Архив меток: область Иркутская

Золотодобывающая промышленность России: итоги 2015 года и прогноз развития отрасли до 2020 г.


Читать далее

Реклама

О Байкале

2016-05-24 http://sergiscorp.livejournal.com/783535.html
Не первый год стоит остро проблема с экологией Байкала. У РФ и сама хорошо «старается», но кроме того, и соседи доставляют головной боли. Тема дня сейчас — энергетика Монголии. Точнее ее планы построить ГЭС на реках Селенга, Орхон и Эгийн-гол (притоки Селенги). Селенга впадает в Байка, и даже считается, что вносит туда 80% всего дебета воды.


https://ru.wikipedia.org/wiki/Селенга

А у Байкала и без этого проблемы с уровнем. Как нам в прошлом году сообщали экологи — уровень воды ожидается ниже чрезвычайного минимума уже этой весной. И это без монгольских ГЭС. То есть они сами великолепно убивают озеро.

А что же монголы? Зачем им то участвовать в проекте с таким шлейфом? Вот нынче РФ уже согласно чуть ли не в свою энергосистему включить Монголию, чтобы остановить проекты ГЭС. Таким образом, они думают снять вопрос энергозависимости от РФ. Наивные! Монголы, похоже, не купились.

Но как же они не купились? Разве факт роста тарифов на энергию из РФ для Монголии на 88% в год — это разве дискредитирует РФ? Или разве блэкаут в 20 тысячном городе Дархане в самый разгар декабрьских холодов 2012 года мог бросить тень на надежность РФ как поставщика энергии? Нет? Да?

Немного цифр. Установленная мощность энергосистемы Монголии составляла на 2013 год 1,05 ГВт. Правда, оборудование так изношено, что не выдерживало пиковых нагрузок и реально работало 798 МВт. Это значит, что потребление энергии Монголией в год составляет 6,3 ТВт*ч. И именно столько составляет потребление энергии в стране. По сути, у них нет дефицита. Но это на бумаге.

Россия экспортировала туда 0,9 ТВт.ч., утверждая, что это четверть энергопотребления страны. Оставим математику российских экономистов в покое. В реальности, РФ покрывает пиковые нагрузки Монголии, и выставляет за это ценник, за спасение от смерти, не иначе. Теперь, РФ согласна пересмотреть свои подходы, но поможет ли это.

Как сообщается, установленная мощность трех ГЭС будет составлять 565 МВт., что дает нам цифру почти 5,0 ТВт.ч. производства энергии. Фактически Монголия хочет удвоить свою энергосистему. Зачем им так много энергии? Я думаю, что в этом и есть весть вопрос. Отнюдь не в энергии дело.

"…Поэтому власть Монголии планирует строительство на Сэлэнге ряда гидроэлектростанций, а на реках Орхон (основной приток Селенги на территории Монголии) и Хэрлэн(приток озера Далай-нор, расположенное в Китае) создать несколько водохранилищ для переброски воды в Южное Гоби.

Данная полтина будет сооружена в непосредственной близости к месторождению каменного угля Тавантолгой. Одни из крупнейших месторождений угля и меди расположены на юге Монголии. Угольное месторождение Таван-Толгой «Пять холмов» : его запасы составляют около 6 млрд тонн угля, из них 40% — коксующийся уголь. Рядом находится еще одно золотомеднее месторождение — Оюу-Толгой «Бирюзовый холм». Оцененные запасы — 35,8 млн тонн меди и почти 12,8 тыс. тонн золота.
источник

И именно поэтому, не глядя на палки в колеса со стороны РФ, проект растет и развивается. Китайский банк, как сообщают, выделил уже почти миллиард долларов на строительство инфраструктуры ГЭС.

2016-03-22 Климат, Байкал и гидроэнергетика http://saiga20k.livejournal.com/82827.html
Мы живем в период существенных климатических изменений, которые наблюдаются как на глобальном уровне (повышение среднегодовой температуры), так и на локальном — в одних регионах происходят масштабные наводнения, другие страдают от маловодья. Один из регионов, пострадавший от маловодья — Восточная Сибирь, особенно бассейн озера Байкал. 21 марта на конференции, в которой приняли участие представители «ЕвроСибЭнерго» (контролирует большинство гидроэлектростанций на Ангаре и Красноярскую ГЭС), директор Богучанской ГЭС, специалисты Росводресурсов и Росгидромета, ученые, были озвучены весьма интересные данные, касающиеся причин изменения уровня Байкала.

Вкратце напомним историю вопроса. После строительства в 1950-х годах Иркутской ГЭС уровень озера поднялся примерно на 80 см, при этом по проекту допускались колебания уровней в диапазоне отметок 455,54 м — 458,4 м, т.е. почти 3 м. Но такие колебания могли быть только в экстремально многоводные годы (при пропуске наводнений раз в 10 000 лет), реально же до начала 2000-х годов максимальный диапазон колебаний уровней составил около 2 м. Отметим, что в природных условиях, до строительства ГЭС, уровень колебался тоже в примерно таком же, и даже чуть большем диапазоне.


График подготовлен Енисейским БВУ Росводресурсов

В 2001 году диапазон колебаний уровня Байкала постановлением Правительства был ограничен диапазоном в один метр — между отметками 456 м и 457 м. Фактически, был поставлен эксперимент — можно ли ограничить природные колебания уровня крупнейшего озера? На протяжении более чем 10 лет это удавалось — водность впадающих в Байкал рек находилась на средних значениях, без резких колебаний. Но рано или поздно такое везение должно было кончиться, что и случилось в 2014 году, когда наступило маловодье и приточность оказалась значительно меньше нормы.

Возникла дилемма — остаться в разрешенном интервале можно было лишь путем полной остановки Иркутской ГЭС и фактического осушения Ангары ниже по течению, что неприемлемо ни по экологическим, ни по социально-экономическим соображениям — минимальный пропуск воды через станцию должен составлять 1250-1300 м3/с, в противном случае осушаются многочисленные водозаборы. Разумеется, руководством страны было принято решение о сработке Байкала ниже установленного в постановлении Правительства уровня. 2015 год также оказался маловодным и ситуация повторилась.

Стало очевидным, что эксперимент не удался и необходимо расширить диапазон изменения уровня Байкала с учетом маловодных (и многоводных) годов. Российской академией наук была проведена исследовательская работа, которая подтвердила необходимость расширения диапазона регулирования и обосновала новые предельные значения: 455,54 м — 457,85 м, которые и легли в основу проекта нового постановления Правительства.

Отразится ли это негативным образом на экосистеме Байкала? Никаких предпосылок к тому нет, поскольку, как уже было отмечено, в природных условиях уровень озера изменялся в значительных пределах и экосистема к такому режиму давно приспособилась.

Нормативное решение проблему уровня Байкала закрывает актуальную проблему, но нужно смотреть дальше. Как повлияют изменения климата на гидроэнергетику? Гидроэнергетики хорошо осознают, что этот вопрос требует серьезной научной проработки.Так, «ЕвроСибЭнерго» заявило о планах создания Центра по изучению влияния глобального изменения климата на Восточную Сибирь и озеро Байкал совместно с ведущими профильными институтами РАН. Результатом его работы должна стать разработка методик и математических моделей долгосрочного прогнозирования притока воды в Байкал.

Водные войны: Байкал

В мире обостряется дефицит пресной воды — так давайте продавать её. Тем более, что китайцы уже проявили интерес к покупке русской воды: в декабре прошлого года китайские компании начали строительство на Байкале завода по производству бутилированной питьевой воды из уникального озера для экспорта в КНР. Уже в этом году на заводе будет разлито 50 тысяч тонн байкальской воды, в 2017 году — в десять раз больше, 500 тысяч тонн. А на проектную мощность — 2 млн тонн воды в год — предприятие выйдет к 2020 году.
http://www.livejournal.com/magazine/1539886.html

— — —
28.12.2014 Почему правительство активно взялось за спасение Байкала https://lenta.ru/articles/2014/12/28/baikal/

21.01.2015 Снижение уровня воды в Байкале привело к ЧС в двух российских регионах https://lenta.ru/news/2015/01/21/baikal/
21.01.2015
Уровень воды в Байкале могут опустить ниже значения, установленного правительством России в 2001 году. По мнению членов правительственной комиссии под руководством министра по чрезвычайным ситуациям Владимира Пучкова, в условиях сложившегося маловодья это позволит обеспечить водой жителей Приангарья и не навредит экосистеме озера.

Из-за засушливого лета зимой уровень воды в озере оказался на 40 сантиметров ниже прошлогоднего. Как следствие, понизился уровень воды и в единственной вытекающей из Байкала реке Ангаре, что поставило под угрозу нормальную работу водозаборов Ангарска, Черемхово и Свирска, которые вскоре могли оказаться выше уровня воды. По оценкам экспертов, без водоснабжения рискуют остаться почти полмиллиона человек и крупные промышленные предприятия в Иркутской области.

Чтобы не допустить этого, губернатор области Сергей Ерощенко еще осенью обратился в федеральное правительство с просьбой увеличить объемы сброса байкальской воды в Ангару. Дело в том, что уровень воды в озере определен постановлением кабинета министров в диапазоне 456-457 метров (в тихоокеанской системе высот). Регулирует его Иркутская ГЭС, через которую проходит единственный сток Байкала в Ангару. При этом объем стока через плотину устанавливает Федеральное агентство водных ресурсов (ФАВР), входящее в Минприроды. Агентство исходит из интересов всех водопользователей, однако следит за тем, чтобы уровень озера не выходил из установленного диапазона.

Казалось бы, проблема решена. Но в начале года тревогу по поводу низкого уровня воды в Байкале забили по другую сторону озера в Бурятии. На совещании республиканского правительства 12 января глава региона Вячеслав Наговицын поручил министру природных ресурсов проверить информацию об исчезновении воды в колодцах прибрежных деревень и подготовить сообщение в Минприроды об угрожающей ситуации. «Если Байкал опустится ниже критического уровня, то около 27 тысяч жителей, не подключенных к централизованному водоснабжению, могут лишиться воды», — заявил заместитель министра природных ресурсов Бурятии Александр Лбов. Впрочем, подтверждения информации о пересохших колодцах так и не последовало.

О том, что именно засуха повлияла на снижение уровня воды в Байкале, заявил директор Института водных проблем РАН Виктор Данилов-Данильян. «Этот год действительно был крайне маловодным, — говорит ученый. — Причем не только в бассейне Байкала, но и по соседству — в верховьях Енисея. Но это маловодье находится в естественных пределах изменений погоды».

Директор Лимнологического института Сибирского отделения РАН академик Михаил Грачев в свою очередь уверен, что никакого вреда экосистеме Байкала нынешнее колебание уровня воды не принесет, а подобные «обмеления» озеро испытывало не раз. «В этом году выпало довольно мало осадков, — заявил Грачев. — Именно поэтому притоки Байкала стали менее полноводными. За последние 60 лет подобные колебания уровня воды в озере наблюдались 15 раз. Так, в 1981 году, например, уровень Байкала опускался на 70 сантиметров ниже минимальной отметки 456 метров». По прогнозам экспертов Лимнологического института, при нынешнем режиме работы ГЭС к маю уровень воды в озере снизится лишь на 20 сантиметров, что никак не скажется на экосистеме озера.

