Архив меток: нефтяные компании прочие

Ротенберг договорился с «Газпромом» о добыче газа на Ямале

Компания «Русгаздобыча», аффилированная с Аркадием Ротенбергом, будет разрабатывать три месторождения на Ямале совместно с «Газпромом». Это первый добывающий проект, в котором Ротенберг выступает соинвестором

В ходе Петербургского международного экономического форума предправления «Газпрома» Алексей Миллер подписал соглашение с компанией «Русгаздобыча» об основных условиях реализации совместного проекта по разработке Парусового, Северо-Парусового и Семаковского месторождений на Ямале, сообщила пресс-служба «Газпрома».

Согласно базе «СПАРК-Интерфакс», 99% «Русгаздобычи» принадлежит Русской холдинговой компании, которая, в свою очередь, принадлежит кипрской Olpon Investments Limited. Единственный владелец этой компании — бизнесмен Аркадий Ротенберг, следует из кипрского реестра, с которым ознакомился РБК. А гендиректор «Русгаздобычи» Артем Оболенский также возглавляет совет директоров СМП Банка, подконтрольный Аркадию Ротенбергу и его брату Борису, напоминает «Интерфакс».

Представитель Ротенберга это не комментирует, а близкий к нему источник утверждает, что он лишь один из совладельцев «Русгаздобычи», но не контролирует ее. По словам собеседника РБК, «Русгаздобыча» будет инвестором разработки этих трех месторождений, но сумма инвестиций еще просчитывается. «Русгаздобыча» — компания специального назначения, созданная с целью «повышения эффективности производственной цепочки, получения доступа к сырью (природному газу), а также инвестирования в сырьевые и перерабатывающие производственные мощности», отмечается в сообщении «Газпрома».

Ротенберг, владеющий 100% «Стройгазмонтажа» (СГМ), — один из крупнейших подрядчиков «Газпрома». По данным Forbes, в 2015 году СГМ выиграл господряды на общую сумму 555,5 млрд руб., основными заказчиками стали «Газпром» и Росавтодор. В частности, в декабре 2015 года подрядчик получил контракт на строительство объектов газопровода в Китай «Сила Сибири» на общую сумму 197,7 млрд руб. без конкурса. Но ранее у Ротенберга не было совместных проектов с «Газпромом» в области добычи газа, где бизнесмен участвовал бы в качестве соинвестора. Это признает и близкий к нему источник.

Соглашение «Газпрома» и «Русгаздобычи» определяет общие принципы и основные условия взаимодействия сторон, в том числе «порядок принятия окончательного инвестиционного решения о реализации проекта, подходы к ценообразованию на добываемые углеводороды, структуре финансирования проекта», говорится в сообщении «Газпрома». На подготовительном этапе партнеры учредят проектную компанию, которая займется «разработкой обоснования инвестиций» в обустройство месторождений и создание транспортной инфраструктуры. А уже после этого будет принято решение о целесообразности реализации проекта. Размер инвестиций в этот проект и как будут распределяться доли между партнерами их представители не раскрывают.

У Национальной химической группы, которая также принадлежит Olpon Investments Ротенберга, может появиться потребитель на газ этих месторождений, поэтому компания ищет варианты, как ускорить их разработку относительно текущих планов, сказал РБК источник, бликий к одной из сторон переговоров. Но пока ничего не решено, предупредил он. Сейчас НХК работает над проектом строительства газохимического завода на Дальнем Востоке, запуск которого запланирован на 2019 год. Осенью 2015 года компания заключила 20-летний контракт с «Газпромом» на поставку 3,15 млрд куб. м газа ежегодно.

Семаковское газовое месторождение, расположенное в 120 км к северу — северо-востоку от поселка Ямбург, объединяет акваторию Тазовской губы и прилегающую сушу, ранее его запасы оценивались в 353,5 млрд куб. м. А только за 2014 год они увеличились на 47,9 млрд куб. м газа, говорится в отчете компании. Член правления «Газпрома» Всеволод Черепанов говорил в интервью корпоративному журналу компании в 2012 году, что запустить в эксплуатацию сеноманскую газовую залежь Семаковского месторождения планируется в 2022 году, а суммарная ежегодная добыча может составить не менее 17 млрд куб. м. Лицензии на Парусовое и Северо-Парусовое месторождения, которые расположены в Надымском районе Ямало-Ненецкого автономного округа, «Газпром добыча Ямбург» получила в 2007 году на правах первооткрывателя. Их запасы не раскрываются, но в годовом отчете «Газпрома» за 2015 год говорится, что общие запасы компании увеличились за год на 1,7 млрд барр. нефтяного эквивалента «в основном» в связи с введением в аудит запасов

Колоссальные резервы газодобычи оказались недостаточно колоссальными http://m-korchemkin.livejournal.com/728345.html

Ротенберг договорился с Газпромом о добыче газа на Ямале. Добычей займётся «компания специального назначения» — ЗАО «РусГазДобыча».

По словам Алексея Миллера, Газпром уже создал колоссальные излишки добывающих мощностей. Скорее всего, эти избыточные мощности так и останутся невостребованными, а компания специального назначения будет продавать газ на всех газпромовских рынках, включая европейский.

Через 10 дней акционеры Газпрома единодушно одобрят сокращение доходов и направление средств на создание предприятия-конкурента.

Компаниями специального назначения были Росукрэнерго, Shtokman Development AG, South Stream AG и Газпром СПГ Владивосток.
http://m-korchemkin.livejournal.com/728345.html

— — — — — — —
i/ Или у Газпрома нет резервных мощностей по добыче, или у Газпрома нет денег, чтобы обеспечить спрос на газ. В этом случае почему-то вспоминается Enron
ii/ Или активы компании перераспределяют нужным людям. Начали НОВАТЭКом, продолжили Севернефтегазпромом (Южно-Русское месторождение), теперь РусГазДобыча.
Видимо, если компания too big to fail и является национальным достоянием, то реформировать прозрачно нельзя, но возможны другие схемы перераспределения, когда раздаются новые, не разработанные месторождения, а у материнской структуры остаются старые активы.

Frontera Resources и Грузия

В Южной Кахетии (Грузия) обнаружено 5,3 триллиона кубометров природного газа, что составляет 15 процентов объемов запасов «Газпрома». Об этом заявил руководитель американской компании Frontera Resources Стив Никандрос, передает Rambler News Service.

По его словам, эти объемы будут продаваться на рынке в течение 10 лет и изменят правила игры в поставках газа. В ближайшие пять лет компания собирается начать экспорт топлива. Предполагается, что его будут закупать Турция и страны Восточной Европы.

В 2015 году американская Frontera Resources оценивала запасы месторождения в 3,8 триллиона кубометров.

В минувшем году компания заключила соглашение с украинским «Нафтогазом» на поставки сжиженного газа со своих объектов в Грузии.

Frontera Resources — американская нефтегазовая компания, занимающаяся разведкой и добычей углеводородов. Свою работу в Грузии она начала в апреле 2014 года.

В настоящее время Грузия импортирует газ из Азербайджана и получает 10 процентов от транзита российского газа в Армению.
http://lenta.ru/news/2016/02/03/georgia/

Компания из США Frontera заявляет об обнаружении в Грузии крупных запасов газа — 5,3 трлн кубометров. По словам главы компании, грузинский газ пойдет на Украину. Сообщения об обнаружении крупных газовых запасов появляются с завидной периодичностью, но объемы обычно оказываются как минимум сильно завышены.

Американская компания Frontera Resources заявила, что в Южной Кахетии обнаружены запасы газа в 5,3 трлн кубометров. Об этом в среду сообщает RNS. Для сравнения, запасы Ирана, которые, по оценкам ВР, являются крупнейшими в мире, составляют 34 трлн кубометров. Кстати, у российского «Гапрома» на этот счет другое мнение — только собственные запасы российская компания оценивает в 36 трлн кубометров.

По словам главы Frontera Resources Стива Никандроса, газ из Грузии будет продаваться на рынке в течение 10 лет и «изменит правила игры в поставках газа».

Экспорт предполагается начать в ближайшие пять лет, рынками сбыта должны стать Турция и страны Восточной Европы. Летом прошлого года Frontera Resources подписала меморандум о взаимопонимании с Украиной. Американская компания сообщила о своем намерении поставлять на Украину из Грузии газ в сжиженном виде (СПГ) со своих грузинских мощностей. Как говорил тогда украинский премьер-министр Арсений Яценюк, FR также заявила о своем намерении построить на Украине регазификационный терминал для приема СПГ, но подробностей не сообщил.

На тот момент поставки из Грузии вызывали большое сомнение, так как эта страна сама импортирует газ из Азербайджана и России. Сообщение об обнаружении столь крупных запасов вызывает скептическое отношение у экспертов и сейчас.

«Это очень сомнительно, так как территория Грузии весьма невелика, и геологическое строение ее недр таково, что запасам такого масштаба просто негде разместиться», — комментирует ведущий эксперт Союза нефтегазопромышленников России Рустам Танкаев.

По словам эксперта, лишь в районе грузинского побережья есть нефтеносный район, где, в некоторых отложениях, могут оказаться и запасы газа — но не такого уровня. «Это почти запасы Уренгоя, а Уренгой территориально значительно больше Грузии», — отмечает Танкаев.

Характерно, что сообщение об обнаружении крупных запасов газа в Грузии прозвучало на фоне обострения отношений России с одними из ее основных газовых контрагентов — Турцией и Украиной. С Анкарой Москва конфликтует после сбитого в ходе операции в Сирии российского истребителя, и турки уже заявляли, что готовы вообще обойтись без российского газа (причем Турция продолжает затягивать выдачу окончательного разрешения по российскому проекту газопровода «Турецкий поток»). С Украиной история тянется уже давно — Киев недоволен ценами на российский газ и периодически отказывается его покупать (например, украинский «Нафтогаз» отказался от поставок из России в первом квартале). Но именно сейчас отношения еще больше обострились из-за другой российской газовой трубы — «Северный поток — 2».

Украина в понедельник сообщила, что подала в суд в связи с СП-2, и требует от Еврокомиссии добиться отмены проекта, так как он, по мнению Киева, является «антиукраинским и антиевропейским». Основная причина в том, что запуск «Северного потока — 2» лишит Украину $2 млрд транзитных доходов, о чем ранее заявлял все тот же Яценюк.

Эксперт Фонда национальной энергетической безопасности, политолог Игорь Юшков полагает, что основной целью заявлений о внезапно обнаруженных крупных запасах является повышение стоимости компании, которая их якобы обнаружила.

«Эти 5 трлн кубометров фактически кочуют из страны в страну (в частности, именно о примерно 5 трлн кубов сланцевого газа ранее заявляли Польша и Украина. — «Газета.Ru»)», — отмечает Юшков.

В результате таких вбросов акции компании растут и их можно выгодно продать. Но как показывает практика, на деле запасов не оказывается или они на порядок, а то и два меньше. Так, из Польши и Украины ушли инвесторы, пытавшиеся искать там сланцевый газ. Причем в их числе были такие гиганты отрасли, как Exxon и Chevron. Правда, основные заявления об обнаружении запасов в этом случае, как правило, исходили не столько от компаний, сколько от местных властей.

Даже если допустить наличие в Грузии столь крупных запасов, их еще нужно как-то реализовать. Теоретически газ мог бы пойти на Украину по трубам, однако эти трубы так или иначе проходили бы через российскую территорию, что Россия, учитывая геополитическую ситуацию, вряд ли допустит.

Есть также вариант СПГ, о котором ранее говорила Frontera Resources. Но, учитывая необходимость строительства инфраструктуры и судов-газовозов (плюс регазификационные терминалы, которых у той же Украины пока нет), стоимость этого газа может сделать его неконкурентоспособным.
http://www.gazeta.ru/business/2016/02/03/8055785.shtml

i/ На сайте http://www.fronteraresources.com/ последняя новость про Грузию
January 14, 2016 South Kakheti Gas Complex Operations Update
Last year, Frontera announced that its historical work had resulted in the identification of an extensive integrated 2,000 square kilometer geologic unit called the South Kakheti Gas Complex (“Complex”).

