Архив меток: поиски и разведка неудача

zolotodb.ru: О проблеме методологии геологоразведочных работ в современной России

О проблеме методологии геологоразведочных работ в современной России, действующих нормативных документах и человеческой гордыне
Тимофеев П.Ф., геолог
Золотодобыча, №193, Декабрь, 2014
http://zolotodb.ru/news/11179

Ниже рассмотрены изменения, происходящие в горно-геологической отрасли России после 1992 года. Предположено, что одной из причин стагнации является использование устаревших нормативно-правовых актов (НПА), созданных в условиях плановой экономики; показана необходимость институциональных перемен для оздоровления отрасли.

Причина продолжительного застоя в геологоразведочном производстве в том, что в «золотой век» советской геологии, в 1970–80-х годах было найдено и разведано впрок слишком много месторождений, запасов которых хватило на 1990-е и нулевые годы, — что иногда ошибочно трактуется как «сырьевое проклятие».

Пока «проедали» сырьевое наследство, естественным путем ушло поколение, его создавшее; существенно деградировали (из-за ненадобности) производственная и научная сферы геологоразведки бывшего СССР; а государственные институты горно-геологической сферы после смены общественно-политической формации в 1991 году так и не смогли сформулировать свои новые задачи в изменившейся обстановке, найти адекватные методы их решения и инструменты управления процессом «недропользования». (Термин «недропользование» здесь и далее взят в кавычки потому, что до 1992 года он не употреблялся в современном значении.)

В итоге сегодня мы имеем разбалансированную минерально-сырьевую базу (МСБ), деградацию корпуса инженеров-геологов и отсутствие внятной стратегии выхода из этого кризисного положения. Последний вывод следует из того, что, невзирая на принятие программ развития отрасли [1], вся нормативная база «недропользования» осталась практически старая, времен СССР, и блокирует дальнейшее развитие.

В первую очередь, это относится к «Классификации запасов…» [2] и «Положению о проведении геологоразведочных работ по этапам и стадиям (твердые полезные ископаемые)» [3], созданных для работы в рамках государственного горно-геологического комплекса (ГГК) для решения задач «недропользования» именно в условиях плановой экономики и государственной собственности на средства производства, а при переходе к рынку они потеряли свое созидательное значение.

Далее рассмотрим по порядку.
Действующая «Классификация …», как и предыдущая (1997), представляют собой несущественную косметическую правку классификации советского периода развития и не способны решить свою основную задачу — привлечение финансовых средств в разведку и разработку месторождений. Советские «Классификации…» решали эту задачу только в условиях плановой экономики, а в рыночной под запасы, подсчитанные по нашей классификации, никто не даст ни гроша: в России на эти цели нет денег (нет закона), а за рубежом нашу классификацию не понимают и не принимают.

Попытку разработать механизм конвертации категорий запасов классификации ГКЗ в зарубежные аналоги нельзя признать удачной. По сути своей, конверсия — специальный технический словарь для одинакового понимания существа различных категорий запасов и ресурсов для обеспечения правильного перевода западного «Публичного отчета о ресурсах и запасах» в его российский аналог — «Протокол ГКЗ/ТКЗ вкупе с экспертными заключениями» и, наоборот, «Протокола ГКЗ…» — в «Публичный отчет…».

Предлагаемые схемы меппинга запасов и ресурсов классификаций ГКЗ ↔ КРИРСКО приведены на рисунке 4 Приложения А к «Руководству по гармонизации…» [4] и на рисунке 2 к п.10 Кодекса НАЭН [5].
Но если попробовать использовать предлагаемую схему, то получится очень несуразный документ, что можно продемонстрировать на следующем примере [6].
«SRK Consulting (Russia) Ltd.» представлен отчет по кодексу JORC о минеральных ресурсах Удоканского месторождения2 по состоянию на 05 февраля 2014 г.:
— измеренные ресурсы — 352 млн т 1, х % Cu и 9 г/т Ag;
— выявленные ресурсы — 1311 млн т 1, х 1% Cu и 11 г/т Ag;
— предполагаемые ресурсы — 227 млн т 0,9 х % Cu и 11 г/т Ag.
Минеральные ресурсы на 01 апреля 2014 г. включают следующие рудные запасы:
— доказанные запасы — 208,0 млн т 1, х % Cu и 9 г/т Ag;
— вероятные запасы — 1013,5 млн т 1, х % Cu и 12 г/т Ag.