Метеорологи тем временем дают оптимистичные прогнозы. «Если летом осадков было слишком мало, то сейчас их слишком много, — поясняет кандидат географических наук метеоролог Екатерина Григорова. — Практически во всем регионе снега с начала зимы выпало больше, чем положено по климатическим нормам. На северном и юго-западном побережье озера норма превышена уже в два раза. Сейчас это никак не отражается на уровне воды в Байкале, но весной, когда весь снег растает, ситуация стабилизируется».
https://lenta.ru/articles/2015/01/21/baikal/

30.12.2015
Соглашении о продаже воды Байкала китайцам было заключено пекинскими предпринимателями и правительством Бурятии еще весной 2015 года. Буквально через пару месяцев после того, как крупнейшее в мире пресноводное озеро начало рекордно мелеть. Уровень воды снизился на 40 см по сравнению с показателем 2013 года, такой маловодный период был отмечен впервые за 60 лет.

До критической отметки, после которой нарушилось бы энергообеспечение, водообеспечение и теплообеспечение социальных объектов и промышленных предприятий региона, в феврале оставалось около 6 сантиметров. Тогда премьер Дмитрий Медведев подписал постановление «О предельных значениях уровня воды в озере Байкал в осенне-зимний период 2014-2015 года», согласно которому допускается использование водных ресурсов озера ниже установленного минимального значения для хозяйственной и иной деятельности. Предельные уровни Байкала ограничены требованиями постановления правительства РФ от 26 марта 2001 года. Документ установил минимальный допустимый уровень воды в 456 метров (тихоокеанская отметка – ТО), максимальный – 457 метров (ТО). Уже в середине марта уровень воды в Байкале составлял 455,95 м. К маю уровень воды понизился еще на десяток см.
http://newrezume.org/news/2015-12-30-12447

24.05.2016 Строительство трех гидроэлектростанций на реке Селенге и ее притоках может привести к высыханию уникального водоема

Озеро Байкал находится под угрозой экологической катастрофы, и если не предпринять мер, может исчезнуть как в свое время Аральское море. Запланированное Монголией строительство трех крупных гидростанций на реке Селенга (обеспечивает до 80% поступления воды в озеро) и ее притоках (первая ГЭС — «Шурэн» мощностью 245 МВт — на Селенге, вторая и третья ГЭС — на притоках: Эгийн-голе — 220 МВт, Орхоне — 100 МВт) окажет необратимое негативное воздействие на экологическое состояние Байкала — такие данные были приведены на закрытом совещании в Минэнерго. Об этом «Известиям» рассказали несколько источников в правительстве и в ведущих энергетических компаниях. Общественники и государственники обеспокоены надвигающейся угрозой. Но чтобы отменить строительство, нужно предложить Монголии что-то взамен, так как ее не устраивают экономические условия, на которых Россия поставляет ей электроэнергию. У проекта новых ГЭС уже нашелся спонсор в лице одного китайского банка, который только на инфраструктуру выделил $827 млн. Российские ведомства сейчас ведут активный поиск альтернативы обеспечения электроэнергией монгольской стороны.

Первый раунд переговоров и экспертных консультаций по этой теме состоялся 11 апреля в Минприроды (протокол имеется в распоряжении «Известий»). Из документа следует, что для определения рисков проекта необходимо провести «комплексную экологическую, социальную и экономическую оценку реализации энергетических и водохозяйственных проектов Монголии и их воздействия на реку Селенга и озеро Байкал». В процессе строительства гидросооружений, наполнения водохранилищ и их дальнейшей эксплуатации, с началом суточного и сезонного регулирования стоков существенно изменится гидрологический режим рек на участках, расположенных как выше по течению, так и нижележащих. Изменятся многие из сложившихся природных процессов: атмосферных, биологических, гидрологических и геологических. Возможно изменение стока наносов, изменятся качество воды, ее ледовый и температурный режим, дополнительное выделение парниковых газов, ведущих к изменению климата, возникнет угроза подтоплений территорий. Негативное влияние скажется и на миграции животных, особенно редких вид рыб. Помимо прочего, реализация гидротехнических проектов может создать дополнительные сейсмические, эпидемиологические и другие риски, сказано в протоколе.

Кроме того, в ходе заседания российская сторона выразила обеспокоенность отсутствием подробной и достоверной информации о крупнейшей планируемой к сооружению в бассейне Селенги ГЭС Эгийн-Гол. Заметив, что ОВОС (оценка воздействия на окружающую среду) по планируемым ГЭС должна быть в открытом доступе до начала финансирования строительства этого гидроузла.

Директор Байкальского заповедника Василий Сутула считает, что регулирование уровня воды в реке при помощи ГЭС, изменение зеркала испаряемой воды могут негативно отразиться на уникальной экосистеме дельты Селенги, в частности, повлиять на гнездование птиц, нерестилища для рыб.

— К тому же электроэнергия с ГЭС потенциально может предназначаться для рудной промышленности, а это риск того, что в реку, а затем и в озеро могут попасть ее отходы и другие загрязняющие вещества, — предположил он.

Второй этап закрытого совещания об альтернативных вариантах обеспечения монгольской стороны электроэнергией состоялся уже в Минэнерго. Представители российских энергетических компаний высказали на нем свои предложения, которые в эти дни будут переданы Монголии на российско-монгольских экспертных консультациях.

По информации «Известий», на этом совещании было внесено несколько предложений.

Совместно с НП «Советом Рынка» ПАО «Интер РАО» предлагает проанализировать варианты оптимизации цены покупки, особенно обратить внимание на рост цен ДПМ (договор поставки мощности). По подсчетам экспертов, цена электроэнергии для Монголии увеличилась на 88% в год вместо привычных 12-13%. Компания уже выступила с инициативой изменить коэффициент входящей мощности, что удешевило бы стоимость электроэнергии для страны.

«Россети» в качестве альтернативы предлагают развивать сетевую инфраструктуру, построить сети на юге Монголии, направлять в страну излишки из Бурятии, Забайкалья, Иркутска.

«Русгидро», в свою очередь, предложил актуализировать схему сетевой инфраструктуры Монголии, а «Гидропроект» — рассмотреть вариант отказа от ГЭС «Шурэн» (гидроэлектростанция) в пользу ТЭЦ (теплоэлектроцентраль) и ГАЭС (гидроаккумулирующая электростанция).

Для расширения поставок электроэнергии из Сибири в Монголию необходимо доработать правила рынка электроэнергии и мощности, исключив из экспортной стоимости договора поставки мощности и вынужденную генерацию, прокомментировали «Известиям» в «Евросибэнерго».

— Это позволит покрыть весь спрос Монголии без ущерба Селенге и Байкалу. Ранее объем поставок только из Иркутской области достигал 900 млн квт.ч, а это примерно четверть текущего энергопотребления Монголии, — пояснили в энергетической компании.

На совещании был предложен вариант включения Монголии в Энергокольцо в рамках новой дорожной карты. Этот документ (дорожная карта) можно составить из долгосрочного этапа (строительство Энергокольца) и краткосрочных (строительство сетей на юге и севере Монголии).

Помочь Монголии с решением энергопроблемы «менее кровожадным способом» российской стороне по силам, уверен член высшего экологического совета, депутат Госдумы Олег Лебедев.

— У нас есть уникальный научный потенциал, есть экспертиза в строительстве, поэтому можно направить электроэнергию из Сибири и разработать новые соглашения по экспорту. Иначе менее 1000 ГВт электроэнергии погубят самый крупный источник пресной воды на Земле, уничтожат дельту реки Селенга, лишат доступа к питьевой воде населенные пункты Бурятии и Иркутской области, — уверен Олег Лебедев.

В Минэнерго не смогли оперативно предоставить комментарий, так как специалисты ведомства, занимающиеся этим вопросом, находятся в командировке в Монголии.

Однако, по мнению собеседника «Известий», пока окончательное решение вопроса не найдено, все предложения будут тщательно изучаться обеими сторонами.
http://izvestia.ru/news/615071

— — — —
Как это выглядит в Средней Азии
2015-10-20 Предупреждаю: воды на всех не хватит… http://alex-anpilogov.livejournal.com/94567.html
10 Июль 2014 Фото: Трагедия Аральского моря http://iv-g.livejournal.com/1062360.html
06 Апрель 2010 Аральское море, усыхание: космоснимки, карты, фото, видео http://iv-g.livejournal.com/120078.html
06 Апрель 2010 Полет генсека над Аралом http://iv-g.livejournal.com/119941.html

Институт систем энергетики СО РАН, публикации

Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт систем энергетики им. Л.А. Мелентьева Сибирского отделения Российской академии наук
сокращенное — ИСЭМ СО РАН, Иркутск
http://sei.irk.ru/

Публикации
http://sei.irk.ru/publications/index.php

Журнал «Геология, поиски и разведка рудных месторождений»

http://journals.istu.edu/izvestia_geology/?ru/archive

Иркутский национальный исследовательский технический университет.
Журнал «Известия Сибирского отделения Секции наук о Земле Российской академии естественных наук»

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

Картографические ресурсы // СНИИГГиМС

Геоинформационные ресурсы — Картографические ресурсы
http://www.sniiggims.ru/sitepages/resource/strtect.aspx

Структурно-тектоническая карта нефтегазоносных провинций Сибирской платформы

http://www.sniiggims.ru/maps/strtect.html

Карта нефтегазоносности Сибирской платформы
http://www.sniiggims.ru/maps/hcdens.html

Схема лицензирования на нефть и газ (по состоянию на 01.04.2014 г.)
http://www.sniiggims.ru/maps/hclic.html

Энциклопедия-хрестоматия Иркутской области и Байкала


1600×1085
http://irkipedia.ru/

Площадь 774 846 км2 (4.53 % территории России; 5-е место в РФ по размерам). Из них 22 451 км2 занимает водная поверхность рек и озер (2,9 процентов обще площади области).

Население 2 422 026 чел. (2013). 21-е место в Росси по численности населения
Плотность населения 3.13 чел./км² (2013).
Удельный вес городского населения 78,9 % (2010).
Валовый региональный продукт в текущих ценах 539,2 млрд. руб. (2010)
Валовый региональный продукт на душу населения 182,2 тыс. руб
http://irkipedia.ru/browser/82

Геология, Месторождения полезных ископаемых и минералы
http://irkipedia.ru/browse/285

http://issuu.com/irkipedia/docs

Карта новых нефтегазовых месторождений России


3007х20124
http://nilsky-nikolay.livejournal.com/819813.html

eia.gov: Russia Country Analysis Brief


— — — — —
Россия: 1300 млрд. куб. футов = 36.4 млрд. м3
Нигерия: 500 млрд. куб. футов = 14 млрд. м3
Иран: 400 млрд. куб. футов = 11.2 млрд. м3
— — — — —

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

Новости Росгеологии

http://www.rbcdaily.ru/tags/562949984760050

01.07.2013
За год работы в «Росгеологии» Андрей Третьяков успел поставить перед компанией наполеоновские задачи. Компания намерена получать лицензии на геологоразведку без конкурса, а также работать с «Газпромом», «Роснефтью» и ЛУКОЙЛом. Идти к этой цели будет уже новый руководитель «Росгеологии» — Роман Панов, который пришел в компанию из «Норникеля». Пока правительство идею привилегированного статуса при получении лицензий не поддержало.

Основная миссия «Росгеологии» заключается в проведении доразведки участков перед их предоставлением недропользователям, отмечал в начале года Андрей Третьяков. «У нас есть провал между региональными работами, которые делаются за госсчет, и уже работами по геологоразведке, которые проводят компании. Вот этот провал мы и должны восполнить, чтобы повысить капитализацию участков», — говорил он в конце февраля (цитата по Интерфаксу).