As reported in December, Frontera’s ongoing work had assessed the gas resources associated with its ongoing exploration and production efforts at the South Kakheti Gas Complex to contain as much as 187 trillion cubic feet (5.31 trillion cubic meters) of gas in place from reservoir targets found between 300 metres and 5,000 metres in depth. In 2015, Frontera announced results of reports that it commissioned by the U.S.-based consulting firm of Netherland, Sewell & Associates in order to provide independent assessment of the company’s estimates
http://www.fronteraresources.com/recent-news/south-kakheti-gas-complex-operations-update/

ii/ Что такое «gas in place» на примере нефти TOTAL PETROLEUM INITIALLY-IN-PLACE (PIIP)

http://www.spe.org/industry/reserves.php
http://www.spe.org/industry/docs/Petroleum_Resources_Management_System_2007.pdf

http://www.iea.org/publications/freepublications/publication/Resources2013.pdf

Defining O&G Reserves: Proved, Recoverable & In-Place

Gas in place and recoverable volumes http://petrowiki.org/Gas_in_place_and_recoverable_volumes

iii/ 5.31 trillion cubic meters приписано не какому-то конкретному скоплению, а целой геологической «единице» площадью «2,000 square kilometer» с глубинами «between 300 metres and 5,000 metres in depth»

iv/ gas in place — это весь газ, который можно насчитать по данным бурения и моделирования условий залегания. Для текущей добычи доступны только proved reserves, о которых в пресс-релизе ничего нет, но которые можно оценить приближенно как не более чем в 10% (500 млрд м3) от gas in place, принимая во внимание, что даже эти «proved reserves» относятся не менее чем на 90% (450 млрд м3) к нетрадиционному газу, не собранному в ловушки. При этом оставшиеся в самом лучшем случае 50 млрд м3 «proved reserves» будут в мельчайших традиционных ловушках площадью до 4 км2 (2х2 км), зачастую весьма сложных (тектонически и литологически)

v/ Динамика акций Frontera Resources

C 2011 акции упали в 12 раз и болтаются на низах, что резко отличается, например, от ExxonMobil.

vi/ Поиски нефти и газа в регионах бывшего СССР, там где не было открыто крупных месторождений (или хотя бы структур) в советское время, является высокорисковым занятием, особенно там где:
— велась интенсивно разведка
— были открыты месторождения и выработаны полностью или в значительной степени (Грузия, Украина Прикарпатье и ДДБ, Прибалтика)

vii/ Поиски в постсоветских углеводородных «хвостах» (Грузия, Украина Прикарпатье и ДДБ, Прибалтика) были выскорисковыми и при ценах в 100$ баррель, сейчас же это не совсем нормальное в экономическом плане занятие
http://www.londonstockexchange.com/exchange/prices/stocks/summary/fundamentals.html?fourWayKey=KYG368131069GBGBXAIM
http://www.fronteraresources.com/wp-content/uploads/2015/09/Frontera-Q2-2015.pdf

— — —
Остается повторить: В общем не читайте перед обедом российскую «деловую» прессу, там слишком много идейности. А лучше не читайте вообще.

Нефтегазовая компания Ruspetro

22.07.2015
Из России уехали сразу несколько коллег и партнеров Чубайса
Андрей Раппопорт, президент школы «Сколково», также уехал из страны и в скором времени не планирует возвращаться, рассказали РБК несколько источников из окружения бизнесмена. В пресс-службе бизнес-школы «Сколково» отсутствие президента в России объяснили плановым отпуском. В 2011 году Раппопорт был первым зампредседом «Роснано».

Бизнесмен входит в сотню богатейших бизнесменов рейтинга Forbes, занимая 80-е место с состоянием $1,1 млрд. Основной актив Раппопорта — нефтегазовая компания Ruspetro.
http://top.rbc.ru/technology_and_media/22/07/2015/55ae4b469a79477a2663e549

RusPetro plc (LSE: RPO) is an independent oil and gas producer operating in the central portion of the Krasnoleninsk field in Western Siberia. It is listed on the London Stock Exchange

The company was founded by Vladimir Marchenk in Cyprus in 2007 and was subsequently known as Petroltech Holdings until June 2011 when it became RusPetro Holdings. It made its Initial Public Offering in January 2012.
The company has recently completed a well in the Krasnoleninsk field producing 700 barrels of oil per day; an additional well is now being drilled (2012)
The company is 29% owned by management and 48% by Limolines (which is half owned by Andrey Likhachev, chairman of tycoon Oleg Deripaska’s power unit EuroSibEnergo and half owned by investment fund Altera Capital). (2012)
https://en.wikipedia.org/wiki/RusPetro

Reserves
Ruspetro has a proved plus probable (2P) reserve base of over 1.7 billion barrels of oil and condensate and 1.5 billion cubic feet of sales gas. Proved reserves stand at 207 million barrels of oil and condensate and 308 billion cubic feet of sales gas.

DeGolyer and MacNaughton (D&M), our reserves’ auditor, has recently completed their competent person’s report dated 30 June 2014. Proved reserves increased 16% to 258 mmboe from 225 million barrels of oil equivalent (‘mmboe’) as of 31 December 2013. First half 2014 proved plus probable reserves are estimated at 2.0 boe.
http://www.ruspetro.com/operations/reserves/index.html

Presentations and reports
http://www.ruspetro.com/investors/presentations-and-reports/index.html
https://yadi.sk/d/OTWBlrK8i2L8G

Ruspetro’s field of 1,205km2 is in the west Siberian basin on an oil bearing structure known as the Krasnoleninsky Arch. This is situated in the Khanty-Mansi Autonomous Okrug, also known as Yugra, in west Siberian Russia. The capital of the region is Khanty-Mansiysk which is about 160km from the field.

Читать далее

Edison Investment Research

http://www.edisoninvestmentresearch.com/
OIL & GAS SECTOR
http://www.edisoninvestmentresearch.com/research/team/resources-oil-gas
MINING SECTOR
http://www.edisoninvestmentresearch.com/research/team/resources-mining

Блог Edison Investment Research, в основном OIL & GAS SECTOR
http://www.edisonthoughts.com/

businessinsider.com: 25 лучших энергетических компаний Америки


http://www.businessinsider.com/the-best-energy-companies-in-america-2015-5

— — — — — —
Другие рейтинги компаний:
22 Май 2015 platts.com: Top 250 компаний энергетического сектора http://iv-g.livejournal.com/1187402.html
— — — — — —

05.11.2014 TOP 10 MOST PROFITABLE INDUSTRIES OF 2014 http://www.inc.com/ss/will-yakowicz/10-best-industries-on-2014-inc-5000.html
4. Energy The energy industry grew by 168 percent between 2010 and 2013 and brought in $17.5 billion in combined revenue last year. As green energy continues its journey toward mainstream adoption, companies like Provider Power, ranked sixth on the Inc. 5000, takes advantage of deregulated markets in Maine, New Hampshire, and Massachusetts and supplies electricity to homes and businesses, to the tune of $138 million last year. Go Energies, which ranks number 10 on the overall list, provides software and hardware to help oil jobbers and fuel suppliers to manage fuel buying, tank sales, and site management, and it brought in $32.9 million last year.

The Energy Industry in the United States
http://selectusa.commerce.gov/industry-snapshots/energy-industry-united-states
Industry Associations

The 50 best companies to work for in America
http://www.businessinsider.com/best-companies-to-work-for-in-america-2015-4
How we ranked our list of the 50 best companies to work for in America
http://www.businessinsider.com/50-best-companies-to-work-for-in-america-methodology-2015-4

rbc.ru: Возле Лондона нашли запасы нефти объемом до 100 млрд баррелей

Скромная британская компания UK Oil & Gas Investments утверждает, что открыла до 100 млрд баррелей нефти в районе лондонского аэропорта Гэтвик. Это больше, чем вся нефть, добытая Великобританией в Северном море за 50 лет

Британская нефтеразведочная компания UK Oil & Gas Investments (UKOG) в четверг объявила, что открыла на юге Англии существенные залежи нефти, потенциально превышающие весь ее объем, добытый в Северном море. Партнер UKOG американская компания Nutech, специализирующаяся на геофизическом анализе, оценила общие геологические запасы нефти на участке Horse Hill-1 близ лондонского аэропорта Гэтвик в 158 млн барр. на квадратную милю (61 млн барр. на кв. км).

«Исходя из этого, мы предполагаем, что в этом районе содержатся запасы нефти объемом от 50 до 100 млрд баррелей», — сказал британской Би-би-си генеральный директор UKOG Стивен Сэндерсон. Вероятно, это крупнейшее нефтяное открытие на суше в Великобритании за последние 30 лет, добавил он.

Для сравнения, с 1964 года, когда Великобритания начала выдавать лицензии на добычу углеводородов в Северном море, там было добыто около 45 млрд барр. нефти.

Акции UKOG, торгующиеся на площадке AIM Лондонской фондовой биржи, с начала дня подорожали на 208%, следует из биржевых данных. Капитализация компании выросла примерно с 19 млн до 58 млн ($86 млн).

Залежи Horse Hill схожи по геологии с продуктивными сланцевыми коллекторами таких формаций, как Баккен в США и Баженовская свита в Западной Сибири, отмечается в пресс-релизе UKOG. Исходя из сравнения с американскими аналогами, коэффициент извлечения нефти может составить от 3% до 15%. «Мы считаем, что можем извлечь от 5% до 15% нефти под землей, и это означает, что к 2030 году сможем добывать 10–30% нефтяных потребностей Великобритании», — сказал Сэндерсон.

Компания уверяет, что сможет обойтись без использования метода гидроразрыва пласта (фрекинга), чреватого экологическими рисками, поскольку нефть на участке Horse Hill содержится в коллекторах, «к которым могут быть успешно применены традиционные методы горизонтального бурения и заканчивания скважин».
http://top.rbc.ru/business/09/04/2015/55266f5c9a7947d2b83e3cec
— — — —
Stephen Sanderson, the CEO of UKOG, said in a statement.
«Based on what we’ve found here, we’re looking at between 50 and 100 billion barrels of oil in place in the ground. We believe we can recover between 5% and 15% of the oil in the ground, which by 2030 could mean that we produce 10%-to-30% of the UK’s oil demand from within the Weald area.»
http://www.businessinsider.com/uk-oil-and-gas-investments-said-theres-a-100-billion-beneath-the-south-of-england-2015-4
— — — —

— — — —

http://www.google.com/finance?q=LON%3AUKOG


http://www.londonstockexchange.com/exchange/prices-and-markets/stocks/summary/company-summary.html?fourWayKey=GB00B9MRZS43GBGBXAIM
— — — —
26 Июль 2011 History-Maps.ru: Центральноевропейский нефтегазоносный район, 1991 г. http://iv-g.livejournal.com/522618.html

http://img-fotki.yandex.ru/get/5811/81634935.44/0_62407_f036d70f_orig
— — — —

Центральноевропейский нефтегазоносный бассейн http://www.mining-enc.ru/c/centralnoevropejskij-neftegazonosnyj-bassejn/
Поисково-разведочные работы в бассейне ведутся с конца 19 века на территории Германии, первое нефтяное месторождение (Нинхаген) открыто в 1870, разрабатывается с 1871, газовое (Бентхайм) в 1938, разрабатывается с 1938.

Центральноевропейский нефтегазоносный бассейн http://www.bezmani.ru/spravka/bse/base/4/013848.htm
Первое месторождение было открыто в 1858 вблизи Ганновера. В 1960-е гг. обнаружены крупные нефт. и газовые месторождения в Прибалтике, Нидерландах и Северном м.

— — — —
30 Сентябрь 2011 The unconventional hydrocarbon resources of britain’s onshore basins — shale gas http://iv-g.livejournal.com/550372.html

— — — —
9 April 2015 UK Oil & Gas Investments PLC («UKOG» or the «Company») Significant upgrade of the Horse Hill discovery, UK Weald Basin http://irservices.netbuilder.com/ir/ukog/newsArticle.php?id=1452959
i/ Что болтал CEO про 100 млрд. барр. оставим на его совести, лучше проанализровать факты
ii/ Великобритания относится у Центральноевропейскому НГБ, где давно ведутся поиски и разведка.
iii/ Все крупные антиклинальные (и не антиклинальные) структуры, с которыми могут быть связаны большие традиционные залежи нефти и газа уже найдены. Бум нефти Северного моря

1970-1990-х г. в Норвегии и Великобритании

был связан с большими традиционными залежами шельфа
iv/ В пресс-релизе сказано все очень корректно, там дана оценка на квадратную милю, но не даны общие оценки запасов
v/ В пресс-релизе дано сопоставление удельных запасов (на квадратную милю) с другими нетрадиционными залежами: Bakken &Three Forks, U. & L. Bazhenov Russia- W. Siberia

vi/ Обнаруженная залежь явлется одним из примеров «сланцевой нефти», которой как и «сланцевого газа» много в любом нефтегазносном бассейне: это немигрировавшие углеводороды или УВ, оказавшиеся в низкопористых коллекторах, которые традиционными технологиями обычно не разарабатываются.
vii/ Бум информации о сланцевом газе в UK уже был, пришла пора бума информации о сланцевой нефти 🙂 Проблема сланцевых ресурсов применительно к UK связана с большой плотностью населения и побочными эффектами от добычи, на которые можно не обращать в Техасе и Северной Дакоте, но которые очень существенны в «районе лондонского аэропорта Гэтвик.
viii/
— 5 Dec 2013 Sarantel Group Plc announces name change to UK Oil & Gas Investments Plc http://www.reuters.com/finance/stocks/UKOGa.L/key-developments/article/2881921
— Данные по стоимости акций за период меньше года
— Резкий взлет акций в 2 раза уже был в прошлом году с не менее резким падением осенью при падении цен нак нефть
— Весьма вероятно падение цены акций к уровню января

ix/ Добыча нетрадиционных ресурсов очень затратное дело. Это фактически последний шанс на возрождение для крупной индустриальной экономики, например, США.

Для UK такой задачи, скорее всего, не стоит.
Хотя практически линейное падение добычи в 3 раза с 2000 г. может инициировать какие-то нестандартные меры.

anti-shale: Артур Берман: новая жертва сланцевой революции.

Артур Берман: новая жертва сланцевой революции.