При переводе этого сообщения на нашу Классификацию, используя Конверсию, протокол ГКЗ будет звучать нелепо и утверждать невозможное:
1. Утвердить следующую характеристику модели Удоканского месторождения по состоянию на 01.04.2014 г.:
— прогнозные ресурсы категории Р1 — 227 млн т, геологические запасы категории С2 — 1311 млн т и категории С1 — 352 млн т.
2. Утвердить в контурах геологических запасов категорий С1 и С2 следующие балансовые эксплуатационные запасы:
— категории С2 — 1113,5 млн т, в оцененной части модели месторождения;
— категории С1 — 208 млн т, в разведанной части модели месторождения.
Парадокс № 1. Про эти эксплуатационные запасы, расположенные в контуре геологических запасов, нельзя сказать, что они «в том числе» или «кроме того». Они не те и не эти. То есть, при переводе на язык протокола ГКЗ здесь неизбежен «двойной счет» запасов.
3. Признать эксплуатационные запасы разведанного и оцененного участков месторождения подготовленными к промышленному освоению.
Парадокс № 2. С одной стороны, это так: ведь иначе, какой смысл был бы выделять именно «эксплуатационные запасы», если они не готовы к освоению? Но это противоречит нашим требованиям, т.к. в разведанной части они слагают только 11 % от ресурсов всего месторождения. А запасы из оцененной части месторождения у нас считаются не готовыми к добыче. Как быть?
4. Отнести Удоканское месторождение к (неизвестно какой?) группе по сложности геологического строения.

Откровенно нелепый протокол. Причем с ошибкой «двойного счета»

(Учтем также, что на Удокане еще числится (по ГКЗ) государственная собственность в виде железа в магнетите, серы в сульфидах и золота, получаемое при аффинаже серебра. Здесь виден принципиально разный подход к оценке: жизнеспособность проекта (для привлечения инвестиций) против патологически скурпулезного подсчета (чтобы ничего не утаили и не украли при добыче?))

Причина появления такой ошибки Конверсии заключается в том, что на Западе и в России — разные традиции в проведении геологоразведочных работ (ГРР), разные практика поисков, оценки и разведки месторождений. Ошибка меппинга появилась из-за незнания этих нюансов, при прямом переводе (кальке) Шаблона КРИРСКО в примерные российские эквиваленты так, как это показалось правильным автору, не обладавшему необходимыми знаниями и опытом.

Природа этой ошибки в следующем:
— проигнорирован инструмент «разведочные кондиции», который является решающим при оценке запасов в России, но не используется на Западе (т.е. у нас нет прямых аналогов минеральным ресурсам Indicated и Measured);
— западная система публичной отчетности предполагает возможным одновременное наличие на объекте как ресурсов, так и запасов (парадокс двойного счета);
— Конверсия не учитывает требования нашей Классификации об обязательном определении балансовой принадлежности запасов и степени изученности месторождения, что также приводит к парадоксам при конвертации;
— западная система не использует такие понятия, как оцененное или разведанное месторождение.

Можно констатировать, что наша Классификация, достигнув совершенства в рамках ГГК государственной плановой экономики, зашла в тупик. Она органично связана с инструментом «разведочные кондиции» и институтом государственной экспертизы запасов, которые не вписываются в рыночную экономику [7, 8]. Именно по этой причине ее дальнейшее развитие нецелесообразно, она исчерпала свои возможности и не подлежит реформированию. Еще один яркий порок действующей Классификации: вкупе с системой принятия решений (госэкспертиза запасов) она не позволяет в полной мере использовать компьютерные технологии, современное программное обеспечение, блочное моделирование и т.п., что в наше время не поддается пониманию.

Нельзя признать верным и предлагаемое порой решение этого парадокса допуском одновременного существования классификаций запасов как «по ГКЗ», так и «по Кодексу НАЭН», предоставив право выбора недропользователю [7, 8]. Ведь эти системы не допускают взаимной конвертации (см. пример Удокана), а п. 21 Кодекса НАЭН однозначно отдает приоритет подсчету запасов «по ГКЗ». То есть, решение ГКЗ (ТКЗ) единственно верное, и именно эти запасы будут числиться за недропользователем и подлежать контролю их использования . (Теоретически, недропользователь будет обязан их добыть, или заплатить за не добытое, как за сверхнормативные потери. Но на практике такого не было, обычно всегда есть способы отчитаться правильно на бумаге, а в крайнем случае — ликвидируется предприятие и остается «книжный остаток»).

Резонный вопрос: зачем же тогда нужна оценка запасов по Кодексу НАЭН? Ошибочно полагать, что Кодекс НАЭН и Классификация ГКЗ — разные документы. По сути это близнецы-братья от одной матери (ГКЗ), неудачно оплодотворенной в результате зарубежных контактов. Но ведь всем понятно, что вектор развития (интеграция в мировой рынок) выбран правильно и, чтобы от слов перейти к делу, необходимо отказаться от Классификации ГКЗ, а это осознавать уже обидно. Получается, что в процессе развития геологоразведочного дела в России (1930–1991) мы зашли в тупик, для выхода из которого необходимо «поступиться принципами» и отказаться от идеалов, оказавшихся ненужными в новых условиях. Таким образом, обоснованная гордость за реальные достижения геологоразведки советского периода невольно трансформируется в гордыню, поскольку как-то неуместно гордиться тем, что не пригодно к использованию.