Для осуществления этих планов «Росгеология» предложила правительству предоставить ей право получать лицензии на геологоразведочные работы на бесконкурсной основе, рассказал РБК daily бывший и.о. генерального директора «Росгеологии» Андрей Третьяков. Такие лицензии выдаются на пять лет. За это время «Росгеология» должна будет провести весь комплекс геологоразведочных работ за счет государственных (на 2013 год было выделено 500 млн руб.) и частных средств в рамках государственно-частного партнерства. В случае если компания откроет месторождение, лицензия возвращается Роснедрам, а «Росгеология» получит премию от государства.

Как сказала РБК daily пресс-секретарь курирующего ТЭК вице-премьера Аркадия Дворковича Алия Самигуллина, вопрос о предоставлении «Росгеологии» лицензий без конкурса обсуждался на заседании правкомиссии по ТЭК 31 мая и «Дворкович не поддержал эту идею». С тех пор к этому вопросу в правительстве не возвращались, но в «Росгеологии» подчеркивают, что правительство обещало рассмотреть эту идею еще раз. Как пояснили РБК daily в компании, сейчас готовится экономическое обоснование по этому вопросу.

Согласно закону «О недрах» сейчас без проведения тендера распределяются только лицензии на участки шельфа, а также на участки, расположенные на суше и простирающиеся на шельф. Право работать на них имеют только «Роснефть» и «Газпром».

С этими и другими компаниями «Росгеология» намерена совместно разрабатывать недра. Г-н Третьяков рассказал, что в ближайшее время будут созданы совместные предприятия между «Росгеологией» и «Газпромом», а также «Росгеологией» и ЛУКОЙЛом для проведения геологоразведочных работ на суше в прикаспийском регионе. «Речь идет о работе на больших глубинах, глубоких горизонтах», — объясняет г-н Третьяков интерес «Росгеологии». Кроме того, компания хочет начать совместную работу с «Роснефтью» на Баженовской свите.

«Росгеология» намерена присоединиться к госкомпаниям и на российском арктическом шельфе. Тем не менее эти планы пока находятся на стадии обсуждения. Глава департамента добычи газа, нефти и газового конденсата «Газпрома» Всеволод Черепанов сказал РБК daily, что не слышал о планах «Росгеологии» совместно работать с компанией как на море, так и на суше.

Планируется сотрудничество и с иностранными корпорациями, но среди них «Росгеология» партнеров еще не нашла. «Сейчас мы с ними обсуждаем варианты сотрудничества, в частности с Repsol. Российские компании соглашаются на совместную работу быстрее: они понимают специфику и условия работы. Иностранные компании немного опасаются», — пояснил он. В то же время российский холдинг договорился о совместной работе с министерствами природных ресурсов Монголии, Казахстана, Танзании и Бенина.

«Росгеология» может занять свою нишу в геологоразведке, уверен эксперт Sberbank CIB Валерий Нестеров. В нераспределенном фонде участков недр крупных месторождений не осталось: к примеру, из 85 участков в ХМАО только 10 месторождений с запасами свыше 10 млн т. «При этом с государства снята функция пополнения этого фонда для последующей реализации, а нефтяные компании не вкладывают средства в дальнейшее развитие ресурсной базы», — подчеркивает г-н Нестеров.

Большая часть выставляемых на аукционы ресурсов в лучшем случае перспективные, и продавать их на аукционах государству невыгодно. Поэтому от прямого получения права на разведку подобных участков «Росгеологией» государство ничего не теряет, наоборот, оказывается в выигрыше, заключил эксперт.
http://www.rbcdaily.ru/tek/562949987649155

11.07.2013
«Росгеология» получила первые заказы на разведку недр
Основная миссия компании заключается в проведении доразведки участков недр перед их предоставлением в пользование компаниям, отмечал и.о. руководителя «Росгеологии» Андрей Третьяков (цитата по Интерфаксу). Теперь холдинг на полпути к этой цели: «Росгеология» победила по двум конкурсам иркутского отделения Роснедр на проведение геолого-геофизических исследований, сообщила компания.

В течение трех лет холдинг изучит две площади: Западно-Ийскую и Южно-Наканновскую. Сумма обоих контрактов составила около 1 млрд руб. Как отметили РБК daily в «Росгеологии», это первый контракт подобной величины, заключенный напрямую с холдингом «Росгеология». Конкурсы были выиграны еще при прежнем руководителе «Росгеологии» Андрее Третьякове (являлся и.о. руководителя).

До этого «Росгеология» получала только небольшие контракты на входящие в холдинг структуры. В частности, входящая в холдинг «Дальгеофизика» получила весной контракт на поиск золота в Хабаровском крае. Стоимость контракта составила 135,5 млн руб.

Как ранее отмечал Андрей Третьяков, оптимальным вариантом работы для «Росгеологии» является проведение спекулятивной и мультиклиентской съемки для дальнейшей продажи этих данных компаниям.

Работать в Иркутской области компания намерена через свою «дочку» — «Иркутскгеофизику». «Росгеология» планирует выявить перспективные нефтегазоносные структуры, оценить прогнозные ресурсы и предоставить рекомендации по дальнейшим поисковым работам для компаний. Сейчас компания разрабатывает проектно-сметную документацию, после чего она должна ее представить на экспертизу государству.
http://www.rbcdaily.ru/tek/562949987805320

22.07.2013
ОАО «Росгеология» обсуждает с рядом недропользователей возможности создания совместных предприятий (СП) по геологоразведке в нефтегазовой отрасли. Об этом сообщил журналистам генеральный директор холдинга Роман Панов.

Однако предметные переговоры по этому вопросу ведутся пока только с ОАО «ЛУКОЙЛ». «С ЛУКОЙЛом есть проект, который предметно обсуждается», — уточнил он и добавил, что речь идет о Каспийском регионе.

Также Р.Панов сообщил, что «Росгеология» рассматривает возможность сотрудничества в рамках проведения геологоразведочных работ с ОАО «Газпром» и НК «Роснефть», однако в какой форме — пока не ясно, поскольку переговоры пока не проводились.

«Росгеология» может сотрудничать с недропользователями через участие в совместных проектах, в рамках СП, а также в качестве подрядчика. «Эти вопросы требуют более детальной проработки», — подчеркнул Р.Панов.

По его словам, «Росгеология» планирует принимать участие практически во всех конкурсах, проводимых Федеральным агентством по недропользованию (Роснедра) «в рамках своей компетенции».

ОАО «Росгеология» — российский геологический холдинг, объединивший 37 государственных геологоразведочных предприятий различного профиля. Компания призвана обеспечить равномерное геологическое изучение территории России, воспроизводство минерально-сырьевой базы, развитие принципиально важных и новых направлений геологических исследований. Р.Панов был назначен руководителем «Росгеологии» в июне 2013г.
http://www.rbc.ru/rbcfreenews/20130722140753.shtml

Первая 10-ка ведущих компаний по объемам добычи золота в России по итогам 2012 года не изменилась

МОСКВА, 30 января. /БИЗНЕС-ТАСС/. Первая 10-ка ведущих компаний по объемам добычи и производства золота в России по итогам 2012 года не изменилась.

По предварительным данным Росстата добыча золота в России в 2012 году увеличилась на 7,4 проц по сравнению с 2011 годом. По итогам 2011 года Россия добыла и произвела 212 тонн золота.
Таким образом, первая 10-ка ведущих компаний по объемам добычи золота в России в 2012 году произвела около 60 проц от общего производства золота в стране. Всего 10 ведущих компаний произвели в общей сложности около 4,4 млн унций /137 тонн/ золота.


Читать далее

Нефть: новые льготы по экспортным пошлинам и НДПИ

Чтобы стимулировать добычу на месторождениях с труднодоступной нефтью, правительство разработало единую методику предоставления льгот на экспортную пошлину. Дисконт для месторождений в Восточной Сибири и на севере страны достигнет почти 50% от стандартной ставки. Введение этих скидок вместе с льготами на НДПИ принесет дополнительные 300 млрд долл. в федеральный бюджет, а нефтяным компаниям позволит ускорить разработку новых месторождений.

Правительство приняло решение снизить почти в два раза налоговую нагрузку по экспортным пошлинам на нефть с новых месторождений в Восточной Сибири, сказал министр энергетики Александр Новак по итогам совещания у премьер-министра Дмитрия Медведева. Министр уточнил, что благоприятный режим коснется новых месторождений в Красноярском крае, Иркутской области, Республике Саха (Якутия), а также месторождений в Ямало-Ненецком и Ненецком автономных округах. Кроме того, по словам министра, под льготы подпадут и месторождения с запасами более 10 млн т и выработкой на 1 января 2013 года менее 5% от существующих запасов, то есть на которых еще не ведется масштабная промышленная добыча (см. таблицу).

«Льготы будут предоставляться на определенный объем нефти, и ставка пошлины на эту нефть составит 45% от цены свыше 50 долл. за баррель, то есть почти вдвое», — сказал г-н Новак. При этом будет учитываться выход на экономическую рентабельность проектов в размере 16,3% от их внутренней доходности. То есть по достижении этого показателя экспортные льготы будут отменяться.

Кроме того, правительство продлило действие льготных ставок по налогу на добычу полезных ископаемых (НДПИ) на нефть с месторождений Якутии, Иркутской области и Красноярского края с 2017 до 2022 года. «К 15 ноября в правительство будет внесено соответствующее постановление кабинета министров, где будут оговорены правила предоставления льгот, а также порядок мониторинга при реализации проектов», — сказал г-н Новак. Согласно презентации Минэнерго (имеется в распоряжении РБК daily), под льготы подпадают также проблемные проекты «Газпром нефти»: Мессояхинский, Куюмбинский и Новопортовский. В феврале компания высказывала опасения, что с 2013 года ей придется притормозить их реализацию (см. РБК daily от 03.02.12).

По оценкам Минэнерго, «налоговые каникулы» принесут в бюджет около 300 млрд долл. до 2030 года. Дело в том, что сейчас месторождения в Восточной Сибири и северных регионах страны (примерно 10 млрд т запасов нефти) не разрабатываются из-за отсутствия экономических стимулов.

«Снижение налоговой нагрузки выведет рентабельность новых проектов на приемлемый уровень, простимулирует увеличение добычи и активное освоение гринфилдов компании, что, в свою очередь, даст стимул для развития экономики региона», — отметил представитель ТНК-ВР. В «Газпром нефти» соглашаются, что новая методика даст возможность инвесторам эффективно планировать долгосрочные многомиллиардные капвложения и в конечном итоге станет решающим фактором, позволяющим принимать положительные инвестиционные решения по разработке новых месторождений, нерентабельных в текущих налоговых условиях.

«Роснефть» отметила, что под льготы по НДПИ подпадают Северо-Ванкорское и Юрубчено-Тохомское месторождения. А под новую методику расчета экспортных пошлин — Лабаганское и Наульское месторождения, а также Кынско-Часельский участок недр. Это как раз те проекты, инвестпрограммы по которым компания долгое время не могла определить из-за отсутствия льгот.

Впрочем, представители ЛУКОЙЛа и «Газпром нефти» отметили, что одних «точечных» льгот недостаточно, и отрасли нужна налоговая реформа, которая предусматривала бы взимание налогов с прибыли компаний, как это уже происходит в ряде западных стран. «Башнефть», чьи месторождения им. Требса и им. Титова попали в список претендентов на льготы, отказалась официально комментировать новую методику. Но ранее уже заявляла, что поддерживает любые инициативы правительства, стимулирующие разработку труднодоступных запасов.

Сейчас льготы по экспортной пошлине ежемесячно утверждаются постановлением правительства по формуле, зависящей от мировой цены, и с учетом предельного размера ставок, указанного в федеральном законе «О таможенном тарифе». Их получили 23 месторождения. Источник в Минэнерго пояснил, что те месторождения, на которых уже действуют льготы по пошлине, просто перейдут на расчеты по новой методике. На необходимые «бюрократические» процедуры будет отведено от трех до шести месяцев.