Whiting Fall Reveals Wickness of Tight Oil Plays.
Крах Whiting Petroleum раскрывает слабость сланцевой нефти
A.Berman, The Petroleum Truth Report.
________________________________

Whiting Petroleum — последняя жертва порочной сланцевой бизнес-модели США.

Сланцевая модель основана на крупномасштабном приобретении площадей по любой цене и массивная добыча, чтобы показать рост. В случае с Whiting Petroleum также имело место приобретение задолженности Kodiak Oil and Gas, другого крупного игрока на Баккене. Сделка на $ 3,8 млрд. была совершена в декабре 2014 г., когда цена WTI составила в среднем $ 66 за баррель, в сравнении с $ 106 за баррель в июне.

Гибель Whiting Petroleum показывает, что месторасположение на сланцевых полях ничего не означает. Компания ищет покупателя, несмотря на свое премиальное месторасположение на Bakken Shale в Северной Дакоте.

Whiting Petroleum открыло Sanish Field в 2006 г., с чего и началась разработка поля Bakken-Three Forks и оно было центральным в течение последних нескольких лет. Приведенная ниже карта показывает коммерческие поля на Баккене при цене $ 45 на нефть WTI на основе среднего EUR (предельные извлекаемые запасы) 650000 баррелей нефтяного эквивалента.

В таблице ниже представлены финансовые показатели Whiting Petroleum . Компания закончила 2014 г. с показателями свободного денежного потока более чем отрицательными в $ 1,2 млрд. и со 100% долга к собственному капиталу. Увеличение долга с 3-го квартала 2014 г. связано с приобретением Kodiak Oil and Gas.

Whiting Petroleum — типичная из многих американских независимых сланцевых компаний, которые работают на вечно отрицательных денежных потоках и с увеличивающимся долгом. Инвесторы игнорировали низкие финансовые показатели сланцевых компаний до тех пор, пока цены на нефть были высокими. Компании декларировали высокие прибыли со скважины, когда цены на нефть были в районе 95 долл. за баррель марки WTI, несмотря на отрицательный денежный поток.

Капиталы шли в эти компании, потому что они платили хорошие дивиденды по ценным бумагам, иногда в диапазоне 6-9%. В мире с нулевой процентной ставкой, эти доходы впечатляли, потому что инвестиции шли в США и обеспечивались якобы твердыми активами в виде земли.

Когда цены на нефть начали падать в середине 2014 г., цены акций большинства энергетических компаний просели. В конце августа 2014 г. акции Whiting Petroleum продавались по цене $ 93 за акцию, но просели до отметки $ 34 в пятницу 6 марта 2015 г. Когда стоимость активов падает ниже определенного порога, долговыми обязательствами растут до такой степени, что компания ищет выход из ситуации. Продажа компании, по всей видимости, единственный вариант.

Whiting Petroleum будет примером для компаний с аналогичной бизнес-моделью до тех пор, пока цены на нефть будут оставаться на низком уровне.

rbcdaily.ru: Как ИНК стала самой большой маленькой нефтяной компанией России

Добыча нефти – дело гигантов, которые качают ее сотнями миллионов тонн, оперируют миллиардами долларов и воюют между собой за ресурсы и влияние. Малышам на этом рынке дозволено не путаться под ногами и довольствоваться крохами, за которыми «мэйджорам» просто лень нагибаться. В 2012 году в России было зарегистрировано целых 250 независимых нефтяных компаний, из них добычу вела лишь половина, и весь их вклад в общероссийскую добычу нефти составлял 2,8%.

Совершить качественный скачок маленькой компании трудно, но еще труднее остаться после этого независимой. Иркутская нефтяная компания (ИНК) с 2010 по 2013 год увеличила добычу нефти почти впятеро, до 2,9 млн тонн. План на 2014-й – 4 млн тонн. Как она добилась таких результатов и чем обернется для нее резкий рост?
Читать далее

Дебиты скважин и инвестиции

odnako.org: Польский «сланец»: как искали газ, а нашли легкую нефть

Компания 3Legs Resources, которая занимается разработкой сланцевого газа в Польше, недавно опубликовала пресс-релиз с данными по тестам скважины Lublewo LEP-1ST1H. Многие информационные агентства уже осветили данные как неудачи, но, как нам кажется, на новости стоит остановиться подробнее. Почему такое внимание уделено лишь одной тестовой скважине? Просто потому что тестовых скважин на сланцевый газ в Польше единицы: у компании 3Legs Resources, которая считалась наиболее перспективной, их всего три за несколько лет и судить о ситуации приходится буквально по отдельным скважинам.

Чтобы иметь возможность оценить ситуацию, стоит перейти к конкретным данным, а они таковы: средняя суточная добыча с 8 августа по 17 сентября составила 232 барреля нефтяного эквивалента, что немного. Несмотря на то, что планировали получить на скважине именно газ, в основном была лёгкая нефть. Компания оценила эти результаты как некоммерческие и приняла решение прекратить усилия. Пропорции между газом и нефтью зависят от многих параметров и могут сильно варьироваться в пределах месторождения, поэтому следует применять оценку в баррелях нефтяного эквивалента. В любом случае, меньшая доля газа в добыче не делает скважину менее привлекательной, особенно с учетом того, что нефть сейчас дороже газа в пересчете на теплотворную способность.

С одной стороны, слабые данные действительно говорят не в пользу промышленной добычи сланцевого газа в Польше — и так немного желающих заниматься разведкой, не говоря уже о добыче. И проблема не в высокой доле нефти в этой конкретной скважине, а в нерентабельности добычи. Поэтому можно утверждать с высокой вероятностью, что до 2020-го никакого “сланцевого чуда” как в США в Польше не будет.

Тем не менее, начальный дебит в 232 барреля нефтяного эквивалента — это, на удивление, неплохое значение по меркам сланцевых скважин. Для сравнения, на месторождении “Баккен” нефти низкопроницаемых коллекторов (так называемой “сланцевой”) начальные дебиты составляют около 450 баррелей в день. На месторождении Игл-Форд — порядка 500 баррелей нефтяного эквивалента (а несколько лет назад в разы меньше). Вроде бы больше. Но начальные дебиты стоит сравнивать, не забывая и о длине горизонтального ствола скважины — чем он длиннее, тем дебиты пропорционально больше, а скважина, аналогично, дороже. На скважине компании 3Legs Resources длина горизонтального ствола составляет полтора километра, примерно как среднее значение на Игл-Форде, но зато короче типичных скважин “Баккена” в два раза (там это около трёх километров).

Поэтому, стоит сделать два вывода:
1.​ Технологически, добыча “сланцев” в Польше, в целом, эквивалентна США и проблем с ней нет. Пока непонятен момент с соотношением газ/нефть, но он, в плане энергоресурсов, не несёт в себе проблем. При этом стоит сделать скидку на то, что на первых скважинах (как в случае обсуждаемой) технологии только подбираются и обкатываются.

2.​ Экономическая сторона вопроса сильно хромает. Скорее всего, скважина получилась столь нерентабельной не по причине плохих результатов конкретно добычи, а по причине высокой стоимости скважины, которая обусловлена неразвитостью польского сектора добычи углеводородов. В США скважины показывают аналогичные результаты и при этом имеют хорошую себестоимость в $60-75 за баррель

“Сланцевые” месторождения обладают рядом принципиальных отличий — углеводороды содержатся во всём пласте и они не скапливаются в одном месте (“ловушке”), как на традиционных месторождениях. Поэтому они, обычно, более однородны, имеют бОльшие запасы и вероятность того, что скважина уникальна и больше таких хороших не будет — мала. Поэтому следует исходить из того, что это “средняя” скважина.

Итог таков, что в среднесрочной перспективе результаты действительно плохие, а в долгосрочной их можно рассматривать как относительно позитивные — скважина показала приемлемые значения добычи и польское “сланцевое чудо” отныне перестало упираться в технологические факторы, а лишь в экономические, которые решаемы при подходящих амбициях и экономической ситуации.

— — — —
Весь вопрос в упирается в инфраструктуру и сделанные ранее инвестиции:

27 Март 2012 О сланцевом газе, моя оценка ситуации http://iv-g.livejournal.com/632859.html
Стоимость газ низкая в США по причине многих факторов:

а) близко к потребителям
б) развитый нефтегазосервис и практически свободный в условиях кризиса. Близость нефтегазосервиса к местам работы: не надо везти оборудование за тысячи километров.
в) колоссальный сдвиг в объемах бурения в 2006-2009 гг. именно на газовые скважины, рост от обычного уровня (до 2002 г.) почти в 3 раза
г) низкая ставка по кредитам
д) четыре из пяти формаций сланцевого газа в пределах основного района нефтегазодобычи в США, есть вся инфраструктура для транспортировки, буквально только подключайся и качай.
основная добыча (2/3) СГ приходится на формации Барнетт (Техас) и Хэйнесвилл (Техас, Луизиана), которые расположены в хорошо разведанных нефтегазоносных бассейнах США.
По степени разведанности сопоставимы, пожалуй, только Россия (Волго-Урал, Зап. Сибирь), Украина (Прикарпатский прогиб и особенно Днепровско-Донецкая впадина) и Китай.
е) добыча в известных районах или на известных месторождениях/газовых проявлениях в других интервалах глубин позволяет бурить только боковые стволы и проводить гидроразрыв, остальное все уже есть.

Поэтому сравнивать только текущие затраты («себестоимость») и дебиты без указания сделанных ранее капитальных затрат [и законодательной базы] в разных странах для рассмотрения перспективности проектов не совсем корректно.

О компании Abraxas Petroleum Corp

Выдержки из записи Берем Колл Спреды на Abraxas Petroleum Corp

Abraxas Petroleum Corp. (NASD: AXAS) – независимая энергетическая компания, которая занимается приобретением, разработкой нефтяных скважин в Соединенных Штатах и Канаде. Нефтегазовые активы компании расположены в четырех регионов США в Rocky Mountain, Mid-Continent, Permian Basin, побережье Мексиканского залива, а также в Альберта, Канада.

За последние несколько лет компания сделала внушительную работу по добыче нефти и газа. Кроме того, компания имеет хорошо диверсифицированный бизнес и получает выгоду от разработки сланцевых запасов нефти и газа. Большую часть доходов компании получает от продажи нефти, сумев при этом достичь более высокой рентабельности, чем от добычи природного газа. Это довольно внушительное достижение, учитывая, что большинство компаний получают большую выгоду от разработки природного газа. Площадь Williston, которая находиться в бассейне Баккен, является зрелым сегментом нефте-добывающего бизнеса компании.

Однако новые площади в Eagle Ford предоставляет огромный потенциал роста компании, не говоря о том, что компания намерена дальше приобретать нефтегазовые площади. Акции компании торгуются на бирже достаточно давно. Однако недавние изменения в бизнесе компании вызвало всплеск роста цен на акции с $3.50 до $6. Такому росту цен на акции способствовали два основных драйвера роста:

— Компания уcкорила свою программу бурения скважин. Руководство компании приняло решение увеличить капитальные вложения с $105 млн. на начало 2014 года до $190 млн. Программа бурения в основном направлена в перспективный бассейн Eagle Ford. Дело в том, что новые скважины в Eagle Ford работают достаточно хорошо и выше ожиданий аналитиков. Этот драйвер роста создал основную идею роста цен на акции с начала 2014 года. Ускоренная программа бурения в нужном месте и время увеличит будущие денежные потоки.

— Программа бурения развивалась лучше, чем ожидало большинство аналитиков. Скважины в Баккен начали добывать больше нефти и газа. К тому же компании удалось запустить еще 30 дополнительных скважин в Баккен, которые успешно прошли тестирование на наличие нефти и газа. Новые мощности в Баккен создают дополнительную ценность акций AXAS.
В Eagle Ford компания ведет себя достаточно агрессивно, нарастив активы в более чем 10 000 чистых акров. В плане будущих приобретений, компания намерена расширяться, увеличив количество чистых акров земли в Williston, Баккен. Такой шаг вполне логичен, ведь дополнительные средства от агрессивного роста компания закидывает в зрелую часть бизнеса в Баккен. В целом такая стратегия достаточно грамотная, что исключает вероятность перебоя роста бизнеса.

Следует также отметить, что у компания намерена продать часть активов в Канаде и перенаправить выделенные ресурсы на развитие компании. Дело в том, что компания старается продавать свои непрофильные активы и направлять выделенные ресурсы на развитие в Баккен и Eagle Ford. Однако, если канадские активы не будут выгодно проданы, то это может вызвать некоторый пессимизм среди инвесторов. Но если будут выгодно проданы, то это создаст дополнительную ценность акций AXAS.

Abraxas Petroleum Corp активизировала свою деятельность на развитии в более перспективных регионов в Баккен и регионов в Eagle Ford с лучшей доходностью структуры капитала. По ожиданиям, в этом году компания увеличит EPS на +23.6%, в следующем на +40.4%. Компания предоставляет не только высокие темпы роста добычи нефти и природного газа, но и сильный баланс, который создает дополнительную гибкость.

Ожидания по доходам компании на текущий год выросли на +290%, а на следующий +41.88%. Рост ожидаемого дохода вырос за счет изменения стратегии компании. Продажа непрофильных активов и аккумуляция денежных потоков в Bakken и Eagle Ford.