«Положение о проведении геологоразведочных работ по этапам и стадиям (твердые полезные ископаемые)» в условиях СССР позволяло управлять воспроизводством МСБ, поддерживая ее сбалансированную структуру, которая в то время состояла из трех частей: разведанной, предварительно оцененной и прогнозной. Все три структурные части МСБ увязывались с объемами текущей и перспективной добычи, что обеспечивало устойчивость МСБ и позволяло планировать воспроизводство запасов.

Управление воспроизводством МСБ достигалось путем прямого перераспределения бюджетных средств по этапам и стадиям геологоразведочного процесса по каждому виду полезных ископаемых. То есть этот НПА был инструментом того же былого института государственных капиталовложений, с помощью которого регулировались бюджетные потоки на ранние стадии изучения недр (съемка, поиски и оценка месторождений).

Последний вариант «Положения …» весьма похож на своего предшественника (от 1984 года), но ситуация сегодня кардинально отличается от ситуации, бывшей до 1992 года, что исключает возможность полноценного использования этого НПА в качестве инструмента управления изучением недр и воспроизводством МСБ:
Недееспособность «Положения…» подтверждается результатами работ: сейчас в триаде структуры МСБ практически отсутствует блок оцененных запасов и значительно сокращен реальный потенциал блока прогнозных ресурсов, факт исчерпания поискового задела. Налицо явный дисбаланс МСБ, подрывающий систему минерально-сырьевой обеспеченности. А разве могло быть иначе?
•Фактический отказ (с 1994 года) от работ стадии ГСР-50 с общими поисками привел к существенному перекосу ресурсной базы воспроизводства МСБ: накоплению объема прогнозных ресурсов категории Р3, достоверность которых недостаточна для постановки поисковых работ, и к исчерпанию поискового задела категории Р2.

•А откуда возьмется блок оцененных запасов? Ведь, чтобы такие запасы появились сейчас, надо допустить абсурдную мысль, что частник может инвестировать свои средства в разведку месторождения без намерения его разрабатывать? Нонсенс!

Таким образом, и этот НПА, хотя и существует, но не может работать в современных условиях. (Следует сказать, что и проекты «Положения…» (ГКЗ-ЦНИГРИ, 2014 г) также проигнорированы эти очевидные факты, следовательно, и этот документ работать не будет.)

Но и полностью отказаться сейчас от этих НПА, перейдя, например, на отчетность по шаблону КРИРСКО, мы не готовы, т.к. это будет означать, что не только наша Классификация ущербна и не пригодна для использования в условиях рыночной экономики, но и то, что последние 25 лет Минприроды и Роснедра занимались откровенной фигней и не заботились о проведении необходимых перемен. Требуются институциональные перемены, но ждать такого самопожертвования от самих институтов — неоправданный оптимизм.

НПА, регулирующие «недропользование» и, в первую очередь, «Классификация запасов…» нуждаются в усовершенствовании для решения задач эффективного управления недрами в рыночных условиях. Но, чтобы избежать ошибки очередной косметической правки советской «Классификации…», этот вопрос следует решать совместными усилиями ассоциаций добывающих компаний и независимых сообществ геологов и горняков.
Для выхода из стагнации требуются институциональные перемены. Надо определить, что имеем, и понять, что мы хотим сделать, уточнить задачи и решить их. Потенциал для решения пока есть, старые специалисты пока еще живы, и есть их ученики — не те, которые превратились в «креативных менеджеров», а те, что с принципами, с мозгами в голове и желанием что-то делать.

Список литературы
1. Стратегия развития геологической отрасли Российской Федерации до 2030 года. Утверждена распоряжением Правительства РФ от 21 июня 2010 г. № 1039-р
2. Классификация запасов и прогнозных ресурсов твердых полезных ископаемых. Утверждена приказом МПР России № 278 от 11.12.2006 г
3. Положение о проведении геологоразведочных работ по этапам и стадиям (твердые полезные ископаемые). Утверждено распоряжением МПР России 05.07.99 г № 83-р.
4. Руководство по гармонизации стандартов отчетности России и CRIRSCO. Москва, 2010 г., http://www.gkz-rf.ru/index.php?option=com_docman&task=doc_download&gid…
5. Российский кодекс публичной отчетности о результатах геологоразведочных работ, ресурсах, запасах твердых полезных ископаемых (Кодекс НАЭН).М.: НП НАЭН. 2014. — 107с.: ил. Приложение к журналу «Недропользование XXI век».
6. Отчет по оценке рудных запасов Удоканского месторождения меди в соответствии с кодексом JORC. ООО «Байкальская горная компания» SRK Consulting (Russia) Ltd.
7. И. В. Эпштейн. Повышение эффективности стандартов отчетности о запасах ГКЗ и НАЭН и реформирование Закона РФ «О недрах» // «Недропользование XXI век», № 1, 2014 г.
8. Резолюция конференции НП НАЭН «К созданию на базе ГКЗ единого центра государственной экспертизы рационального использования недр» (принята по итогам обсуждения в ходе пленарного заседания и на основании оn-line опроса участников конференции) 5–6 июня 2014 г., г. Москва, http://naen.ru/press_center/novosti/rezolyutsiya_po_rezultatam_konferentsii_k_
sozdaniyu_na_baze_gkz_edinogo_tsentra_gosudarstvennoy_eksp/