Аналитик ИФК «Метрополь» Сергей Вахрамеев отметил, что в выигрыше окажутся в первую очередь «Газпром нефть» и ТНК-ВР. Только за год пиковой добычи на Мессояхинском проекте компании сэкономят до 6,5 млрд долл.

http://www.rbcdaily.ru/2012/09/25/tek/562949984785304

http://www.vedomosti.ru
Правительство поддержит нефтяников на новых месторождениях
Нефтяные компании получат целый комплект налоговых стимулов

Правительство наконец утвердит единый механизм стимулов для нефтяников, сообщил министр энергетики Александр Новак после совещания у премьера Дмитрия Медведева. Государство должно не только забирать деньги из отрасли, хотя это периодически делать приходится, но и помогать развитию — тогда забрать в итоге можно будет больше, поддержал идею сам Медведев.

Сейчас льготные ставки экспортной пошлины ежемесячно устанавливаются постановлением правительства, применяются они на 24 месторождениях, а правила предоставления льготы и ее отмены не закреплены. «Надо сделать максимум для того, чтобы шараханий было поменьше», — указал премьер.

Теперь в законе о таможенном тарифе помимо стандартных ставок вывозной пошлины будут определены предельные значения пониженных ставок, а в постановлении правительства будут прописаны формулы расчета для льгот.

При цене барреля нефти ниже $50 вывозная пошлина взиматься не будет, свыше $50 — ставка составит 45% от разницы текущей цены и $50. При цене более $100 за баррель фактическая пониженная ставка составит 46% от стандартной. В среднем налоговая нагрузка снизится примерно вдвое, объяснил Новак.

С пониженной ставкой можно будет вывезти определенное количество нефти. Главный критерий для проекта — выход на расчетную норму внутренней доходности (IRR) в 16,3%. Теперь государству нужно приготовиться качественно оценивать рентабельность проекта, чтобы принимать решение о льготе, замечает замминистра энергетики Павел Федоров. Важно предусмотреть понятную систему сбора информации и расчетов объема нефти, которая подпадет под льготу, отмечает руководитель международной налоговой практики E&Y для нефтегазового сектора Алексей Кондрашов.

Льготу можно будет получить для месторождений, выработанных менее чем на 5% и с запасами от 10 млн т. Под нее подпадают месторождения на севере и в Восточной Сибири, уточнил вчера Новак.

Компаниям нужны понятные и предсказуемые правила игры, закрепленные законодательно, разработка единой методики — правильный шаг, говорят представители «Лукойла» и «Газпром нефти». Снижение налоговой нагрузки выводит рентабельность новых проектов на приемлемый уровень, стимулирует разработку неосвоенных месторождений и увеличение добычи, а это поможет и экономике региона, доволен представитель ТНК-ВР.

Определение четкого порядка предоставления льгот — шаг вперед с точки зрения прозрачности, замечает Кондрашов: с учетом установленных методикой критериев появится возможность запустить месторождения, инвестрешение по которым не принималось в отсутствие льгот. По оценкам Минэнерго, благодаря льготным ставкам можно обеспечить рентабельную добычу не менее 5 млрд т, добыча будет расти дополнительно на 70-100 млн т в год. Геологоразведка слишком сильно отставала, чтобы создать достаточно мощную ресурсную базу, более реалистичная оценка — дополнительно 50 млн т по новым месторождениям, считает аналитик Номос-банка Денис Борисов.

Налогообложение в отрасли меняется в лучшую сторону, при существующей системе разработка новых месторождений — непосильная задача, замечает сотрудник крупного нефтяного холдинга. Но лучше переходить на налог с финансового результата, добавляет он. Новая методика исходит из экономики проекта, но все равно выигрыши по проектам будут неравными, замечает Борисов: например, различаются геологические свойства, удаленность от транспортной инфраструктуры. Налог на финансовый результат еще нужнее нефтяникам, согласен Борисов: «Эйфория сегодня сдержанная».
http://www.vedomosti.ru/politics/news/4296101/lgotnaya_dobycha

Презентация Интрегео, июль 2008 г.

— — — — — — — — — —
Новый крупный игрок в мировой горной отрасли
Российская горно-металлургическая компания мирового уровня с запасами и ресурсами:
более 15 млн. тонн меди
более 9 млн. тонн никеля
более 1 млн. тонн молибдена
более 750 тонн платиноидов
более 90 млн. тонн титана

После запуска производства Интергео войдет в тройку мировых лидеров-производителей меди, никеля, молибдена, титана и металлов платиновой группы
280 тыс. тонн меди в год
150 тыс. тонн никеля
15 тыс. тонн молибдена
120 тыс. тонн титана
более 17 тонн золота

Капитальные вложения Интергео в течение ближайших 5 лет составят более 10 млрд. долларов
Только в геологоразведочные работы на существующих лицензионных участках в ближайшие два года Интергео инвестирует более 250 млн. долларов
— — — — — — — — — —

— — — — — — — — — —

— — — — — — — — — —
Стратегия агрессивного развития
— Интергео будет активно развивать существующую минеральную базу
— Компания будет наращивать минеральную базу за счет получения новых лицензий и приобретения/ обмена лицензий с третьими лицами
— Компания будет предлагать услуги по осуществлению ГРР и операционному управлению горно-металлургическими проектами другим недропользователям
— Интергео готова привлекать операционных и стратегических партнеров с целью максимально быстрого начала разработки собственных месторождений и запуска производства
— — — — — — — — — —
Команда ГМК Интергео
Управленческая команда Интергео обладает уникальным опытом развития горно-металлургических компаний в России и в мире
Максим Финский – Руководитель геологического комплекса ГМК «Норильский никель»
Майкл Пейдж – Главный геолог целого ряда компаний, включая WMC, Ivanhoe Mines и ГМК «Норильский никель» с опытом работы в Австралии, Монголии и Южной Африке
Григорий Потапов – Руководитель блока инвестиционной политики и направления новых горно-рудных проектов ГМК «Норильский никель»
Александр Стехин – Директор проектов по развитию геологоразведочных и поисковых работ ГМК «Норильский никель»

В активе – успешный проект подготовки к «с нуля» освоению 5 медно-молибденовых месторождений (Быстринское, Бугдаинское, Култуминское, Лугоканское, Солонеченское), расположенных в Читинской области:
Общий объем планируемых инвестиций – 120 млрд. рублей
Поставлены на государственный баланс запасы Бугдаинского месторождения (800 тыс. тонн молибдена); переданы на проектирование запасов Быстринского месторождения (2,3 млн. тонн меди и 260 тонн золота); по обоим месторождениям проведен международный аудит запасов
На принципах ГЧП заключен договор о строительстве железнодорожной ветки протяженностью 375 км и общей стоимостью 60 млрд. рублей
Проведены все предварительные расчеты экономических параметров разработки Читинских месторождений

http://www.slideshare.net/onexim/intergeo?src=embed
http://onexim-group.livejournal.com/78800.html

Итоги производства добычи и золота в Российской Федерации в 2011 г.

На территории РФ в 2011г. добыча и производство золота возросло на 3,6 % по сравнению с 2010 г. до 208 976 кг, в том числе: добычное и попутное увеличилось на 5 % до 185 293 кг и на 13,2 % до 14349 кг соответственно; вторичное снизилось на 25,9 % до 9334 кг. Кроме того, за пределами РФ было переработано 3146 кг золота в концентратах (см. табл. 1).

Табл. 1. Производтсво золото по видам в 2011г.

В 2011 г. по сравнению с 2010 г. добычу увеличили: Амурская область – почти в 1,5 раза за счет прироста мощностей на месторождениях Пионер и Маломыр (ГК «Петропавловск»), Березитовое (Nordgold, объединяющая золотодобывающие активы Северстали); Красноярский край – за счет роста производства на Благодатнинском и Олимпиадинском ГОКах (Полюс Золото); Иркутская область — за счет ввода в эксплуатацию ЗИФ-3 на месторождении Голец Высочайший (ОАО «Высочайший») и роста добычи из россыпей. Снижение добычи на Чукотке и в Хабаровском крае произошло в связи с ожидаемым снижением содержаний на месторождении Купол (ОАО «Чукотская ГГК»), закрытием рудника «Рябиновый» и снижением производства на ГОКе «Тас-Юрях» (ЗАО «Амур Золото») и др. (см. табл. 2).

В декабре 2011 г. было добыто 13331кг золота, что примерно на уровне добычи в декабре 2010 г.

Табл. 2. Добыча золота ведущими российскими регионами в 2011г.

http://zolteh.ru/index.php?dn=news&to=art&id=357


http://www.zolotonews.ru/info/regions/

Патомский кратер

Патомский кратер — конус из раздробленных известняковых глыб на склоне горы Патомского нагорья в Иркутской области. Обнаружен в 1949 году геологом Вадимом Колпаковым. Высота около 40 м, диаметр по гребню — 76 м. Конус увенчивается плоской вершиной, которая представляет собой кольцевой вал. В центре воронки горка высотой до 12 м. Общий объём конуса оценивается в 230—250 тысяч м³, масса — около миллиона тонн.

В период 2005-2010 гг. было предпринято несколько совместных экспедиций на Патомский кратер по инициативе газеты «Комсомольская правда» и Председателя Совета Федерации С. М. Миронова (2010 г.)

Геолого-геохимические исследования в составе комплексных экспедиций 2006, 2008 и 2010 гг. свидетельствуют об эндогенных причинах образования кратера, которые, очевидно, связаны с развитием глубинного магматического процесса.

Кратер расположен среди терригенно-карбонатных пород мариинской свиты протерозоя и представляет собой насыпной конус, сложенный преимущественно известняками, но на нем встречаются и другие породы: песчаники, метаморфизованные сланцы, полевошпат-карбонатные и кварцевые жилы.

Предполагаемая ранее метеоритная гипотеза происхождения Патомского кратера не подтверждается проведенными комплексными исследованиями. Патомский кратер формировался в течение продолжительного времени около 500 лет назад, и его образование связано с эндогенными процессами, главную роль в которых играло поступление глубинного потока газовых и флюидных компонентов.

Обнаружение в пределах кратера отдельных глыб терригенных пород с аномальными геохимическими характеристиками дает возможность предполагать существование на глубине субвулканического магматического тела, определившего вещественные особенности пород Патомского кратера.

Сергей Миронов: Экспедиция на Патомский кратер (часть 1)
Сергей Миронов: Экспедиция на Патомский кратер (часть 2)

mineral.ru: Сырьевой комплекс России. Калийные соли


Читать далее

Интервью директора Дирекции по геологоразведочным работам и развитию ресурсной базы «Газпром нефти»

Интервью директора Дирекции по геологоразведочным работам и развитию ресурсной базы «Газпром нефти» Виктора Савельева

Сегодня среди приоритетов ОАО «Газпром нефть» — активные геологоразведочные работы в новых регионах — в Восточной Сибири, на Ямале и шельфе российской Арктики, — а также реализация целой обоймы амбициозных зарубежных проектов. Поставив цель довести добычу к 2020 г. до 100 млн т в год, компания расширяет географию своей деятельности и оценивает возможности сотрудничества с иностранными партнёрами, с которыми хочет разделить риски сложных и масштабных проектов. В преддверии профессионального праздника — Дня геолога — о перспективах разведки нефти и газа в России и за рубежом редакции журнала «Нефть России» рассказал директор Дирекции по геологоразведочным работам и развитию ресурсной базы ОАО «Газпром нефть» Виктор САВЕЛЬЕВ.
Читать далее

Годовой отчет 2010 группы компаний ТНК-ВР. Новые месторождения


http://www.tnk-bp.ru/investors/reports/anual/
http://www.tnk-bp.ru/upload/iblock/ef5/TNK_bp_ar10_ru_lo.pdf

Осетровский речной порт

http://amazonka-urals.livejournal.com/416704.html

Категория:Порты России
http://ru.wikipedia.org/wiki/Категория:Порты_России

Осетрово, Осетровский речной порт — речной порт (до 1958 г. — пристань Осетрово) на реке Лене, крупнейший речной порт в СССР и России. Расположен в городе Усть-Куте Иркутской области преимущественно на левом берегу (кроме ремонтно-эксплуатационной базы).
Общая протяжённость грузовых причалов свыше 1500 м. Располагает значительной крытой складской площадью. Имеется пассажирский вокзал. Порт награждён орденом Трудового Красного Знамени (1971).