По сравнению с конкурентами компания выглядит уверенно, предполагая устойчивый бизнес с привлекательным потенциалом роста.

Вывод: компания показывает хорошие результаты в благоприятность макроэкономическом климате для нефтегазовых компаний в США. Вероятно, что компания находиться в фазе роста и продолжит наращивать свои производственные мощности в Bakken и Eagle Ford. Компания торгуется с соотношением EV/EBITDA 8.16, в то время как год назад компания торговалась с соотношением EV/EBITDA 44.31 и это несмотря на рост цен акций AXAS более чем на 200%. Такое расхождение в показателях компания достигла за счет успешной работы в Bakken и Eagle Ford. Сегодня акции компании AXAS торгуются с соотношением P/E 12.48, в то время, как средний показатель за последние 10 лет составлял 16.9.

Учитывая то, что акции компании начали торговаться выше $5 и наблюдаются признаки аккумуляции, то акции компании могут быть добавлены институтами в инвестиционный портфель.

При таком сценарии, средняя цена акций компаний составляет $8.62, что предполагает +48% потенциала роста к концу 2014 года.

— — — — — —
i/ На сайте http://www.abraxaspetroleum.com/invest-financial-reports.aspx
выложен отчет только за 1st Quarter 2014 🙂

ii/

http://www.bloomberg.com/quote/AXAS:US/chart
У компании очень ярко выражена цикличность с периодом в 3 года.
Если рассматривать период полгода неясно, куда двинется акция.
Лучшие результаты акций AXAS чем ExxonMobil и Chesapeake Energy в условиях стабилизации и падения цен на нефть и газ выглядят очень ненадежно


На более длинных периодах цикличность еще более ярко выражена


https://www.google.com/finance?cid=657590

На 10 летнем интервале видно, сравнивая с традиционным нефтяным гигантом ExxonMobil и сланцевым гигантом Chesapeake Energy, видно, что потенциала для роста после майско-сентябрьского всплеска цены на акции нет никакого.

iii/ Годовой отчет за 2013 год http://www.abraxaspetroleum.com/invest-financial-reports.aspx gоказывает:
— хорошую положительную динамику Net Income в основном (на 2/3) за счет продажи активов; Page F-6 (69)
— В 2013 г. сократились Proved Developed Reserves при росте Proved Undeveloped Reserves (PUD), PUD являются довольно гадательной величиной, т.е. рост общих запасов пришелся только на PUD; Page F-31-32 (94-95)

В целом выводы о перспективности Abraxas Petroleum Corp. (NASD: AXAS) сомнительны

Неудачи с бразильской нефтью

31 октября 2013
Нефтегазовая компания OGX, контролируемая бразильским бизнесменом Эйком Батистой (Eike Batista), 30 октября обратилась в суд Рио-де-Жанейро с просьбой защиты от кредиторов. Как сообщает Reuters, банкротство OGX станет крупнейшим в Латинской Америке.

Обратиться в суд в OGX были вынуждены после того, как компания не смогла договориться с кредиторами о рефинансировании задолженности в размере 5,1 миллиарда долларов. Если запрос будет удовлетворен судом, OGX получит два месяца на разработку плана реструктуризации.

В число кредиторов OGX входят, среди прочих, крупнейший в мире инвестфонд облигаций Pacific Investment Management Co (PIMCO), а также одна самая большая в мире инвестиционная и управляющая компания BlackRock.

Как пишет The Washington Post, OGX так и не смогла выполнить обещания по добыче нефти на шельфе страны, хотя с 2010 года не раз сообщала об открытии залежей углеводородов. В первой половине 2013 года убытки компании превысили 2,5 миллиарда долларов. Кроме того, в компании резко снизили прогноз по объемам запасов нефти на принадлежащих ей участках шельфа: если в 2012 году они оценивались в миллиард баррелей, то в прошлом месяце — уже всего в 285 миллионов.

Банкротство OGX, хотя и не окажет существенного влияния на бразильскую экономику, в СМИ расценили как очередной этап крушения империи Батисты, который совсем недавно являлся самым богатым бизнесменом страны. В марте 2012 года журнал Forbes оценивал состояние Батисты в 30 миллиардов долларов, однако в сентябре 2013-го исключил бизнесмена из списка миллиардеров. В издании отметили, что капитал Батисты снизился до 900 миллионов долларов, в первую очередь, из-за финансовых затруднений OGX.
http://lenta.ru/news/2013/10/31/batista/

1 ноября 2013
Как быстро стать миллионером. Бразильский бизнесмен потерял 30 миллиардов долларов за полтора года

Эйке Батиста, некогда самый богатый предприниматель Бразилии, переживает не самые лучшие дни. Его основной актив — нефтекомпания OGX — подала на банкротство, инвесторы грозят судами, а состояние, которое еще полтора года назад составляло более 30 миллиардов долларов, упало ниже отметки в миллиард. Талантливому и умеющему рисковать бизнесмену и раньше приходилось терять деньги, но убытки в таких масштабах за столь короткий период времени он терпит впервые — падение Батисты оказалось таким же стремительным, как и взлет.

Эйке Батиста долго оставался в тени своего знаменитого отца — Элиезера Батисты, который в 60-х годах возглавлял бразильское министерство горнорудной промышленности и энергетики, а также несколько лет работал гендиректором государственной горной компании Vale do Rio Doce (приватизирована в 1997 году). Как водится в таких случаях, все члены семьи отрицают, что старший помогал младшему. Элиезер утверждает, что его сын с самого детства обладал способностью доводить начатое до конца. По словам Батисты-младшего, наличие известного отца, напротив, было для него обузой, поскольку глава Vale и близко не подпускал сына к бизнесу госкомпании во избежание конфликта интересов. Вопросы о помощи отца в бизнесе вызывают у Эйке достаточно резкую реакцию. «Я начал свой бизнес с нуля», — заявлял Батиста в 2010 году, в период расцвета своей империи.

Молодой металлург

Детство Батиста провел на родине, а с 12 до 23 лет жил в Германии, куда переехал с родителями (отец Эйке в тот период занимался международной экспансией Vale). После школы Эйке Батиста изучал металлургию в Университете Аахена и, по его собственным заверениям, работал страховым агентом, чтобы оплачивать учебу. В 1979 году он вернулся в Бразилию и попробовал свои силы в торговле металлами, благодаря чему уже через полтора года заработал шесть миллионов долларов комиссионных. Начинающий бизнесмен вложил деньги в золотодобычу, но сперва прогорел, потеряв 5,7 миллиона.

Впоследствии, правда, старатели вышли на уровень добычи, приносящий по миллиону долларов в месяц. Батиста продал доли в проекте нескольким партнерам, разделив риски. К тому времени в разработке у предпринимателя были уже пять рудников в Бразилии, один в Чили и два в Канаде. Его бизнесом заинтересовалась канадская TVX Gold, которая купила у Батисты один из рудников. Со временем бизнесмен стал гендиректором и крупнейшим акционером этой компании, однако удача отвернулась от него: TVX рассорилась с одним из партнеров, и ее акции начали стремительно падать. Батиста, снова потеряв бóльшую часть инвестиций, отошел от управления компанией и в начале 2000-х годов основал горнорудную MMX.

В новую компанию он вложил 300 миллионов долларов собственных средств и 200 миллионов, взятых в кредит в Banco Itaú. В 2006 году MMX вышла на IPO (первичное размещение акций) и привлекла более полумиллиарда долларов. Через два года компания продала два рудника южноафриканской Anglo American за 5,5 миллиарда долларов. В декабре 2007 года еще одна структура Батисты — энергетическая MPX Energia — провела IPO на 1,1 миллиарда долларов. В 2008 году состоялся выход на биржу нефтекомпании Батисты OGX. В рамках этого IPO удалось привлечь 4,1 миллиарда долларов. OGX была гордостью Батисты, компания через несколько месяцев после основания стала крупнейшим частным игроком в нефтегазовом секторе страны.

К 2012 году Батиста числился основателем пяти компаний, акции которых торговались на бирже. Его состояние превышало 34 миллиарда долларов (по данным Bloomberg). В рейтинге миллиардеров Forbes в 2012 году предприниматель вошел в первую десятку с результатом в 30 миллиардов долларов.

Батиста не собирался останавливаться на достигнутом. Он планировал обойти по объему состояния богатейшего бизнесмена Карлоса Слима (73 миллиарда долларов) и стать самым состоятельным человеком в мире. Батиста прогнозировал, что к 2020 году станет обладателем 100-миллиардного состояния. Бизнесмен любил повторять, что работает на благо Бразилии, но при этом не забывал упоминать на своей странице в Facebook, насколько он богат.

У Батисты хорошие отношения с властями; бизнесмен удостаивался лестных отзывов от высших должностных лиц. «Я думаю, Эйке воплощает собой особый вид предпринимателя, — говорила президент страны Дилма Руссеф. — Это человек, который ставит перед собой очень амбициозные цели и делает все, чтобы добиться их». Батиста не скрывает своих ответных теплых чувств к властям. Злые языки поговаривают, что стремительным ростом своего состояния бизнесмен обязан как раз этим теплым отношениям. Батиста предпочитает объяснять успешную карьеру банальным везением и тяжелой работой. Скорее всего, предприниматель прав, потому что хорошие отношения с властями у него сохранились, а вот бизнес пошел хуже некуда. Видимо, удача отвернулась.

Нефть ушла под землю

Первые отголоски предстоящего краха OGX прозвучали еще весной 2011 года. Тогда результаты независимого аудита показали, что перспективы компании не такие уж радужные. Несмотря на то, что ее резервы выросли на 60 процентов, инвесторы бросились распродавать акции OGX. Дело в том, что, по данным независимой проверки, значительная часть нефти может оказаться неизвлекаемой. Батиста раскритиковал отчет и пообещал удивить инвесторов.

Как оказалось, к тому времени точка невозврата уже была пройдена. По данным консалтинговой компании Economatica, стоимость всех компаний Батисты с декабря 2011 года по август 2012 года упала почти на 40 процентов, до 19 миллиардов долларов. Все это время бизнесмен утверждал, что не теряет деньги, хотя его состояние к тому моменту уменьшилось до 15 миллиардов долларов. Батиста грозил инвесторам, которые играли на бирже против него, что они в конечном итоге останутся «без штанов», тогда как у его компании все будет хорошо.

Опасения аудиторов о плохой извлекаемости нефти оправдались: уровень добычи у OGX оказался невысоким. Компания публиковала квартальные отчеты один хуже другого; организация тратила большие суммы, пытаясь ввести в строй новые месторождения; убытки нарастали стремительными темпами. Как пишет Bloomberg, в конечном итоге оказалось, что в денежном выражении Батиста и его команда завысили резервы на триллион долларов.

Паника инвесторов привела к падению акций OGX на 96 процентов за прошедшие 12 месяцев. В начале сентября Forbes исключил Батисту из списка миллиардеров, так как его состояние опустилось ниже отметки в миллиард. Слухи о том, что набравшая долгов OGX может подать заявление о банкротстве, ходили уже давно. Компания в последние месяцы пыталась договориться с кредиторами о реструктуризации долга в размере пяти миллиардов долларов, но не вышло: 30 октября OGX обратилась в суд Рио-де-Жанейро с заявлением о банкротстве.

Процедура банкротства в Бразилии, как и в США, предусматривает защиту от кредиторов и возможность продолжить деятельность. Такая практика была введена в 2005 году. Статистика неутешительна: из четырех тысяч компаний, прошедших через процедуру защиты от кредиторов, только один процент смог возобновить деятельность. Вероятность возврата к работе OGX, может, и есть, но шансы действительно обнаружить те объемы нефти, которые были заявлены изначально, ничтожно малы. Впрочем, кто знает, вдруг Батисте снова улыбнется удача.
http://lenta.ru/articles/2013/11/01/batista/

— — — — —
Общие соображения о бразильском шельфе:
— узкие размеры в отличие, например от Северного моря, шельфа Австралии, Южно-Китайского моря

незначительные месторождения на суше подчеркивают ограниченность шельфового НГБ в отличие от Мексиканского залива
— залежи соли, ограничивающие возможности сейсморазведки по исследованию подсолевых структур и, соответственно, большие ошибки при бурении

ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча»

Компания была зарегистрирована в 2002 году и является крупнейшей нефтяной компанией со штаб-квартирой в Республике Саха (Якутия). Персонал Компании составляет 533 человека и возрастет до 800 человек в 3 квартале 2013 года. Офисы и представительства ООО «ТЮНГД» расположены в городах Ленск, Якутск, Москва, Усть-Кут, Тюмень, Самара и на Среднеботуобинском месторождении.
http://www.tyngd.ru/?page_id=2

Основная задача ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча» состоит в обеспечении своевременного полномасштабного освоения принадлежащих ей лицензионных участков Среднеботуобинского нефтегазоконденсатного месторождения (СБМ)

и обеспечения максимального роста рыночной стоимости Компании.
Эту задачу планируется решить путем наиболее эффективной комбинации активов и стратегических преимуществ Компании: одного из крупнейшего в Восточной Сибири по разведанным запасам нефти Среднеботуобинского месторождения и проходящего в непосредственной близости от месторождения стратегического магистрального нефтепровода «Восточная Сибирь – Тихий океан», что в условиях активной государственной политики по поддержке развития ТЭК Восточной Сибири создает объективную базу для успешного решения поставленной задачи.
http://www.tyngd.ru/?page_id=1161

