

April
Long Term World Oil Supply (html)
Summary of a recent EIA presentation
http://www.eia.gov/FTPROOT/presentations/long_term_supply/sld001.htm

Проблемы перевода: «Reserves» и «Запасы»

Трудности перевода проектной терминологии, касающейся классификации запасов нефти и газа (classification of oil and gas reserves), обусловлены частичным несовпадением используемых основных понятий в английском и русском языках.

В частности, международный термин reserves не является полным аналогом термина «запасы» в российской классификации (по смыслу он ближе к «извлекаемым запасам участка, вскрытого скважиной»).

В отличие от Российской Федерации, где действует единая государственная система учета запасов углеводородов, западные компании, ведущие геологоразведку, подсчет запасов и разработку месторождений, используют несколько классификаций.

Компания «Шелл» использует в своей работе как классификацию международного общества инженеров-нефтяников (SPE – Society of Petroleum Engineers), так и классификацию SEC (the U.S. Securities and Exchange Commission). Первая применяется при планировании разработки месторождений, вторая – для оценки активов компании.

В соответствии с классификацией SPE выделяют категории от наименее изученных «перспективных ресурсов» (the most immature, undiscovered “scope for recovery”) до наиболее изученных «ожидаемых запасов» (the most mature, “expectation reserves”). Запасы подразделяются на «недоказанные»: «вероятные» и «возможные» (probable reserves and possible reserves) – и «доказанные» (proved reserves). Среди доказанных запасов, в свою очередь, выделяют «доказанные неразбуренные» и «доказанные разбуренные» (proved undeveloped reserves and proved developed reserves). Далее выделяются «разбуренные разрабатываемые» (proved producing reserves) и «разбуренные неразрабатываемые» (proved non-producing reserves).

Что касается классификации SEC, она отличается исключительной жесткостью применяемых правил и критериев и относит к доказанным только запасы ограниченного участка залежи, примыкающего к пробуренной и опробованной на приток скважине.

В России действует классификация (A+B+C1+C2+C3), по которой учтены все имеющиеся на сегодня запасы. В ноябре 2005 г. министр природных ресурсов России Ю. П. Трутнев подписал приказ «Об утверждении классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов». Новая классификация, введенная в действие 1 января 2009 г., установила единые для Российской Федерации правила группирования запасов и ресурсов, основывающиеся на следующих принципах:
• экономическая эффективность (economics),
• геологическая изученность (exploration maturity),
• степень промышленного освоения (degree of commercial development).

Согласно новой классификации, по промышленной значимости и экономической эффективности геологические запасы подразделяются на промышленно-значимые (commercial reserves) и непромышленные (non-commercial reserves).

В категории промышленно-значимых запасов выделяются извлекаемые (recoverable reserves) и неизвлекаемые запасы (non-recoverable reserves).

В составе извлекаемых запасов по степени промышленного освоения и геологической изученности выделяются четыре категории запасов:
• достоверные (А) (reasonably assured reserves),
• установленные (В) (identified reserves),
• оцененные (С1) (estimated reserves),
• предполагаемые (С2) (inferred reserves).

http://www.norma-tm.ru/sakhalin-2/sakhalin2_translation_reserves.html