Период навигации, обусловленный резко континентальным климатом, составляет 125—170 суток. Годовой объём грузооборота — 600 тыс. тонн. Мощности предприятия позволяют перевезти за одну навигацию 18 тысяч пассажиров и 1700000 тонн груза.

Осетрово — единственный объект Ленского бассейна, сообщающийся с железной дорогой, вследствие чего его называют «воротами на север».

Основная роль порта — обслуживание северного завоза. В 1970—80-х годах обеспечивал перевалку и отправление речным транспортом до 80 % грузов, предназначенных для северных районов Иркутской области, Якутии и прибрежных арктических районов от Хатанги до Колымы.

В 2006—2009 годах стал основным местом перевалки грузов для строительства нефтепровода «Восточная Сибирь — Тихий океан» на участках, проходивших по территориям Иркутской области и Якутии. Порт города Усть-Кута является предприятием, обеспечивающим работой около 1 тысячи человек.Большую социальную значимость имеют пассажирские перевозки через Осетрово из-за полного отсутствия иных путей сообщения на участках Жигалово — Усть-Кут (выше по течению) и Алексеевск — Ленск (ниже).

Пристань Осетрово была основана в 1929 году на базе пристани Усть-Кут. Последняя, хоть и носила название села Усть-Кут, на самом деле находилась в 7 км от одноимённого села ниже по течению реки — в селе Осетрове. Недоразумение было исправлено при основании новой пристани. Однако в 1954 году село было присоединено к Усть-Куту, ставшему городом, при этом название пристани сохранилось.

В 1930 году объём перевозимых через пристань грузов составил 10 тысяч тонн. Грузы в Осетрово доставлялись преимущественно санным путём с Ангары либо на малогабаритных судах с верховьев Лены. Перегрузка велась вручную при помощи тележек. К 1940 году грузооборот вырос в 4 раза и составил 41 тысячу тонн.

Очередной этап развития порта был предопределен строительством железнодорожного участка Тайшет — Лена (см. БАМ). Осетрово стало единственным местом на Лене, где возможна перевалка грузов с железной дороги на речные суда, и остаётся им до сегодняшнего дня.
В 1951 году в порт был доставлен первый портальный кран. В 1954 году территория порта вошла в состав вновь образованного города Усть-Кута.

В 1993 порт был акционирован, на его базе создано ОАО «Осетровский речной порт». Общий экономический упадок в стране сказался и на его работе. В 1990-х — начале 2000-х годов упал грузооборот, на предприятии были нередки задержки заработной платы, а местные СМИ сообщали об опасности рейдерских захватов и угрозе банкротства порта. Осенью 2009 года прекратилась процедура банкротства, проводившаяся в отношение порта в течение 2000-х.

Осетровский речной порт является акционерным обществом. Контрольным пакетом (51 %) владеет государство. 28 октября 2009 года была завершена процедура банкротства в отношении ОАО «Осетровский речной порт». Кредиторам выплачено более 92 млн рублей основного долга, а также 86,6 млн рублей пени и штрафов. На сегодняшний день предприятие полностью рассчиталось с долгами. Заработная плата и налоги отчисляются своевременно

По итогам навигации 2009 года план грузоперевалки по отношению к 2008 году выполнен на 115 %. Отгружено на воду 614 тыс. тонн грузов. Ожидают отправки железной дорогой 5 тысяч тонн. Собственным флотом порта в 2009 году перевезено 173,3 тыс. тонн грузов (также выше прошлогодних показателей). По итогам навигации 2009 года через порт перевезено 15 300 человек.
http://ru.wikipedia.org/wiki/Осетрово_(порт)

14.07.2011
Росимущество начало подготовку продажи 51,03% акций оператора крупнейшего речного порта страны — ОАО «Осетровский речной порт» (ОРП), который может быть интересен ТНК-BP, «Сургутнефтегазу» или «Газпрому», работающим в Восточной Сибири.

Как сообщил генеральный директор компании Алексей Захаров, все необходимые документы направлены в службу, уже начался процесс. В Росимуществе подтвердили эту информацию.

«Осетровский речной порт входит в программу приватизации на 2011-2013 годы. Аукцион может состояться уже в этом году, его дата и условия будут опубликованы после того, как комиссия Росимущества успеет ознакомиться с оценкой компании и утвердить ее», — пояснили в ведомстве. В это время началась скупка 49% акций ОРП, находящихся у миноритариев, рассказал г-н Захаров. По его сведениям, купленные акции зачисляются в депозитарий Межтопэнергобанка (Москва).

Осетровский порт расположен на левом берегу Лены. Помимо того, что это крупнейший речной порт РФ, он еще и единственный пункт Ленского бассейна, сообщающийся с железной дорогой. Это стратегический порт для северного завоза. Крупнейшими клиентами ОРП являются нефтяные компании, работающие в Восточной Сибири: «Сургутнефтегаз», «Газпром», ТНК-BP.
http://kommersant.ru/doc/1678451

— — — — — — — — — —
1) На сайте ОАО «Осетровский речной порт» вообще нет годовых отчетов.
2) На сайте с раскрытием информации об ОАО последний годовой отчет датируется 2005 г., но имеются ежеквартальные отчеты с финансовыми результатами.

ОАО «Высочайший». Годовой отчет 2010

ОАО Высочайший (GV Gold) — российская горнодобывающая компания. Полное наименование — Открытое акционерное общество «Высочайший». Штаб-квартира — в г.Бодайбо (Иркутская область).
Основана в 1998 году в целях освоения золоторудного месторождения «Голец Высочайший» Бодайбинского района Иркутской области. Учредители АКБ «ЛАНТА-БАНК» (ЗАО) и ОАО «ЛЕНЗОЛОТО»

Деятельность
ОАО «Высочайший» входит в десятку крупнейших золотодобывающих компаний России.
Осуществляет геологоразведочные и добычные работы в 3-х регионах России (Иркутской области, Якутии и Республике Коми).
Портфель проектов ОАО «Высочайший» включает более 10 лицензий суммарной площадью свыше 600 кв.км.

Разведанные запасы Компании составляют 265,5 тонн (8,5 млн.унций) золота, прогнозные ресурсы – 205,2 тонны (6,6 млн.унций) золота.
В 2009 году предприятия ОАО «Высочайший» произвели 3 450 кг золота.
Выручка от реализации золота по МСФО в 2009 году составила 3 350 млн. рублей; чистая прибыль 1 151 млн. рублей.

В планах Компании рост добычи золота к 2016 году до 15 тонн в год.

Собственники и руководство
Основные акционеры — Менеджмент компании (в совокупности 73,3%)
Председатель совета директоров и владелец — Сергей Докучаев — 22,19%
Генеральный директор — Сергей Васильев — 0,96%
Кочетков Владимир Степанович — 5,76% Опалева Наталия Владимировна — 22,19% Тихонов Валериан Анатольевич — 22,19%
Аффилированные лица: Фейвелд Холдингз ЛТД (FAYWELD HOLDINGS LTD)Кипр номинальный держатель 100% ОАО Высочайший

Источник: ru.wikipedia.org

Годовой отчет 2010


Читать далее

Открытое Акционерное Общество Компания «РУСИА Петролеум»

Открытое Акционерное Общество Компания «РУСИА Петролеум» было создано в апреле 1992 года.
В создании приняли участие крупнейшие предприятия и администрации городов, первые буквы которых и составили аббревиатуру РУСИА-Радужный, Усолье-Сибирское, Саянск, Иркутск, Ангарск.

ИСТОРИЧЕСКИЕ ЭТАПЫ «РУСИА ПЕТРОЛЕУМ»:
1987 — Открытие Ковыктинского месторождения ГУГП «ВостСибнефтегазгеология»
1991 — Первая оценка запасов месторождения С1=131 млрд. м3, С2=210 млрд. м3
1992 — Создание Компании «РУСИА Петролеум»
1993 — Получение Компанией лицензий на добычу углеводородного сырья и геологическое изучение недр Ковыктинского месторождения
1994 — Протокол о намерениях строительства трубопровода Китай-Россия
1997 — Российско-Китайское межправительственное соглашение по Ковыкте
1998 — Вхождение в проект ВР
1999 — «РУСИА- Петролеум» и КННК (Китай) начали подготовку международного ТЭО
2000 — КОГАЗ (Республика Корея) присоединяется к международному ТЭО
2001 — Включение Ковыктинского месторождения в перечень участков недр, разрабатываемых на условиях СРП
2003 — Подписание технико-экономического обоснования строительства газопровода с Ковыктинского месторождения в Китайскую Народную Республику и Республику Корея и разработки Ковыктинского газоконденсатного месторождения.
2005- На месторождении построена установка УПГ-102 для испытания скважин на дебитах до 1 млн. м3/сутки.
2006- Начаты поставки с установки УПГ-102 для котельных п. Жигалово стабильного конденсата и ПБФ.
2007-Разработано ТЭО регионального проекта газификации Иркутской области на базе Ковыктинского ГКМ.
http://www.rusiap.ru/about/329-istoriya.html

Открытое акционерное общество Компания «РУСИА Петролеум» (далее — «Общество») учреждено в 1992 году и зарегистрировано 6 апреля 1992 года
http://www.rusiap.ru/about/330-deyatelnost-polozhenie-v-otrasli.html

Региональный проект
В рамках Регионального проекта потребителям в Иркутской области предполагается поставка по трубопроводу протяженностью около 645 километров более 2,5 млрд. м3 газа на постоянном уровне добычи, с возможным последующим ростом до 4 млрд. м3 в год. Для удовлетворения существующих базовых потребностей рынка на месторождении в дополнение к существующим опытно-эксплуатационным скважинам предполагается пробурить 11 скважин, осуществить строительство установки комплексной подготовки газа (УКПГ), конденсатопровода, железнодорожного наливного терминала в пос. Окунайский и соответствующей инфраструктуры – дорог, мостов и проч. С ростом потребностей рынка в газе, Общество может приступить к дополнительному бурению скважин и увеличению производительности УКПГ.
http://rusiap.ru/about/projects/331-regionalnyj-proekt.html

В рамках полномасштабного освоения возможны поставки газа в страны АТР (на китайские и корейские рынки в объёме 20 и до 10 млрд. м3 в год на постоянном уровне добычи соответственно). Возможны также поставки газа в Единую систему газоснабжения, а также в едином коридоре с трассой ВСТО на восток страны до Тихого океана (или с ответвлением в районе пос. Сковородино на КНР), предполагая возможную синергию с нефтегазовыми месторождениями Якутии и сахалинскими газовыми проектами.