2012
Начато крупномасштабное обустройство СБ НГКМ
Пробурено 20 новых добывающих горизонтальных скважин с использованием 3 буровых установок
Закончено строительство части нефтепроводов
ЦКР Роснедра утвердила дополнение к Технологической схеме
Обеспечен задел для реализации стратегической цели- запуска месторождения в мае 2013 г.
Показатели добычи по Технологической схеме подтверждены результатами независимой работы по гидродинамическому моделированию, проведенной компанией «Халибертон консалтинг» (Лэндмарк)
Закончена процедура врезки в систему «ВСТО»
Подтверждены запасы по международной классификации компанией DeGolyer and MacNaughton
Проведена внутритрубная диагностическая инспекция нефтепровода международной компанией ROSEN EUROPE
2011
Март 2011 года- действие Лицензии на право недропользования с целью добычи углеводородного сырья в пределах Центрального блока СБ НГКМ Республики Саха (Якутия) продлено до 2041 г. Осуществлено строительство горизонтальных скважин
Сентябрь 2011 года – начало приобретения оборудования для выполнения строительства нефтепровода и обустройства месторождения
Декабрь 2011 года – заключение контрактов с основными подрядчиками по строительно-монтажным работам
2010
Продолжено выполнение основной программы бурения эксплуатационных скважин на Центральном блоке СБ НГКМ
Проведена независимая оценка запасов нефти компанией DeGolyer & MacNaughton
Завершены работы по переоценке запасов нефти и газа Ботуобинского горизонта СБ НГКМ. Извлекаемые запасы нефти возросли еще на 5%. Отчет по запасам утвержден Государственной комиссией по запасам
Разработан проект строительства газотурбинной электростанции для собственных нужд
Организован собственный дорожно-строительный участок, оформлено вступление в СРО
По материалам 3D сейсморазведки и данным бурения проведено исследование верхней части разреза и картирование положения трапповых тел, зон вечной мерзлоты и солей, оценены перспективы поиска водоносных и поглощающих горизонтов. Полученные данные активно используются для оптимизации траекторий скважин и снижения стоимости бурения
В сентябре при бурении эксплуатационных скважин достигнуты рекордные для Восточной Сибири темпы проходки – 340 метров/сутки
В декабре на заседании ЦКР утвержден проект Технологической схемы разработки Среднеботуобинского НГКМ
2009
Завершена программа 1-го этапа сейсморазведочных работ 3D в пределах Центрального блока. В двух скважинах, расположенных на Центральном блоке и Курунгском участке, выполнены работы по вертикальному сейсмопрофилированию
Получено положительное решение Госэкспертизы по проекту «Обустройство Центрального блока СБ НГКМ»
Закончена мобилизация подрядчиков, бурового оборудования и материалов для бурения эксплуатационных скважин на Центральном блоке СБ НГКМ
Начато выполнение основной программы бурения эксплуатационных скважин на Центральном блоке СБ НГКМ (апрель). До конца 2009 года было завершено бурение трех добывающих скважин
Получено положительное решение Госэкспертизы по проекту строительства нефтепровода «СБ НГКМ – трубопровод ВСТО»
В декабре компания Urals Energy Public Company Limited в счет погашения долга передала свою долю (35,329% акций ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча») компании ООО «Сбербанк Капитал» (100% дочерняя компания Сбербанка РФ)
2008
Разработана электронная база геолого-геофизических материалов по СБ НГКМ, а также новые геологическая и гидродинамическая модели месторождения и возможные сценарии добычи нефти
В марте Государственной комиссией по запасам утверждена оперативная оценка запасов нефти и газа по Ботуобинскому горизонту Центрального блока СБ НГКМ. Прирост извлекаемых запасов нефти составил почти 100%
Продолжена реализация 1-го этапа программы сейсморазведочных работ 3D на Центральном блоке и полностью выполнена программа сейсморазведочных работ 2D на Курунгском участке
Завершена предварительная программа бурения (12 БГС) компанией Schlumberger и начата подготовка к реализации основной программы бурения
Получено положительное заключение по проекту бурения эксплуатационных скважин на Центральном блоке СБ НГКМ
Завершено оформление аренды земельных участков и участков лесного фонда под строительство первоочередных объектов обустройства и инфраструктуры СБ НГКМ
Заключены контракты на бурение новых горизонтальных скважин с Нижневартовскбурнефть, дочерней компанией TNK BP, одним из ведущих российских буровых подрядчиков. Управление сервисами для обеспечения бурения было возложено на международную компанию Halliburton International, Inc.
Начата мобилизация подрядчиков, бурового оборудования и материалов для бурения эксплуатационных скважин на Центральном блоке СБ НГКМ
Завершена разработка Проекта обустройства и Проекта строительства нефтепровода «СБ НГКМ – трубопровод ВСТО». Документы сданы на Госэкспертизу
2007
Получена лицензия на геологическое изучение, разведку и добычу углеводородного сырья в пределах Курунгского участка, расположенного в непосредственной близости от Центрального блока месторождения.
Приняты на баланс 17 ликвидированных скважин, пробуренных ранее на Осинский горизонт, с целью обеспечения их мониторинга
В ноябре в состав участников Компании вошли Urals Energy Public Company Limited и международный инвестиционный фонд Ashmore Group
Начата реализация 1-го этапа программы сейсморазведочных работ 3D в пределах Центрального блока СБ НГКМ
Разработаны Декларации о намерениях по Проекту обустройства Центрального блока СБ НГКМ и Проекту строительства нефтепровода «СБ НГКМ – трубопровод ВСТО», оформлены акты выбора земельных участков и трасс, выполнены инженерные изыскания на площади месторождения и по трассе нефтепровода
Выполнены отводы карьеров строительного грунта, оформлены разрешения и получена лицензия на добычу общераспространенных полезных ископаемых на карьерах «Среднеботуобинский №3» и «Среднеботуобинский №4»
Разработан рабочий проект по карьерам и по отсыпке первоочередных площадок и внутрипромысловых дорог, на который получено положительное заключение Госэкспертизы РФ
Мобилизован строительный подрядчик и начаты отсыпки грунта для первоочередных объектов по плану обустройства месторождения
Подготовлен отчет по оперативному подсчету запасов нефти, газа и конденсата
Завершена разработка группового проекта бурения эксплуатационных скважин на Центральном блоке СБ НГКМ
2006
Разработан концептуальный план освоения Центрального блока СБ НГКМ международной компанией Petrofac International Ltd
У ОАО «Якутгазпром» выкуплены и оформлены в собственность 8 скважин
Начата работа по созданию трехмерных геологической и гидродинамической моделей месторождения
2005
Приобретены 29 скважин у Министерства имущественных отношений РС(Я)
Разработан проект бурения боковых горизонтальных стволов в ранее пробуренных разведочных скважинах и получено положительное заключение Госэкспертизы РФ
В декабре начаты работы по выполнению компанией Shlumberger первого этапа программы бурения 12 боковых горизонтальных стволов в существующих скважинах
2004
Завершена ОПЭ Центрального блока СБ НГКМ
В декабре прошла экспертизу и утверждена в ЦКР Минприроды РФ «Технологическая схема разработки Центрального блока СБ НГКМ»
1970
Открыто Среднеботуобинское месторождение
http://www.tyngd.ru/?page_id=61

Иван Меньшиков
Генеральный директор
Родился в 1956 г. в Москве. В 1980 г. закончил МГУ им. М.В.Ломоносова (Институт стран Азии и Африки) по специальности «Международные экономические отношения». В 2007 году получил степень магистра делового администрирования (МВА) в Открытом Университете (Великобритания). Кандидат экономических наук.
1997 – 2003 — Вице-президент, директор департамента по инвестициям ОАО «Тюменская нефтяная компания».
2003 – 2008 — Заместитель директора департамента корпоративного финансирования Управления финансов и казначейства ОАО «ТНК-ВР Менеджмент».
с июля 2008 — Генеральный директор ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча».
http://www.tyngd.ru/?page_id=1602

Участники ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча»

В административном отношении Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторождение (СБ НГКМ) 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 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 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 СБ НГКМ 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 г. 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 СБ НГКМ 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).

Лицензионные участки ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча»: Центральный блок СБ НГКМ, Курунгский
http://www.tyngd.ru/?page_id=75

Независимый аудит запасов, проведенный компанией DeGolyer and MacNaughton, подтвердил, что по состоянию на апрель 2012 года совокупные доказанные и вероятные запасы нефти составили 991 млн. баррелей по принятым на Западе стандартам «Системы управления углеводородными ресурсами» (Petroleum Resources Management System (PRMS), утвержденным в марте 2007 г. американским Обществом инженеров-нефтяников (SPE) , Всемирным нефтяным советом (WPC) , Американской ассоциацией геологов-нефтяников (AAPG) и Американским Обществом инженеров по оценке нефти и газа (SPEE). Доказанные и вероятные запасы товарного газа в соответствии с этими стандартами составляют 60 млрд. куб. м.
http://www.tyngd.ru/?page_id=100

Презентация проекта освоения Среднеботуобинского НГКМ (Центральный блок и Курунгский участок)


http://www.tyngd.ru/?page_id=65

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

kommersant.ru: Эдуард Худайнатов добыл первую нефть

Его ННК покупает «Геотэкс» и «Пайяху»

Как стало известно «Ъ», бывший первый вице-президент «Роснефти» Эдуард Худайнатов, покинувший компанию, чтобы заняться собственным бизнесом, нашел первые активы. Созданная в конце 2012 года Независимая нефтегазовая компания (ННК) приобретает ЗАО «Геотэкс», которое добывает газ в Саратовской области, и ОАО «Пайяха», работающее в Красноярском крае. Общая сумма сделок составит около $500 млн. В отрасли, где осталось не так уж много независимых игроков, говорят о появлении нового сильного консолидатора.
Читать далее

Информация о состоянии распределенного фонда недр ХМАО-Югры По состоянию на 01.01.2013 г.

По состоянию на 01.01.2013 г.

По состоянию на 01.01.2013 г. на территории Ханты-Мансийского автономного округа действует 478 лицензии на право пользования недрами, из них
127 лицензий на геологическое изучение с целью поисков и оценки углеводородного сырья, в том числе
— 18 лицензий на геологическое изучение, поиск и оценку нижележащих горизонтов разрабатываемых месторождений
— лицензия на геологическое изучение с целью выполнения комплекса исследований и ликвидации Ляпинской параметрической скважины № 31
67 лицензий на геологическое изучение, поиск, разведку и добычу («совмещенные лицензии»)

283 лицензии на добычу нефти и газа
одна лицензия на эксплуатацию подземного хранилища газа.

По состоянию на 01.01.2012 г.

По состоянию на 01.01.2012 г. на территории Ханты-Мансийского автономного округа действует 493 лицензии на право пользования недрами, из них
лицензий на геологическое изучение с целью поисков и оценки углеводородного сырья – 146 , в том числе
— 22 лицензии на геологическое изучение, поиск и оценку нижележащих горизонтов разрабатываемых месторождений
лицензий на геологическое изучение, поиск, разведку и добычу («совмещенные лицензии») – 65

лицензий на добычу нефти и газа — 281
одна лицензия на эксплуатацию подземного хранилища газа.

В 2011 году


http://www.crru.ru/sostlic.html

«Роснефть» год ждет документов по «Таас-Юрях»

Купив в начале 2012 года долю в «Таас-Юрях Нефтегазодобыче» (ТЮН), «Роснефть» получила кота в мешке. Как стало известно РБК daily, главе госкомпании Игорю Сечину пришлось через суд требовать у руководства «Таас-Юрях» информацию о ее деятельности за предыдущие три года, в том числе о финансово-кредитной истории. За неизвестными кипрскими офшорами, которым принадлежит контрольный пакет, могут стоять нынешние владельцы Urals Energy.

Читать далее

Энергетика и экономика Украины: новости и обзоры

Обзор экономики Украины и мира
http://capital-times.ua/ru/blog_article/907

Агентство атомных новостей Украины
http://www.atomnews.info/

Сделано на Украине
http://sdelanounas.in.ua/
Читать далее

Independent Petroleum Association of America

Through boom and bust, IPAA has been on the front lines in support of America’s independent oil and natural gas producers. Founded in the summer of 1929 by a small group of determined independents, IPAA has grown to an organization of many thousands today.

Independent producers were in bad shape in 1929 and facing even more troubled times ahead. The government was encouraging oil imports. American oil reserves were plentiful, yet suspicion prevailed among federal policy makers that the United States was soon to run out of petroleum.
http://www.ipaa.org/about-ipaa/our-history/

IPAA has developed these fact sheets to provide straightforward explanations of IPAA’s position on key national energy policy issues. They are organized by category as listed below, or can be searched utilizing our search function above.

http://www.ipaa.org/government-relations/current-items/fact-sheets/

Итера: обзор компании

Итера (конец 2007)

01.11.2007
«Итера» подтвердила, что собирается продать свои нефтяные и другие непрофильные активы. За нефтедобывающие предприятия компания рассчитывает выручить до $500 млн, которые вложит в развитие газового бизнеса. В течение ближайших пяти лет «Итера» планирует увеличить добычу газа почти втрое, до 20-22 млрд кубометров, на что компании понадобится не менее $700-800 млн.

Вчера «Итера» опубликовала информационный меморандум к планируемому пятилетнему облигационному займу на 5 млрд руб. Облигации размещает ООО «Итера Финанс», поручителем выступает ООО «НГК ‘Итера'». В документе компания подтверждает информацию Ъ от 9 августа о реструктуризации активов НГК. «‘Итера’ планирует поступательно увеличивать долю прямого владения в газодобывающих предприятиях и сбытовых компаниях, кроме того, планирует вывод непрофильных и нефтяных активов с их последующей реализацией и приобретение новых перспективных газодобывающих предприятий»,— сообщается в меморандуме.

«Итере» на 100% принадлежат Погромненское и Твердиловское нефтяные месторождения в Оренбургской области, Польяновский, Восточно-Ингинский и Поттыхско-Ингинский участки в Ханты-Мансийском АО, Журавское в Ставропольском крае. Как сообщили Ъ в «Итере», совокупные доказанные запасы нефти на месторождениях компании составляют 90,4 млн баррелей (12,3 млн тонн), вероятные — 127 млн баррелей (17,3 млн тонн), возможные — 457 млн баррелей (58,2 млн тонн). По оценке самой компании, их стоимость составляет $300-500 млн в зависимости от конъюнктуры рынка.

Продать эти активы компания попытается до конца 2008 года, причем не единым лотом, а по одному ввиду значительных расстояний между ними. Аналитик ФК «Уралсиб» Евгения Дышлюк отмечает, что нижняя граница оценки нефтяных активов, названная «Итерой», достаточно низкая, а справедливая стоимость указанных запасов — около $500 млн. «С учетом разрозненной продажи цена может оказаться и выше»,— полагает аналитик. В ходе реструктуризации НГК собирается также продать непрофильные активы — Малкинский песчано-гравийный карьер, «Молдкартон», Выйский деревообрабатывающий комбинат в Свердловской области.

В «Итере» Ъ пояснили, что вырученные средства «будут направлены на развитие газового бизнеса как в России, так и за рубежом, но преимущественно в России и преимущественно в Ямало-Ненецком АО». Инвестиции понадобятся НГК на развитие самого перспективного актива — «Сибнефтегаза» (владеет лицензиями на Береговое, Пырейное, Хадырьяхинское и Западно-Заполярное месторождения; 28% принадлежит «Итере») для достижения в 2009-2019 годах стабильной добычи на уровне 12-13 млрд кубометров, а также Братского (доля «Итеры» — 79%) и Губкинского (49%) месторождений.

Согласно меморандуму, компания в 2008 году планирует увеличить объем собственной добычи газа до 12 млрд кубометров, к 2012-му — до 20-22 млрд кубометров. Для этого ей придется дополнительно ввести в разработку около 185 млрд кубометров запасов. К 2015 году она также планирует увеличить объем продаж газа в России до 25 млрд кубометров, экспортные поставки — до 1,2 млрд кубометров. Тем не менее, по прогнозам самой «Итеры», по текущим активам пиковые показатели добычи «Итеры» составят 13,5-14 млрд кубометров в год в 2009-2014 годах, потом прогнозируется спад. Чтобы достичь желаемых показателей, компании придется приобрести новые активы, которые смогут прирастить ей 6-8 млрд кубометров годовой добычи уже к 2012 году. Кроме того, говорится в меморандуме, «Итера» хочет увеличить долю и в существующих активах. В «Сибнефтегазе» это возможно путем приобретения 21% акций, принадлежащих ОАО «Акрон» (см. справку).

Валерий Нестеров из «Тройки Диалог» отмечает, что наращивание добычи газа на 13-15 млрд кубометров потребует дополнительных инвестиций в объеме $700-800 млн. По словам аналитика, сегодня «Сибнефтегаз» выглядит очевидным полюсом роста, так как основные инвестиции туда уже сделаны. Аналитик напоминает, что в конце 90-х годов «Итера» уже планировала увеличение добычи до 20-22 млрд кубометров в год, но с приходом команды Алексея Миллера в «Газпром» планы развития НГК были свернуты. Поэтому, отмечает Валерий Нестеров, главное в данном случае, какое мнение о таком росте выскажет «Газпром», которому необходимо наращивать добычу на менее крупных месторождениях за счет независимых поставщиков для российского рынка газа.
http://www.kommersant.ru/doc/820969

В информационном меморандуме к выпуску облигаций НГК «Итера» впервые подробно раскрыла финансовые и производственные показатели своей работы. Согласно документу, более 99% выручки компании обеспечивает оптовая торговля газом. В целом в 2006 году НГК поставила потребителям 19,7 млрд кубометров газа, из них около 11 млрд кубометров было закуплено у сторонних производителей. Основными поставщиками стали НОВАТЭК (6,9 млрд кубометров) и ООО «Промэнергохолдинг» (3,4 млрд кубометров). В России «Итера» реализует 96% газа, в основном в Свердловской области, остальное — в Латвии (550 млн кубометров) и Эстонии (150 млн кубометров).
http://www.kommersant.ru/doc/821071

28.05.2013
Как стало известно «Ъ», одна из первых российских независимых газовых компаний, НГК «Итера», полностью переходит под контроль государства. «Роснефть», уже владеющая 51% «Итеры», выкупает долю основателя компании Игоря Макарова и его партнеров примерно за $3 млрд. Бизнесмен надеется возродить газовый бизнес под тем же брендом, но пока его основными активами останутся девелопмент и велокоманда «Катюша».

Инвестиционный комитет «Роснефти» одобрил приобретение 49% долей в НГК «Итера» у Игоря Макарова и его партнеров, рассказали «Ъ» источники, знакомые с ситуацией. Сумма сделки составит около $3 млрд, закрыть ее планируется в течение одного-двух месяцев, уточняет один из собеседников «Ъ». В «Роснефти» и «Итере» от комментариев отказались. Структуры господина Макарова владеют долей в «Итере» через ООО «Итера Холдинг». Одним из партнеров является первый вице-президент «Итера Груп» Владимир Макеев. В 2011 году стало известно, что около 5% «Итеры» владеет семья главы «Ростеха» Сергея Чемезова, сам он подтверждал, что пакет был, но снизился до 1,1%, которые также планируется продать. «На данный момент ни Екатерина Игнатова (супруга Сергея Чемезова.— «Ъ»), ни какие-либо аффилированные с ней структуры не владеют «Итерой». Игнатовой действительно принадлежал миноритарный пакет в корпорации, но он был продан два года назад»,— заявили «Ъ» вчера в «Ростехе».

«Итера» была одной из первых и долго оставалась единственной крупной независимой газовой компанией в России (см. справку на этой странице). «Роснефть» получила контроль над ней в феврале 2012 года. Тогда стороны договорились о создании СП. Нефтекомпания получила в НГК «Итера» 51%, внеся в нее ряд своих газовых активов и $173,4 млн. Основными активами самой «Итеры» были 49% ОАО «Сибнефтегаз» (51% у НОВАТЭКа), 49% ЗАО «Пургаз» (51% контролируется «Газпромом»), 67% в ЗАО «Уралсевергаз-НГК» (реализует газ в Свердловской области). Сделка была закрыта в августе, по оценкам аналитиков, «Итера» в рамках нее была оценена в $4-5 млрд.

Сделка с «Роснефтью» была для основателя «Итеры» Игоря Макарова единственной возможностью сохранить позиции компании в отрасли. Расцвет «Итеры» уже давно остался в прошлом. В начале 1990-х она смогла занять прочные позиции за счет того, что Игорь Макаров смог договориться о закупках туркменского газа, когда это не получилось у «Газпрома», возглавляемого Ремом Вяхиревым. «Тогда у стран СНГ просто не было денег, «Итера» была готова работать по схемам взаимозачетов и получала плату за газ самыми разными товарами, которые потом реализовывала»,— говорит знакомый Игоря Макарова. В конце 1990-х компания стала продавать газ и на внутреннем рынке — в Свердловской области. Но к началу 2000-х, после смены руководства «Газпрома», «Итера» начала сдавать позиции. Окончательно их ослабило введение в 2006 году монополии «Газпрома» на экспорт газа.

Серьезно усилить позиции на внутреннем рынке «Итера» так и не смогла и начала искать сильных партнеров. «Сейчас нам не нужны деньги в той степени, чтобы мы ради этого выбирали стратегического инвестора, а нам нужен новый вектор, новый импульс для ускорения развития газового бизнеса, и финансирование необходимо проектное»,— говорил Игорь Макаров в интервью «Ъ» в начале 2011 года.

Переговоры велись с ТНК-ВР, речь шла о продаже 50% «Итеры» при общей оценке компании примерно в $3 млрд. Но стороны так и не договорились: как отмечали собеседники «Ъ», ТНК-ВР оценивала газовый бизнес господина Макарова «гораздо дешевле». В конце 2011 года Игорь Макаров начал переговоры с «Роснефтью». «Он идеалист, полагал, что, пойдя на сделку с «Роснефтью», действительно сможет сохранить большой кусок компании, который позволит развиваться дальше, ведь в свое время ему удалось отбиться даже от «Газпрома»»,— говорит знакомый бизнесмена.

По словам источников «Ъ», близких к «Роснефти», на момент заключения первой сделки вопрос полной консолидации «Итеры» действительно не стоял. «Тогда предполагалось, что именно «Итера» станет центром развития газового бизнеса, на ее базе будет формироваться фактически новая мощная компания, и всем было вполне комфортно с Макаровым»,— отмечает собеседник «Ъ». Трудности появились приблизительно осенью 2012 года, говорит источник «Ъ» в одной из компаний, когда «руки Игоря Сечина (возглавил «Роснефть» в мае.— «Ъ») дошли и до газового бизнеса». «»Роснефть» привыкла сама заниматься своими проектами и в целом работать без партнеров»,— замечает один из собеседников «Ъ». Источник «Ъ», близкий к «Роснефти», говорит, что «в какой-то момент стало понятно, что у Игоря Макарова нет средств на развитие бизнеса компании». «Оставалось два пути — либо постепенная эмиссия его акций в пользу «Роснефти», либо выкуп доли Макарова полностью. Договорились о втором, это устроило всех, расстаемся в хороших отношениях»,— говорит собеседник «Ъ». Произошло это, по данным источников «Ъ», в апреле, когда «Итеру» возглавил первый вице-президент «Роснефти» Эдуард Худайнатов. Игорь Макаров выйдет и из совета директоров «Роснефтегаза», в состав которого попал в 2012 году.

Источники «Ъ», близкие к «Итере», подчеркивают, что Игорь Макаров хочет возродить газовый бизнес. «Он планирует заниматься поиском новых активов»,— отмечает один из собеседников «Ъ», добавляя, что «скорее всего» бренд «Итера» останется у господина Макарова. Также он будет развивать и свои девелоперские проекты. На сайте компании IDG (управляет активами в недвижимости) указывается, что бизнес «Итеры» «представлен крупными строительными проектами, среди которых «Минск-Сити», бизнес-центр с первым жилым небоскребом «Парус» в белорусской столице, гостиничный комплекс в курортной зоне «Аваза» в Туркмении, офисное здание для Оргкомитета Олимпийских и Паралимпийских игр 2014 года в Сочи и другие объекты». Также в апреле 2011 года компания сдала в эксплуатацию два ипподромных комплекса в Туркмении (каждый около 50 га). Правда, в феврале прошлого года сообщалось, что контракт с «Итерой» по строительству «Минск-Сити» был расторгнут по решению президента Белоруссии Александра Лукашенко. Кроме того, господину Макарову, который был профессиональным велогонщиком, продолжит принадлежать велокоманда «Катюша».

По мнению аналитика Sberbank Investment Research Валерия Нестерова, «Итера» в переходный период российской экономики играла «очень важную роль», решая проблемы «Газпрома» с поставками газа в соседние страны. Компании долго удавалось сохранять реальную независимость, не имея особого лоббистского ресурса, благодаря своему менеджменту, в том числе Игорю Макарову, отмечает эксперт. Но сейчас, добавляет он, наступил период консолидации, что вряд ли можно назвать положительным фактором для развития рынка газа, и «Роснефти», которая имеет амбициозные цели к 2020 году увеличить продажи до 100 млрд кубометров, а производство — до 110 млрд кубометров, необходимы новые активы.
http://www.kommersant.ru/doc/2198976

Компания «Итера» создана уроженцем Ашхабада Игорем Макаровым в 1992 году. Изначально перепродавала туркменский газ украинским потребителям по бартерным схемам. В 1995 году стала посредником при поставках газа из Туркмении на Украину по соглашению с «Газпромом», который передал ей ряд крупных добывающих активов. К началу 2000-х годов трейдерский бизнес «Итеры» достиг оборота $3 млрд с объемом реализации 80 млрд куб. м. Одновременно компания стала вторым после «Газпрома» производителем газа в России с годовой добычей в 23 млрд куб. м и 1 трлн куб. м запасов.