Полномасштабный проект — это:
Второй основной этап освоения Ковыктинского месторождения.
Промышленная добыча природного газа в объеме от 30 млрд.м3/год.
Бурение 316 эксплуатационных скважин:
скважины с 700 м горизонтальными стволами;
55 кустовых площадок.
Строительство 4-х установок комплексной подготовки газа (УКПГ).
Общие капитальные затраты на разработку месторождения $ 10,4 млрд., в том числе:
бурение скважин — $ 3,1 млрд.
обустройство — $ 7,3 млрд.
В период реализации проекта поступления в бюджеты всех уровней могут составить около $ 1,2 млрд. в среднем за год.
Объем налоговых и неналоговых поступлений в региональные и местные бюджеты (без учета развития смежных производств) могут возрасти на 300 млн. долл. в год.
Для осуществления полномасштабного проекта потребуется до 8 тыс. специалистов на период строительства и несколько тысяч — для эксплуатации объектов месторождения и трубопровода.
http://rusiap.ru/about/projects/332-yeksportnyj-proekt.html

Ковыктинское месторождение
История формирования и образования месторождения

Лито-фациальное строение отложений парфеновского горизонта

Анализ условий седиментации пород парфеновского горизонта в Ковыктинской зоне газонакопления проводился ранее в компаниях ФГУП СНИИГиМС, Badley Ashton, Chemostrat Ltd. Анализ базируется на материалах исследований керна. Керновыми данными охарактеризовано около 70% скважин Ковыктинского месторождения и все скважины Хандинского месторождения.

Согласно результатам седиментологического анализа, парфеновский горизонт формировался в условиях постепенной трансгрессии мелководного внутреннего моря с влиянием незначительных эвстатических колебаний уровня. На фоне слаборасчлененного рельефа местности и недалеко расположенных источников сноса кластического материала формировались породы от аллювиальных до мелководно-морских. Региональное изменение общих толщин парфеновского горизонта в совокупности с результатами интерпретации скважинных микросканеров и фациального анализа керна показывает, что преобладающим направлением переноса осадочного материала было северо-восточное направление. Минимальная общая мощность горизонта вскрыта на юго-западе Ковыктинского участка и составляет около 40м. Максимальная более 90м.

При анализе распределения зернистости и степени сортировки осадочного материала выявляется закономерная смена фациальных обстановок как по разрезу, так и с юга на север и с запада на восток. Наиболее крупнозернистыми и плохо отсортированными являются отложения нижней части парфеновского горизонта. Вверх по разрезу и в северо-восточном направлении отложения сменяются на более мелкозернистые осадки с улучшенной сортировкой.

Отсутствие развития богатой флоры и фауны в период формирования отложений парфеновского горизонта несколько затрудняет проведение фациального анализа, поэтому основными признаками фациальных ассоциаций, выделяемых в интервале парфеновского горизонта, являются текстурные и литологические признаки. К таким ассоциациям могут быть отнесены отложения аллювиальной низменности, пойм, озер, приливно-отливных зон, пляжей, лагун и мелководного шельфа.

В отношении литологического состава породы парфеновского горизонта представлены песчано-глинистыми разностями. Коллекторы связаны с песчаниками. На коллекторские свойства пород существенное влияние оказывает фактор вторичных изменений, выраженный в наличии вторичной цементации порового пространства, уплотнения, литогенетической стадии преобразования исходных пород. Согласно исследованиям Badley Ashton в нижней части парфеновского горизонта преобладает глинистый цемент. Породы более подвержены уплотнению за счет ухудшенной сортировки. В верхней части горизонта широко развит кварцевый цемент. В средней части горизонта – в пласте П23 – развитию кварцевого цемента мешает наличие хлоритовых щеток, окаймляющих зерна породы. Кроме того, в интервале горизонта широко развит вторичный карбонатный и битумный цемент.

http://rusiap.ru/kovyktinskoe-mestorozhdenie/341-istoriya-formirovaniya-i-obrazovaniya.html

История открытия и освоения
Ранее для заложения и бурения опорных, параметрических, поисковых скважин, с целью оценки перспектив в нефтегазоносном отношении территории, обязательным являлось проведение сейсморазведочных работ и выявления в геологическом разрезе антиклинальных структур.
Впервые Ковыктинское структурное осложнение было выявлено сейсморазведочными работами МОВ ОГТ в 1975-1976 г.г. (Н.И. Семчевская, Ван-Та-И).
В 1977-1978 г.г. Чиканской сейсморазведочной партией (Г.М. Зеленков, А.И. Винокуров и др.) были проведены сейсморазведочные работы, позволившие оконтурить антиклинальное осложнение по отражающему горизонту В (верхнемотская подсвита).
Первая параметрическая скважина 270 бурилась в 1981-82 г.г., но из-за катастрофического поглощения промывочной жидкости в отложениях ангарской свиты была ликвидирована при забое 1266 м, не достигнув проектного парфеновского горизонта. Вторая параметрическая скважина 281 была заложена в сводовой части Ковыктинского поднятия. Ее бурение начато 16.10.1984 г., закончено 25.09.1986 г. в отложениях нижнемотской подсвиты при забое 3061 м. В процессе бурения, при опробовании песчаников парфеновского горизонта был получен приток газа до 100 тыс.м3/сутки.
Открытие газоконденсатной залежи в парфеновском горизонте явилось основанием для постановки с 1986 г. поисково-разведочных работ.

Согласно проекту на поисковое бурение, составленному и утвержденному в Мингео РСФСР 22.05.86 г., было намечено осуществить бурение четырех поисковых скважины. Поисковая скв. 1 была заложена в 3,5 км северо–западнее скв. 281, начата бурением 16.06.86 г., закончена – 03.12.87 г. в отложениях нижнемотской подсвиты при забое 3308 м (проект – 3300 м). При опробовании песчаников парфеновского горизонта, вскрытых скв. 1, был получен промышленный приток газа 130 тыс.м3/сутки, что явилось основанием о заявлении на открытие Ковыктинского газоконденсатного месторождения Криволукской нефтегазоразведочной экспедицией ПГО «Востсибнефтегазгеология». Датой открытия месторождения считается 1987 г.

По данным бурения поисковых и разведочных скважин были внесены значительные коррективы в структурные построения. Установлено несоответствие структурных классов по результатам сейсморазведочных работ и глубокого бурения, т.е. доказано отсутствие картируемого сейсморазведкой структурного осложнения. По данным бурения выявленная ловушка УВ классифицируется как пластовая литологически экранируемая, располагающаяся на моноклинальном, полого погружающемся в северо-западном направлении, склоне Ангаро-Ленской ступени.
По состоянию изученности месторождения на 01.01.91 г., ПГО «Востcибнефтегазгеология» в ГКЗ СССР был защищен отчет по подсчету запасов газа, конденсата и сопутствующих компонентов.

Геологоразведочные работы 1992 – 1998 гг.
В 1992 году консорциумом «Байкалэкогаз» составлено технико-экономическое обоснование освоения Ковыктинского газоконденсатного месторождения для нужд промышленных предприятий Иркутской области.
Фондом областной собственности Иркутской области 23 сентября 1992 г выдана лицензия №232 на право разработки Ковыктинского ГКМ АК «РУСИА Петролеум».
18 ноября 1993 года выдана лицензия ИРК 10054 НЭ.
1 июня 1994 года была осуществлена передача Ковыктинского месторождения для промышленного освоения от ПГО «Востсибнефтегазгеология» АК «РУСИА Петролеум». В этом же году получен горный отвод для разработки месторождения (Акт удостоверяющий горный отвод №88 от 21.07.1994 г.).
До 1998 года геологоразведочные работы осуществлялись на основании проекта разведочного бурения (ПГО «Востсибнефтегазгеология). Кроме того, АК «РУСИА Петролеум» в 1993 году были составлены дополнения к рабочему проекту строительства разведочных скважин 18, 28, 33 на Ковыктинской площади. Основанием проектирования послужило геологическое задание на продолжение разведочных работ в пределах лицензионной территории. Впервые был увеличен шаг разведочного бурения до 13,5 км.
В 1994 году подрядчиком ГГП «Востсибнефтегазгеология» по заданию и на средства АО «РУСИА Петролеум» пробурены 2 скважины: Р-28 и Р-18. Скважина Р-18 вскрыла рапоносный горизонт в отложениях усольской свиты. Результаты бурения скважины Р-28, давшей при опробовании приток газа дебитом до 150 тыс. м3/сут., а также переинтерпретация данных ранее пробуренных скважин позволили уточнить структурный план, и, в целом, модель Ковыктинского месторождения.

Доразведка Ковыктинского газоконденсатного месторождения.
В 1998 году, на основании геологического задания АО «РУСИА Петролеум» совместно с ГУГП «Востсибнефтегазгеология» разработан «Геологический проект доразведки КГКМ». Программой работ предусматривалось решение следующих задач:
1) Выявить пространственные границы объекта и основные оценочные параметры (оконтуривание газоконденсатной залежи пласта П2, оценка пористости в нефтегазоносном отношении нижележащих горизонтов).
2) Уточнить геологическое строение месторождения и исходную модель газоконденсатной залежи продуктивного пласта П2 парфёновского горизонта.
3) Определить границы контура залежи с промышленной газоносностью, изучить закономерности изменения эффективных толщин, емкостных и фильтрационных свойств, установить положение ГВК газовой залежи.
4) Дать перспективную оценку пласту П1 парфёновского горизонта и подстилающими отложениям боханского и базального горизонтов.
5) Уточнить режим залежи пласта П2, изучить влияние условий вскрытия на его продуктивность.
6) Произвести подсчёт запасов газа и конденсата.

Реализация проекта доразведки осуществлялась последовательным изучением месторождения от изученной части к неизученной. Фактическое местоположение разведочных скважин принципиально совпадает с их проектным размещением. Имеются расхождения по скважинам 57, 58, 61. Отступление от проектного местоположения скважин в процессе доразведки, ни в коей мере не повлияло на качество изучения геологического строения Ковыктинского месторождения и подготовку запасов газа и конденсата. Отчёт по подсчёту запасов представлен в 2002 г. и рассмотрен ГКЗ в 2003 г.

На Ковыктинском лицензионном участке в процессе геологоразведочных работ выполнена пробная эксплуатация в скважинах 281, 4, 11, 16, 26, 28. При пробной эксплуатации попутный газ использовался для бурения скважин:
— с 281 – бурение поисковой скважины 4 ;
— с 4 – бурение разведочных скважин 13, 32;
— с 16 – бурение эксплуатационных скважин 101.1, 102.1 и разведочной скважины 65.
Результаты I этапа опытно-промышленной эксплуатации Ковыктинского ГКМ:
Геологоразведочные работы — проведены в процессе разведочного и эксплуатационного бурения. Уточнена геологическая модель месторождения, выполнен пересчет запасов УВ.
Отработана технология бурения скважин – вертикальных с горизонтальной составляющей ствола (101.1, 102.1 и 107.1) и наклонно-направленных с горизонтальной составляющей ствола (106.3, 107.5 и 107.6).
Проведены лабораторные исследования образцов керна – получена информация о ФЕС пород-коллекторов, данные об относительных фазовых проницаемостях флюидов, о величинах капиллярных давлений. Результаты использованы для уточнения газогидродинамической модели.
Опробования и газодинамические исследования скважин – подтверждена эффективность промышленного освоения залежи системой скважин с горизонтальной составляющей ствола, получена информация для адаптации фильтрационной модели.
Опробованы мероприятия по консервации – скважин установкой цементного моста (скважины 101.1 и 107.1), а в скважинах оснащенных пакерной системой (скважины 106.3, 107.5 и 107.6) установкой глухой пробки над забоем и расконсервации – в скважине 101.1 после 6 лет консервации.
Получен опыт длительной эксплуатации – скважина 102.1 эксплуатировалась 7 лет с ограниченным дебитом 100 тыс.м3/сут.