После ухода в 2001 году из «Газпрома» Рема Вяхирева «Итера» лишилась доступа к экспортным рынкам. Также она вернула структурам «Газпрома» и Газпромбанка контроль над ключевыми добывающими активами, такими как «Пургаз», «Запсибгазпром» и «Сибнефтегаз», а вместе с ними и лицензии на Южно-Русское (запасы 833 млрд куб. м) и Береговое (150 млрд куб. м) месторождения.

С 2002 года «Итера» безуспешно пыталась найти нового крупного партнера. Неудачей завершились попытки объединения с НОВАТЭКом и индийской Sun, не удалось вывести компанию на IPO. В 2011 году ТНК-BP подала ходатайство о покупке «Итеры» в ФАС, но в итоге стороны не сошлись в цене. В 2012 году «Итера», добывая в два раза меньше газа, чем в начале 2000-х, заключила соглашение о стратегическом партнерстве с «Роснефтью». Госкомпания получила 51% «Итеры» в обмен на лицензию на месторождения Кынско-Часельской группы и $175 млн.

Стоит также отметить, что с 2005 года «Итера» выступает спонсором проекта по спасению журавлей-стерхов «Полет надежды». В рамках этого проекта в сентябре 2012 года полет на дельтаплане совершил Владимир Путин.
http://www.kommersant.ru/doc/2199045

Компания создана в 1992 году; с 1994 года занималась реализацией газа. С 1998 года «Итера» развивает собственную газодобычу в Ямало-Ненецком автономном округе. В те годы «Итера» являлась вторым после «Газпрома» производителем газа в стране, а также осуществляла поставки среднеазиатского газа на Украину и другие постсоветские страны.

После отставки Рема Вяхирева с поста руководителя «Газпрома» его преемник Алексей Миллер предложил владельцам «Итеры» продать её контрольный пакет, но ему было отказано. В результате газовая монополия все равно получила часть добывающих активов «Итеры» и вытеснила её с рынка стран СНГ. В 2001 году «Итера» попыталась создать совместное предприятие с группой ЕСН, ещё черед год — с газовой компанией «Новатэк», но оба безрезультатно. В 2006 году компания продала часть своих акций индийской группе Sun, но через несколько лет сделка была отменена. В 2011 году половину акций «Итеры» собирались продать компании ТНК-BP, но эта сделка также сорвалась из-за того, что стороны не сошлись в цене.

Среди основных активов компании — 49 % ЗАО «Пургаз» (Губкинское месторождение, запасы — 399 млрд м³ газа) и 49 % ОАО «Сибнефтегаз» (Береговое месторождение, запасы — 325 млрд м³ газа, контрольный пакет «Сибнефтегаза» принадлежит компании «Новатэк»), 65 % крупнейшего в Свердловской области газового трейдера — ЗАО «Уралсевергаз».

Также «Итере» принадлежат Братское газовое месторождение в Иркутской области, крупный Малкинский карьер щебня и песка в Ставропольском крае, в Свердловской области «Итера» собирается строить газохимический комплекс.

С 1998 года «ИТЕРА» развивает собственную газодобычу в России в Ямало-Ненецком автономном округе (ЯНАО) в Западной Сибири. «ИТЕРА» стала первой частной компанией, которая ввела в эксплуатацию газовые месторождения на Крайнем Севере России: в 1999 году — Губкинское (запасы газа — 399 млрд кубометров), в 2001 году — газовый промысел Восточно-Таркосалинского месторождения (запасы газа — 407 млрд кубометров), в 2003 — Береговое (запасы газа — 325 млрд кубометров). С участием компании в промышленную эксплуатацию введены девять месторождений углеводородов в ЯНАО и Иркутской области. В общей сложности на месторождениях, разрабатываемых нефтегазовой компанией «ИТЕРА», добыто 267,935 млрд кубометров природного газа.


http://www.expert-ural.com/25-0-839/

Консолидированная финансовая отчетность по МСФО за 2011 г. (pdf)

2012
Итера в 2012 году добыла порядка 12,8 млрд куб. м газа, на Роснефть пришлось 2,6 млрд куб. м.

2010-2011
В 2011 году Итера добыла 12,6 млрд куб. м газа против 12,1 млрд куб. м, полученных годом ранее.

Продажи компании составили около 23,4 млрд куб. м, в то время как в 2010 году они находились на уровне 20,7 млрд куб. м. Напомню, что цена на газ в 2011 году для промышленных потребителей выросла на 15%, а цены для населения увеличились в среднем на 8,4%. Чистая выручка Итеры за указанный период выросла на 35% и достигла $2,17 млрд, в 2010 году она составляла $1,6 млрд. Операционная прибыль увеличилась на 6% до $304 млн против $285 млн, полученных в 2010 году. Таким образом, операционная рентабельность сократилась с 18%, которые компания получила в 2010 году, до 14%.

Основная причина этого кроется в росте себестоимости реализации газа и затратах на его транспортировку. Напомним, что порядка 7-8 млрд куб. м газа компания ежегодно закупает у Новатэка, основным регионом добычи которого, как и у Итеры, является ЯНАО. Основной регион реализации газа — Свердловская область, поэтому рентабельность Итеры чувствительна к росту тарифов на транспортировку газа. Что касается чистой прибыли, то она сократилась на 13% главным образом из-за снижения прибыли Пургаза и Сибнефтегаза (в обеих компаниях Итере принадлежит по 49%).

В 2013 году Итера намерена реализовать порядка 22 млрд куб. м газа, по сравнению с 21,5 млрд куб. м в 2012-м. Собственная добыча останется на уровне 2012 года и составит 12,8 млрд куб. м, а закупки у Новатэка окажутся на уровне 7 млрд куб. м газа. Что касается цен на газ, то в 2012-2013 годах он составит 7-15%, однако увеличится и тариф на транспортировку. Соответственно, операционная прибыль компании в 2012-2013 годах значительно не изменится. Негативное влияние на чистую прибыль окажет существенный рост налоговой нагрузки на Пургаз в результате роста НДПИ для Газпрома и подконтрольных структур в 2012 году. Напомню, Газпром сократил долю в Пургазе до 50% в ноябре прошлого года, тем самым снизив налоговую нагрузку на компанию. Тем не менее, не стоит ожидать существенного изменения чистой прибыли Итеры по итогам прошлого года в силу того, что в декабре произошло заметное укрепление курса рубля.

Итера – устойчивый бизнес в партнерстве с Газпромом (30.10.2007)

НГК Итера: изменения к лучшему (20.05.2010)

в 2007 году «Итера» добыла 8 млрд м3

Объемы добычи природного газа в России компанией Итера .
В млрд кубометров.
1998 — 1,1
1999 — 6,7
2000 — 20,0
Рост российских поставок природного газа компании Итера .
В млрд кубометров.
1996 — 0,7
1997 — 1,0
1998 — 10,5
1999 — оценка: 14,0

2002
В 1999 году собственная добыча «Итеры» составила около 6,6 млрд. куб. метров природного газа и около 1 млн тонн газового конденсата и нефти. К 2005 году, как надеются в «Итере», объем добычи газа достигнет 45 млрд. куб. м. газа, а к 2007-2010 гг. «Итера» планирует ежегодно добывать 80 млрд. куб. метров природного газа. В 1998 потребителям вышеназванных стран «Итера» реализовала почти 40 млрд. куб. метров энергоносителя; в 1999 году уже в полтора раза больше — 60,5 млрд. кубометров, в 2000 году снова произошло значительное увеличение объема поставки — 85,6 млрд. кубометров. В 2001 году в странах СНГ было реализовано около 80 млрд. кубометров газа (более половины поставок приходится на Украину).

Совокупный объем реализации природного газа составил в 1998 году 40 млрд куб. метров, нефти и газового конденсата — 500 тыс. тонн, в 1999 г. — 60,5 млрд куб. м. и 1 млн. тонн соответственно.

«Итере» сообщили, что планируют продать в 2009 году более 23 млрд кубометров газа — почти столько же, сколько и в 2008 году. Председатель правления «Итеры» Владимир Макеев уточнил, что в 2009 году компания собирается добыть 12,25 млрд кубометров газа («Итера» также продает газ других производителей) против 11,5 млрд в 2008 году.

В 2009 году НГК “Итера” реализовала 18,3 млрд куб. м газа, на 15,3% меньше, чем в 2008 году. Выручка от реализации газа снизилась на 16%, но рентабельность по операционной прибыли удалось сохранить на уровне 15%, а по чистой прибыли даже увеличить с 9 до 12% за счет сокращения закупки газа у сторонних производителей и увеличения доли собственной добычи. Чистая прибыль компании по итогам года составит около 4 млрд руб., что даже несколько лучше аналогичного показателя 2008 года.

Общий ожидаемый объем реализации газа НГК «ИТЕРА» в 2011 году по сравнению с 2010 годом вырос на 13% до 23,4 млрд куб. м. Собственная добыча увеличилась на 3,7% и составила 12,6 млрд куб. м. газа.

Прирост производства обеспечили основные газовые активы компании «Пургаз» и «Сибнефтегаз», в которых «ИТЕРЕ» принадлежит по 49%. Общая добыча «Пургаза» составила 15,2 млрд куб. м., общая добыча «Сибнефтегаза» — 10,6 млрд куб.м. «Пургаз» вышел на пик добычи газа. Месторождения в рамках «Сибнефтегаза» находятся на этапе активной разработки, и выход на пик добычи зависит от спроса на газ.

Колтогорское месторождение

Старший сын Романа Абрамовича, Аркадий, приобретает свой первый нефтяной актив в России. Аффилированный с ним фонд Zoltav Resources объявил о поглощении компании, которой принадлежит лицензия на Колтогорское месторождение в Ханты-Мансийском АО. Эксперты подчеркивают, что участок достался фонду очень дешево. Аналогичные приобретения «Сургутнефтегазу» и ТНК-BP обходились дороже в 4—5 раз.

Zoltav Resources Inc., на 45% принадлежащая подконтрольному Аркадию Абрамовичу фонду ARA Capital, приобретет компанию CenGeo, которая разрабатывает Колтогорское нефтяное месторождение в ХМАО через свою дочернюю структуру, сообщается на сайте Лондонской фондовой биржи. Сумма сделки составит 26 млн долл.

Для осуществления сделки Zoltav осуществит допэмиссию акций почти на 10% от уставного капитала (473,1 млн бумаг по 3,5 пенса за штуку). ARA Capital примет участие в допэмиссии, чтобы сохранить свою долю. После завершения всех корпоративных процедур 29,1% Zoltav будет принадлежать структуре бизнесмена Валентина Бухтоярова Bandbear. Г-н Бухтояров одновременно является мажоритарным акционером CenGeo.

Сделка должна быть одобрена внеочередным общим собранием акционеров Zoltav Resources. Заключенное с ARA Capital соглашение предусматривает, что компания может рассчитывать на получение от материнской структуры 20 млн долл. на развитие проекта.

Колтогорское месторождение обладает запасами в 35,3 млн т по категории С1+С2. Оно было открыто Сибирской геологической компанией в 2009 году. В 2010 году контроль над компанией получила «Газпром нефть» в результате консолидации активов Sibir Energy, совладельцем которой был Роман Абрамович. CenGeo Сибирская геологическая компания была продана в феврале 2013 года, отметили в пресс-службе «Газпром нефти». «Принимая во внимание территориальную удаленность Колтогорского блока от прочих активов «Газпром нефти», компания приняла решение сосредоточиться на развитии других проектов», — пояснили в компании.

Тогда же компания получила лицензию на разведку и добычу сроком на 25 лет, заплатив за нее около 15 млн долл. (440 млн руб.). Нефть Колтогорского месторождения относится к так называемой легкой, оно расположено в непосредственной близости от магистральных трубопроводов, инфраструктура на участке уже готова.

В ближайшие годы Zoltav намерена провести 3D-разведку на 500 кв. км месторождения и в дальнейшем оценивать участок. В течение зимнего сезона 2013—2014 годов Zoltav планирует начать испытательные работы и расконсервировать одну из скважин. В течение 2015—2016 годов компания пробурит до четырех оценочных скважин.

Колтогорское месторождение — хорошее приобретение для Zoltav, считает аналитик Sberbank CIB Валерий Нестеров. Оно является средним по уровню запасов (они могут и не подтвердиться в полном объеме), но перспективным. По подсчетам аналитика, цена барреля составит 0,1 долл. (доказанные запасы составляют 100 млн барр., извлекаемые по категории С1+С2 — 35,3 млн т). Таким образом, месторождение достанется фонду достаточно дешево. Например, «Сургутнефтегаз» в январе получил участки в ХМАО примерно за 0,4—0,6 долл. за баррель по категории С1+С2, а ТНК-BP в декабре покупала в том же регионе лицензии за 0,5—0,6 долл.за баррель. Если имеющиеся запасы подтвердятся, то добыча на участке на пике может составить порядка 1,5—2 млн т.