Была проведена модернизация УПГ-102 с монтажом двух ректификационных колонн для стабилизации газового конденсата. Мощность после модернизации более 1.0 млн. м3/сутки. Пропанобутановая фракция поставляется как резервное топливо для котельных газовых установок районного центра Жигалово. Кроме этого, на месторождении было построено несколько объектов инфраструктуры.
http://rusiap.ru/kovyktinskoe-mestorozhdenie/342-istoriya-otkrytiya-i-osvoeniya.html

Запасы, особенности, характеристики
Состояние запасов углеводородного сырья по Ковыктинскому газоконденсатному месторождению
Запасы углеводородного сырья числящиеся на Государственном балансе полезных ископаемых по Ковыктинскому газоконденсатному месторождению на 1.01.2010г., составляют:

1. Ковыктинский лицензионный участок
по категории С1+С2
газа -1,546 трлн. м3
конденсата (извлекаемого) -76,7 млн. тонн

2. Хандинский лицензионный участок
по категории С1+С2
газа -378,05 млрд м3
конденсата (извлекаемого) -4,38 млн. тонн

Динамика изменений балансовых запасов углеводородного сырья Ковыктинского ГКМ по данным утверждённых в ГКЗ 1991, 2003 гг и с учётом добычи при ОПЭ в 2004-2009 гг:

Особенности Ковыктинского ГКМ
Месторождение является уникальным по размерам запасов газа категорий C1 + С2, сложным – по геологическому строению:
Углеводородные скопления, приуроченные к плотным низкопроницаемым коллекторам, имеют более широкое региональное распространение по сравнению с традиционными залежами;
Ковыктинское газоконденсатное месторождение характеризуется высоким содержанием не только этана, пропана, бутанов, но и гелия (0,28% об.), что позволяет рассматривать запасы УВ как ценное сырье для нефтехимической промышленности. для развития высокотехнологичных отраслей экономики, включая энергетику, космическую промышленность, медицину.

Основные характеристики месторождения
Месторождение приурочено к моноклинальной. литологически экранированной залежи. Высота залежи составляет 155 м. Абсолютная отметка ГВК — -2305 м. Площадь газоносности -5879,6 км.кв.
Продуктивными являются песчаные пласты П2 и П1 парфеновского горизонта. Глубины залегания горизонта 2658 – 3432 м. Общая толщина пластов: П1 14-33м; П2 38-54м.

http://rusiap.ru/kovyktinskoe-mestorozhdenie/343-zapasy-osobennosti-xarakteristiki.html

Хандинский лицензионный участок

Проведение геологоразведочных работ в пределах Хандинского участка предусматривалось геологическим «Проектом доразведки Ковыктинского газоконденсатного месторождения». Планировалось пробурить разведочную скважину №61 в 14 км восточнее скважины 53. Проект доразведки был согласован с территориальным Комитетом природных ресурсов, но, по настоянию Министерства природных ресурсов РФ, был выделен Хандинский лицензионный участок и объявлен конкурс на получение лицензии. Победителем конкурса и обладателем лицензии на геологическое изучение Хандинского лицензионного участка становится Тюменская нефтяная компания (ТНК). В проекте было предусмотрено бурение одной поисковой скважины №1 (проектная глубина 3270 м, проектный горизонт – кристаллический фундамент). На основании геологического проекта в 2000 г. был составлен технический «Рабочий проект на бурение поисковой скважины №1 на Хандинской площади». Скважина заложена и пробурена согласно проекта на расстоянии 5.2 км к востоку от скважины №53. В процессе опробования отложений парфёновского, боханского горизонтов притоков газа не получено.

В 2001 году владельцем лицензии на геологическое изучение Хандинского участка для поиска и оценки месторождений (залежей) газа (ИРК 11056 НП) становится ООО «Ковыктанефтегаз». Срок действия лицензии – май 2005 г. В феврале 2005 г. было внесено дополнительное Соглашение, по которому срок действия лицензии ИРК 11056 НП ограничивался 31 декабря 2006 г. По дополнительному соглашению от апреля 2006 г. срок действия лицензии был продлен до 31 декабря 2008 г.

В соответствии с лицензионным соглашением в 2002 г. был составлен геологический «Проект поисков месторождений (залежей) газа на Хандинской площади» и два технических проекта на бурение поисковых скважин. Целевой задачей проектов являлось оценить продуктивность парфёновского горизонта и провести поиски новых месторождений углеводородов в пределах Хандинской площади. С этой целью предусматривалось бурение шести поисковых скважин (2, 3, 4, 5, 6, 7). В 2005 году в связи с необходимостью оценки в нефтегазоносном отношении отложений боханского горизонта нижнемотской подсвиты и базального горизонта ушаковской свиты в восточной части Хандинского участка было составлено «Дополнение к групповому рабочему проекту на строительство поисковых скважин 2, 6, 7 на Хандинской площади (для скважин 6, 7)». Бурение скважин 8, 9, 10 осуществлялось также по этому проекту.

Фактическое расположение скважин на Хандинском участке соответствует проектным местам заложения.

Продуктивность парфёновского горизонта в пределах Хандинского лицензионного участка установлена в 2002 году, когда в поисковой скважине 2 был получен приток газа с дебитом 200 тыс. м3/сутки. Промышленные притоки газа получены в скважинах 2, 3, 7, 8, 9. В скважине 6 вскрыт ГВК, а в скважинах 4, 10 получены непромышленные притоки газа до 500 м3/сутки.

Таким образом в результате проведения сейсморазведочных работ (2Д, 3Д), бурения, опробывания, испытания поисковых скважин(1, 2, 3, 4, 6, 7, 8, 9, 10) был получен большой объем геолого-геофизической, петрофизической, геохимической информации, которая позволила уточнить блоковое строение Хандинского лицензионного участка и границы выявленных залежей газа, построить геологическую модель с применением современных компьютерных технологий и произвести подсчёт запасов газа, конденсата и сопутствующих компонентов. Отчёт рассмотрен в ГКЗ, подготовлен протокол, который находится на утверждении в «Роснедра».

Кроме того, продуктивность отложений парфёновского горизонта распространяется за пределы Хандинского лицензионного участка – Ульканский лицензионный участок и нераспределённый фонд.
http://rusiap.ru/kovyktinskoe-mestorozhdenie/344-xandinskij-licenzionnyj-uchastok.html

Годовой отчет-2009
Предварительно утвержден Советом директоров ОАО Компания «РУСИА Петролеум» 28 мая 2010 г.

Изменение состояния запасов углеводородного сырья Общества, числившихся на Государственном
балансе на 01.01.2009 г., произошло незначительное – за счет учета добычи газа в 2009 году в процессе ОПЭ
скважин, и отражается в Государственном балансе полезных ископаемых по состоянию на 01.01.2010 г.
Остаточные балансовые запасы «сухого» газа категорий С1 и С2 Ковыктинского ГКМ по состоянию на 1
января 2010 года составляют 1,924 трлн. м3.
Изменение в состоянии запасов углеводородного сырья по Обществу отражено на диаграммах:


http://rusiap.ru/investoram-i-akcioneram/raskritie-info/326-godovye-otchety.html
http://rusiap.ru/uploads/files/year/2009rus.pdf

Ковыктинское месторождение

Месторождение находится в Иркутской области, в 450 км к северо-востоку от г. Иркутска. Месторождение территориально почти полностью входит в северо-восточную часть Жигаловского района (административный центр п. Жигалово), частично в Казачинско-Ленский район (административный центр п. Казачинск).

Ковыктинское месторождение расположено в пределах Лено-Ангарского плато, входящего в южную часть Средне-Сибирского плоскогорья. Рельеф района резко пересеченный, склоны водоразделов крутые. Абсолютные отметки водоразделов достигают отметок — 1200 метров. Минимальные отметки в долинах рек Лена и Орлинга — 380 — 400 метров. Территория месторождения почти повсеместно покрыта лесами, которые, в основном, относятся к I категории. Плотность населения низкая, населенные пункты сосредоточены только в долине реки Лена. Вблизи месторождения и на его территории имеются месторождения гидроминерального сырья и строительных материалов.

Газоконденсатная залежь Ковыктинского ГКМ приурочена к терригенным отложениям, песчаникам — коллекторам нижнего кембрия-венда, залегающим на глубине более 3000 метров. Высота залежи, расположенной в пределах очень крупной, литологически ограниченной ловушки, около 150 метров.

В настоящее время продуктивные отложения парфеновского горизонта вскрыты двумя параметрическими, пятью поисковыми и 28 разведочными скважинами. Практически всеми скважинами за исключением двух, подтверждена его газоносность, установлен региональный характер развития пород-коллекторов и их выдержанность. Наряду с разведочным бурением на Ковыктинском ГКМ осуществлено бурение 3-х эксплуатационных скважин с удлинением горизонтального ствола в 365-576м. При их испытании установлено увеличение продуктивности по отношению к вертикальному стволу в 2-2,5 раза. В настоящее время завершается доразведка месторождения. Имеются перспективы прироста запасов газа и конденсата. На момент создания «РУСИА Петролеум» запасы месторождения оценивались: по категории С1-192,6 млрд. м3, С2-199,7 млрд. м3. На сегодняшний день запасы «сухого газа» месторождения составляют по категории С1-1406 млрд. м3(промышленные запасы); С2-518 млрд. м3 (прогнозные запасы). Разведанный потенциал Ковыктинского месторождения обеспечит добычу более 30 миллиардов кубических метров (млрд. м3) газа в год для потребления на местном рынке и экспорта на срок более 30 лет. Точный уровень и сроки производства зависят от требований рынка и будут уточняться в процессе дальнейших исследований.
Площадь месторождения 7 499,5 км2
Глубина залегания (по вертикали) 2838-3388м
Толщина продуктивного пласта до 78 м
Эффективная толщина до 29м
Пористость песчаника 10-19%
Газонасыщенность 0,6-0,9
Пластовое давление 25,7 Мпа
Пластовая температура 55°C
Содержание конденсата 67,0 г/м3
Содержание СН4 в газе 90,3 моль/%
http://www.nge.ru/passport-description-1268.htm#nomenclature


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

07 октября 2011 г.
ОАО «Газпром» получило лицензию на добычу углеводородного сырья и геологическое изучение недр на Ковыктинском газоконденсатном месторождении. Как сообщило управление информации газового концерна, лицензия переоформлена на Газпром в соответствии с решением Федерального агентства по недропользованию (Роснедра).
Ранее сообщалось, что концерн рассчитывает получить лицензию на Ковыкту в конце сентября — начале октября 2011г.

Газпром 1 марта 2011г. выкупил с аукциона обанкротившуюся «РУСИА Петролеум», которая являлась владельцем лицензии на разработку Ковыктинского газоконденсатного месторождения. За имущественный комплекс компании Газпром заплатил 25,8 млрд руб. при стартовой стоимости более 15 млрд руб.

Ковыктинское месторождение — одно из крупнейших в Восточной Сибири с запасами природного газа 1,9 трлн куб. м, разрабатывалось компанией «РУСИА Петролеум». До продажи Газпрому основными акционерами «РУСИА Петролеум» являлись структуры ТНК-ВР (62,9% акций), ОАО «ОГК-3» (24,99% акций) и администрация Иркутской области (10,78% акций).

ТНК-ВР не могла приступить к реализации Ковыкты около десяти лет, поскольку не было возможности транспортировать на экспорт газ с месторождения из-за отсутствия газопровода. Начало промышленного освоения месторождения тормозили разногласия Газпрома и акционеров проекта по транспортировке и рынкам сбыта газа.
http://top.rbc.ru/economics/07/10/2011/619136.shtml

447 Srednebotuoba, Russia, Gas/cnd/oil (Vilyuy)
448 Srednebotuoba, Russia, Gas/cnd/oil (Vilyuy)
467 Verkhne-Vilyuchanka, Russia, Gas/oil (Vilyuy)
502 Verkhne-Chona, Russia, Gas/cnd/oil (Angara)
524 Kovykta, Russia, Gas/cnd (Angara)
526 Soba (Sobinskoye), Russia, Gas/cnd/oil (Tunguska)
530 Talakan, Russia, Oil/gas/cnd (Angara)

http://208.88.130.69/November-2001-Tectonic-setting-of-the-worlds-giant-oil-fields.html

Дополнительно
http://expert.ru/siberia/2011/10/vse-dlya-kitaya/
http://expert.ru/siberia/2010/42/tek/
http://www.kommersant.ru/Doc/1597286


http://www.goldforums.ru/geo.html

Ковыктинское газоконденсатное месторождение (по состоянию на июнь 2000)
По разным оценкам, объем необходимых инвестиций — 7-8 или 10-12 млрд. долларов.
На 1 января 1997 года запасы газа Ковыкты оценивались в 869,6 млрд. кубометров. Однако, ожидается, что при доразведке месторождения запасы будут приращены почти вдвое — до 1,5 трлн. кубометоров газа.
При запасах в 869,7 млрд. кубометров предполагается добывать не менее 20 млрд. кубометров в год. При увеличении запасов до 1,5 трлн. кубометров ежегодная добыча может возрасти до 35-40 млрд. кубометров.

Лицензия на разработку Ковыктинского газоконденсатного месторождения принадлежит компании «РУСИА Петролеум», крупнейшим акционером которой пока является нефтяная компания «СИДАНКО». Лицензия на разведку и разработку Ковыкты была получена компанией «РУСИА Петролеум» 20 декабря 1993 года (ИРК #10054 НЭ) сроком до апреля 2018 года. В связи с приращением площади месторождения более чем в два раза, лицензия перерегистрирована 23 января 1997 года под номером ИРК #01193 НЭ. Кроме того, компания имеет лицензию на разведку и разработку Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения (ИРК #10053 НЭ/#01192 НЭ).
Особо отметим, что среди независимых наблюдателей распространено мнение о том, что British Petroleum, ставшая в ноябре 1997 года стратегическим партнером «СИДАНКО», купив 10% акций российской компании за 571 млн. долларов, пошла на этот шаг в основном в расчете на перспективы, которые сулит любой компании участие в подобном проекте.

Крупнейшими акционерами «РУСИА Петролеум» являются:»СИДАНКО» — 30%; Burovik East Siberia Holding (BP/Amoco) — 20%; Ангарская нефтехимическая компания (дочернее предприятие НК «СИДАНКО») — 10,5%; АО Иркутскэнерго — 12,7%; Фонд имущества Иркутской области — 16,6%; Est Asia Gas Company (Южная Корея) — 7,5%.

В январе 1999 года «РУСИА Петролеум» сообщила о завершении проходки первой опытно-промышленной скважины на Ковыктинском месторождении. Рабочий дебит скважины составил около 400 тыс. кубометров в сутки, что значительно превысило аналогичный показатель разведочных скважин.

В конце марта 2000 года, согласно сообщениям СМИ, Министерство природных ресурсов России (МПР) предоставило в Генеральную прокуратуру РФ пакет нормативно-правовых документов, касающихся выдачи лицензии компании «РУСИА Петролеум» на освоение Ковыктинского нефтегазоконденсатного месторождения. Документы были предоставлены по устному запросу представителей Генпрокуратуры в ходе проверки, проводимой в МПР. Напомним, что незадолго до этих событий бывший тогда министром топлива и энергетики РФ Виктор Калюжный высказался за необходимость выяснения сотрудниками Минприроды законности выдачи лицензии «РУСИА Петролеум» на Ковыктинское месторождение. По его словам, лицензия, выданная компании в 1993 году местным комитетом по геологии, предоставляла право на разработку ресурсов на площади 2000 кв. км. Однако впоследствии площадь лицензионного участка «РУСИА Петролеум» была доведена до 9000 кв. км. «Законность расширения территории лицензионного участка и предстоит выяснить специалистам МПР», — заявил глава Минтопэнерго. Одновременно Калюжный не исключил возможности отзыва лицензии у «РУСИА Петролеум». Калюжный также высказал мнение, что «РУСИА Петролеум» неэффективно работает на Ковыктинском месторождении. «С 1993 года компания там ничего не сделала», — подчеркнул он, добавив, что претендентами на его разработку выступают «Газпром», «Сургутнефтегаз» и «Тюменская нефтяная компания»
http://www.nefte.ru/projekt/r7.htm


http://olymp2010.rian.ru/infografika/20110301/340575472.html

Ковыктинское газоконденсатное месторождение расположено на юге Сибирской платформы в пределах Ангаро-Ленской ступени . Согласно нефтегеологическому районированию данная территория относится к Ангаро-Ленской нефтегазоносной области (НГО) Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции (НГП). В настоящее время в пределах Ангаро-Ленской НГО, которая характеризуется как область преимущественного газонакопления, известно несколько месторождений УВ, и, по крайней мере, одно из них (Ковыктинское) относятся к категории уникальных по запасам газа.

Ангаро-Ленская ступень (прогиб) представляет собой моноклиналь, ограниченную на востоке и северо-востоке озером Байкал и Байкальской складчатой областью, на севере – Катангской седловиной, на западе и северо-западе – Непско-Ботуобинской антеклизой. Площадь прогиба составляет 500 тыс. км2.

В строении кристаллического фундамента прогиба принимают участие метаморфизованные породы архей-протерозойского возраста. По многочисленным разломам фундамент разбит на тектонические блоки, которые полого погружаются от обрамления прогиба в сторону его центральной части, образуя так называемый амфитеатр (другое название Ангаро-Ленской ступени – Иркутский амфитеатр). Кроме того, строение фундамента осложнено структурными элементами II порядка – разнообразными поднятиями и выступами. С одним из таких выступов, Братским, связано газоконденсатное месторождение Братское.

Ангаро-Ленская ступень – область широкого развития терригенно-карбонатных, а также соляных пород позднедокембрийского и раннепалеозойского возраста. Разрез осадочных отложений имеет платформенный характер и представлен породами рифея, венда, кембрия и ордовика. Особенностью осадочного разреза Ангаро-Ленской ступени является наличие мощной (600–800 м) соленосной толщи нижнего кембрия. Мощность рифейских отложений составляет 0,3–5,4 км, вендских – 0,4–0,5 км, палеозойских – 2,5 км. Максимальная мощность всего осадочного чехла не превышает 4 км.

В разрезе осадочного чехла выделяется три нефтегазоносных комплекса: рифейский карбонатный, вендский терригенный и нижнекембрийский карбонатный. Они вмещают 12 продуктивных горизонтов мощностью от 10 до 100 м. Главным продуктивным горизонтом, к которому приурочены основные залежи УВ, является парфеновский горизонт венда. Пространственное размещение залежей УВ в вендском и кембрийском комплексах контролируется литологическими особенностями пород (фациальными замещениями и, как следствие, изменением коллекторских свойств), что значительно осложняет процесс поиска новых залежей УВ.

По структурно-литологическим особенностям в строении осадочного разреза Ковыктинской площади выделяется три формационных комплекса: подсолевой, соленосный и надсолевой.


Рис. 2. Структурная карта Ковыктинского месторождения по подошве парфеновского горизонта (данные сейсмических исследований). По Мандельбаум и др., 2005.

Подсолевой комплекс сложен терригенными породами венда и карбонатными породами нижнего кембрия. Данные отложения с размывом и угловым несогласием залегают на выветрелой поверхности метаморфизованных пород фундамента Ангаро-Ленской ступени, а также рифейских отложениях. Отложения подсолевого комплекса являются основной газосодержащей толщей региона. В составе чорской свиты венда выделяется парфеновский горизонт, с которым связаны основные запасы газа региона. Парфеновский горизонт имеет региональное распространение (рис. 2). Он сложен разнозернистыми кварц-полевошпатовыми и кварцевыми косослоистыми песчаниками дельтовых и аллювиальных фаций. Мощность парфеновского горизонта на Ковыктинском месторождении составляет от 40–80 м. Пористость пород горизонта достигает 20%, проницаемость 2000 млд.

Породы солевого комплекса представлены переслаиванием каменной соли с доломитами, известняками и ангидритами. В кровельной части нередки прослои мергелей, песчаников и доломитов. Общая мощность комплекса может достигать 1800 м.

Надсолевой комплекс сложен терригенно-карбонатными породами среднего и верхнего кембрия, а также терригенными породами ордовика.

Выше локально залегают плиоцен-четвертичные отложения аллювиальных комплексов: пески, песчаники, конгломераты, аргиллиты, алевролиты.

Ковыктинское месторождение было выявлено сейсморазведочными работами еще в конце 70-х годов прошлого века. Однако официальной датой открытия месторождения является 1987 г., когда была подтверждена его промышленная газоносность. В географическом отношении оно располагается в Жигаловском районе Иркутской области, приблизительно в 400 км к северо-востоку от столицы области г. Иркутска. Площадь Ковыктинского месторождения составляет около 7,5 тыс. м2.

Месторождение приурочено к северо-восточной оконечности Жигаловского поднятия. Тип ловушки – антиклинальный. Залежь – литологически экранированная. Глубина залегания залежи Ковыктинского месторождения составляет 2838–3388 м. Высота залежи – 155 м. Продуктивными являются пласты П2 и П1 парфеновского горизонта с мощностью 14–33 и 38–54 м соответственно.

Ковыктинское газоконденсатное месторождение является одним из крупнейших в мире и самым крупным в Восточной Сибири. По данным на 2007 г. запасы газа по категории С1+С2 составляют приблизительно 2 трлн. м3, причем извлекаемые запасы газа по категории С1 – почти 70 млн. тонн, а по категории С2 – 15,5 млн. тонн. Однако по предварительным оценкам доразведка северной части месторождения может обеспечить прирост запасов до 3 трлн. м3.

Газ метановый, содержит в небольшом количестве примесь этана, пропана и бутана, а также гелия. Запасы гелия составляют 2,3 млрд. м3.

Источники:
Конторович А. Э., Беляев С. Ю., Конторович А. А. Тектоническая карта венд-палеозойского структурного яруса Лено-Тунгусской провинции Сибирской платформы // Геология и геофизика. 2009. Т. 50. №8. С. 851–862.
Мандельбаум М. М., Хохлов Г. А., Кондратьев В. А., Мазур В. Б. Методика и технология открытия крупных и уникальных месторождений нефти и газа на юге Сибирской платформы // Разведка и охрана недр. 2005. №2–3. С. 29–39.
Коржубаев А. Г., Филимонова И. В. Ковыктинское газоконденсатное месторождение: проблемы и перспективы освоения // Регион: экономика и социология. 2007. №3. С. 113–121.
Белонин М. Д., Маргулис Л. С. Нефтегазовый потенциал и перспективы освоения углеводородных ресурсов Востока России // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2006. №1.
http://www.trubagaz.ru/gkm/kovyktinskoe-gazokondensatnoe-mestorozhdenie/

Геология нефти и газа, 2-2008
Комплексная интерпретация и моделирование волновых полей на Ковыктинском месторождении

OAO «Полюс Золото»: Стратегия развития компании по 2020 год

19.07.2011
Совет директоров OAO «Полюс Золото» (РТС, ММВБ и LSE – PLZL), на прошедшем вчера заседании, рассмотрел и утвердил Стратегию развития компании по 2020 год.
Читать далее