О намерениях Аркадия Абрамовича инвестировать в нефтяной бизнес стало известно в начале 2011 года. Тогда его фонд ARA Capital limited получил блокпакет в зарегистрированной на Каймановых островах Crosby Asset Management, специализирующейся на инвестициях в нефтегазовой сфере. В апреле 2011 года ARA приобрел 26% Zoltav Resources Inc, и к концу года доля была увеличена до 45%.
http://www.rbcdaily.ru/tek/562949986325742

http://www.newsru.com/finance/20mar2013/abramovich_jr.html


http://avmalgin.livejournal.com/3650631.html


http://www.vedomosti.ru/companies/news/10232761/syn_abramovicha_pokupaet_dolyu_v_mestorozhdenii_v_sibiri


В 2007 году лицензии на разработку Колтогорской группы участков получила за $50 млн Sibir Energy. В 2011 году контроль над «Сибгеко» перешел к «Газпром нефти», которая консолидировала Sibir Energy. В «Газпром нефти» отказ от «Сибгеко» объяснили территориальной удаленностью Колтогорского блока от других активов нефтекомпании. Источник «Ъ» на рынке рассказал, что лицензии на изучение недр участков Колтогорского блока частично заканчивались уже в начале 2011 года (остальные — в конце 2013 года). Поэтому, по словам собеседника «Ъ», сама «Газпром нефть» исходно не рассчитывала выручить за актив больше $5 млн. Но CenGeo сразу после покупки «Сибгеко» удалось оформить все лицензии на добычу на 25 лет.

Причину участия в непрофильной для него сделке совладельца «Сибуглемета» Валентина Бухтоярова стороны не объясняют. Но источники «Ъ» на рынке говорят, что шахты «Сибуглемета» давно поставляют уголь на Западно-Сибирский и Новокузнецкий меткомбинаты холдинга Evraz, совладельцем которого является Роман Абрамович.

Сам Роман Абрамович вышел из нефтяного бизнеса еще в 2005 году, когда продал «Газпрому» за $13,1 млрд «Сибнефть», позднее ставшую «Газпром нефтью». По словам источников «Ъ» в окружении бизнесмена, он рассматривает возможность для возвращения в нефтяной бизнес. В частности, по словам источников «Ъ», близких к ТНК-ВР, консорциум AAR предлагал господину Абрамовичу поучаствовать в сделке по покупке доли в компании у ВР в качестве финансового инвестора, но договориться сторонам так и не удалось, в итоге ТНК-ВР была приобретена «Роснефтью». Аркадий Абрамович занимается вложениями уже два года. В 2011 году он за £3 млн приобрел 26% в Crosby Asset Management, специализирующейся на инвестициях в энергетику, а затем получил долю в Zoltav Resources. Обе эти компании активно инвестируют в разработку недр Австралии, Северной и Южной Америки. Также Zoltav в сентябре 2011 года направила по $235 тыс. на покупку расписок «Газпрома» и «Роснефти» и $156 тыс.— на акции ЛУКОЙЛа.

Несмотря на низкие исходные ожидания «Газпром нефти», Zoltav все равно приобрела «Сибгеко» дешевле рыночной цены, считает Валерий Нестеров из Sberbank Invesment Research. По подсчетам эксперта, Zoltav заплатила за запасы по категории C1+C2 10 центов за баррель, тогда как, например, ТНК-ВР в последние полгода покупала аналогичные лицензии по 40-50 центов за баррель.
http://www.kommersant.ru/doc/2150816


http://iv-g.livejournal.com/308975.html

Zoltav Resources
London Stock Exchange

— — — —

В. А. Конторович, 1992. Моделирование волновых полей для решения задач прогнозирования верхнеюрского разреза юга Западной Сибири

Сынгаевский Павел Евгениевич. Палеографические особенности формирования ловушек и прогноз нефтегазоносности нижне-среднеюрских отложений Колтогорского мегапрогиба. 1994. Специальность ВАК РФ: 04.00.17 — Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Конторович Владимир Алексеевич. Прогноз сложнопостроенных нефтегазоперспективных резервуаров в юрско-меловых отложениях Западной Сибири на основе комплексирования сейсморазведочных и геологоразведочных данных (на примере Колтогорского НГР). Диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук, специальность 04.00.17. Новосибирск, 1993

О.О. Aбросимова, Е.В. Белова, 2000. Резервуары углеводородов в эрозионно-тектонических выступах доюрских пород юго-восточной части Западно-сибирской плиты

Белицкая Елена Александровна. Типы нефтей территории Колтогорского прогиба и особенности распределения в них ароматических соединений. Диссертации на соискание ученой степени кандидата химических наук, специальность 02.00.13. Томск, 2008

— — — —
http://www.oilnews.ru — Вестник недропользователя ХМАО не стало в сети, в нем были публикации даже за 2012 г.
R.I.P.

wikipedia: Petrobangla

Petrobangla (Bangladesh Oil, Gas & Mineral Corporation) is a government-owned national oil company of Bangladesh. It explores, produces, transports and sells oil, natural gas and other mineral resources. It also concludes production sharing agreements with international oil companies for exploration and development of oil and gas resources in Bangladesh.

Bangladesh Mineral Oil & Gas Corporation (BMOGC) was created through the Presidential order #27 on March 26, 1972. The minerals operation of the corporation was segregated and vested with a new organization, Bangladesh Mineral Development Corporation (BMEDC), on 27 September 1972, through the PO # 120. The reconstituted Bangladesh Oil & Gas Corporation (BOGC) was short named Petrobangla through the ordinance # 15 of 22 August, 1974. On 13 November 1976, through the ordinance #88, the importation, refining and marketing of crude and petroleum products and vested with newly formed Bangladesh Petroleum Corporation (BPC).

BOGC and BMEDC were merged into a single entity, Bangladesh Oil, Gas & Minerals Corporation (BOGMC), by the Ordinance # 21 of 11 April 1985. In a partial modification of the Ordinance by the Law 11 of February 1989, the corporation was short named Petrobangla and given the authority to hold the shares of the companies dealing in oil, gas & minerals exploration and development.

Initial scattered exploration effort for oil and gas was undertaken by private ventures. The search of oil and gas in the area constituting Bangladesh began in the later part of the 19th century through some isolated geological mapping. The first serious attempt to find oil and gas was undertaken in Sitakund in 1908 by the Indian Petroleum Prospecting Company, 18 years after the first oil discovery in Digboi, Assam. During 1923-31 Burmah Oil Company (BOC) drilled two shallow wells in Patharia. The wells were abandoned though there was a reported occurrence of oil. A total of 6 exploratory wells were drilled, there was however no discovery and the Second World War disrupted further activity.

The promulgation of Pakistan Petroleum Act in 1948 introduced formal activity and infused interest of international oil companies in oil and gas exploration. The Standard Vacuum Oil Company (STANVAC) of USA, Pakistan Petroleum Ltd. (PPL) — a Burmah Oil Company affiliate and Pakistan Shell Oil Company (PSOC) took up concessions during early fifties and carried out exploration till the end of sixties. These operations saw the drilling of 16 exploration wells including the first offshore well and resulted in the discovery of 7 gas fields.
During this time Oil and Gas Development Corporation (OGDC) was established as the first public sector national organization in 1961 and the root of exploration for oil and gas were firmly set in the country. OGDC started to carriy out geological and geophysical survey including gravity, magnetic and seismic, and drilled wells which soon saw success.

After the liberation of Bangladesh, exploration activities gathered pace both by the national and international companies. The part of OGDC that was in operation in Bangladesh was reorganized as Bangladesh Mineral Oil and Gas Corporation (Petrobangla) continued its exploration efforts while the Bangladesh Petroleum Act was enacted in 1974 to facilitate international participation under PSC. The offshore area of Bangladesh was divided in to 6 blocks, which were taken up by Ashland, ARCO, BODC (Japex), Union Oil, Canadian Superior Oil and Ina Naftaplin under production sharing contract. This phase of PSC ended with relinquishments by 1978. Since 1972 the operational mandate of Petrobangla have undergone modification several times. In 1974 oil import, refining and marketing was segregated under Bangladesh Petroleum Corporation, while the mineral operation, which was separate since 1972, was merged with oil and gas operation in 1985. Presently Bangladesh Oil Gas and Minerals Corporation short named Petrobangla operates oil and gas exploration, development, transmission, distribution and conversion together with development and marketing of minerals.

The logo of Petrobangla signifies its primary business of oil and gas related operations. The blue and the red segments signifies the energy emanation from gas and oil, while the overall circle signifies the integration of the whole business. The stylized letters P and B signifies Petrobangla.

http://en.wikipedia.org/wiki/Petrobangla

History of Petrobangla
http://www.petrobangla.org.bd/corp_history.php

Website
petrobangla.org.bd

JAPEX: годовой отчет 2011, разведка и добыча

JAPEX: годовой отчет 2011, продажи и исследования

JAPEX: годовой отчет 2011, общие сведения

http://www.japex.co.jp/english/index.html
http://www.japex.co.jp/pdf/ir/library/anual_report/2011e.pdf

— — — — — — — — — — — —
Самое главное в отчете: продажи растут, расходы на разведку падают, операционная прибыль почти не растет, чистая прибыль падает почти в 2 раза, активы уменьшаются, кредиты растут.
Все это на фоне роста мировых цен на нефть.
Эффективное хозяйствование

wikipedia: Japan Petroleum Exploration Company Limited (JAPEX)

Japan Petroleum Exploration Company Limited (JAPEX) is a hydrocarbon exploration, production and transportation company. JAPEX explores and produces crude oil, natural gas and liquefied natural gas reserves worldwide. JAPEX has proven reserves of 272 million barrels in Japan and the rest of the world. Aside from operations in Hokkaido, Akita, Yamagata and Niigata in Japan, JAPEX has major operations in Canada, Indonesia and Libya. Although currently a private company, the Government of Japan owns a 34% stake in JAPEX.

JAPEX was founded in 1955 as a government-owned company in order to seek petroleum self-sufficiency for Japan. Between 1958 and 1968, JAPEX discovered 10 oil fields within Japan. In 1965, JAPEX’s operational range began to go overseas and in 1967, JAPEX was incorporated into the government-owned Japan Petroleum Development Corporation (JPDC). On 1 April, In 1970, JAPEX was separated from the JPDC and reorganized as a privately owned company.

In 1971, Japex Offshore Ltd. was created, spurring international and offshore exploration and production. In 1978, Japan Canada Oil Sands Limited (JACOS) was established. From 1980–2006, JAPEX would establish Japex U.S. Corps, Japex New Nanhai Ltd., Japex Pipeline Ltd., Shirone Gas Corp. Ltd., Japex Libya Ltd., Japex Block A Ltd., Japex Philippines Ltd. and Japex Buton Ltd. Between 1985 and 2005, JAPEX opened offices in Beijing, London, Jakarta, Houston and Dubai as well.

JAPEX’s exploration and production operations in Japan primarily center on Niigata, Akita, and Hokkaido. Overseas, JAPEX is focused on Southeast Asia, Canada, North Africa, the Middle East, and Sakhalin in Russia. In 2007, JAPEX produces 132 thousand barrels of oil equivalent a day; 100 thousand overseas and 32 thousand domestically.

Domestically, JAPEX conducts exploration and production near existing reserves while also exploring other areas of Japan. JAPEX is also working on systems to supply more natural gas and liquefied natural gas to a broader base of customers in Japan. JAPEX is currently extending and upgrading an already 826 km natural gas pipeline.

Overseas, JAPEX works to acquire the rights to already discovered oilfields and to acquire exploration rights in order to find additional oil reserves. JAPEX is involved in projects within the United States, Russia (Sakhalin Islands), Indonesia, Canada, Iran, Libya and had negotiated for Iraq’s oil reserves as well.
http://en.wikipedia.org/wiki/JAPEX

Website
http://www.japex.co.jp

Нефтяная компания Самара-Нафта

Компания основана в 1998 году.

— ЗАО «Самара-Нафта» осуществляет свою деятельность на территории Самарской и Ульяновской областей и имеет всю необходимую инфраструктуру для полного цикла добычи, подготовки и сдачи товарной нефти в магистральные нефтепроводы.

— Совокупная добыча нефти с начала разработки месторождений составляет более 10 млн. тонн.

— С 2009 года ЗАО «Самара-Нафта» занимает 2 место по объему добычи в Самарской области и 12-е место в России. Текущий годовой уровень добычи составляет более 2 млн. тонн.


Динамика численности сотрудников, период с 2005г. по 2011г.

— ЗАО «Самара-Нафта» успешно реализует стратегию ускоренного роста добычи, в том числе благодаря внедрению самых современных технологий и высокой эффективности своей деятельности.

— Компания обладает стабильной и перспективной ресурсной базой, современной геологоразведкой , достаточными мощностями инфраструктуры.

С начала существования по настоящее время построено:
2 установки подготовки и сдачи нефти, 3 установки предварительного сброса воды
3 пункта налива нефти, 9 малогабаритных блочных сепарационно-наливных установок (МБСНУ), 253 км трубопроводов, более 360 км линий электропередач

В планах: реконструкция Аксеновской УПСВ до УПН, строительство установки подготовки попутного нефтяного газа на Зареченском ПНН, увеличение пропускной способности ЦПСН Просвет по сдаче товарной нефти, строительство Авралинского ПНН, строительство 6 малогабаритных блочных сепарационно-наливных установок.
http://samara-nafta.ru/ru/about.html

РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ
На сегодняшний день на балансе ЗАО «Самара-Нафта» более 60 месторождений в пределах 21 лицензионного участка на территории Самарской и Ульяновской областей.

График добычи

График запасов

http://samara-nafta.ru/ru/production/fields-development.html