Комментарии к статье
— В геологии наши нормативно-правовые акты такие же древние и неэффективные. Их применение, в частности, привело к тому, что на месторождении Наталка содержание оказалось вдвое ниже, чем ожидалось. Соответственно, вместо прибыли, больших налогов в бюджет, многих рабочих мест, на Наталке получились огромные убытки, так как в Наталку было вложено 42 миллиарда рублей! Наталка не единственный убыточный проект (здесь на сайте их приведено много).
Конечно, можно разработать российскую систему, я даже думаю, что она может быть лучше зарубежной. Но это долго и дорого. С 1991 года прошло уже 24 года, чего же не разрабатывали свое? А сейчас проще взять уже разработанную, конечно, обидно, что она не российская.

— Проблема методологии ГРР в современной России, о которой пишет П.Ф. Тимофеев, к сожалению, лишь одна из проблем кризисного состояния ГРР и минерально-сырьевой базы РФ.
На мой взгляд, проблема не столько в методологии разведки (ГРР): западные и российские геологи используют практически одни и те же методы для поисков и разведки МПИ, или системе подсчета запасов (по российской системе, кодексу JORC или какому-то другому): отнесение запасов к той или иной категории запасов в любой системе подсчета основывается на густоте разведочной сети.
Проблема — в принципиальной разнице: для чего проводится подсчет запасов?
На Западе подсчет запасов МПИ выполняется одной целью: для получения кредита в банке на освоение (отработку) МПИ.
Именно банк (а не чиновники, как в РФ), с помощью системы независимых оценщиков (это могут быть как компании, так и физические лица), проверяет достоверность подсчета запасов, так как банк рискует деньгами, а независимый оценщик – репутацией (соответственно, карьерой и деньгами).
В России подсчет запасов МПИ выполняется для чиновников ГКЗ, которые не несут никакой ответственности за утвержденные ими запасы.
Кредит на разработку МПИ на основе запасов, утвержденных в ГКЗ, в РФ
могут получить, видимо, только компании олигархов (да и то под высокие %).
Поэтому, компаниям (особенно СП) проще пересчитать запасы МПИ по кодексу JORC (с помощью той же SRK , AMC или другой), чтобы получить дешевые кредиты в западных банках.
Убежден, что кризисное состояние геологоразведочной отрасли и минерально-сырьевой базы РФ, можно преодолеть только решив комплекс проблем, о которых много говорится последние 25 лет, но фактически ничего не делается, ситуация все больше усугубляется, а изменений к лучшему практически не чувствуется.
Для этого, необходимо от постсоветской – феодально-олигархической экономики, наконец-то перейти к действительно рыночной.
Основное требование рыночной экономики к ГРР – быстро и дёшево найти и разведать рентабельное МПИ наталкивается в РФ на большое количество преград, как в виде рецидивов прошлого, так и современных.
Снятие таких преград позволит не только сделать ГРР отдельным, самостоятельным, эффективным бизнесом, но и существенно улучшить состояние МСБ РФ.
Для этого необходимо:
1. Ввести заявительную форму для получения лицензий на проведение ГРР для площадей, на которых отсутствуют запасы полезных ископаемых (только прогнозные ресурсы). Принцип: первый заявил – первый получил. Плата за такую лицензию должна быть минимальна, чисто символическая. При этом должен быть четко прописан механизм отбора лицензии при невыполнении ГРР в установленные сроки.
2. Автоматическое получение лицензии на добычу владельцем лицензии на ГРР по факту выявления и разведки месторождения в ее пределах.
3. Ввести вторичный рынок лицензий, как на ГРР, так и добычу. Чтобы мелкая компания, занимающаяся только ГРР, могла продать ГРР-лицензию более крупной компании, либо продать лицензию на добычу горнорудной компании при факте выявления месторождения. Точно также, крупная компания, при выявлении мелкого и среднего рентабельного месторождения, которое ее не интересует, могла продать лицензию мелкой или средней горнорудной или ГРР-компании.
4. В соответствие с заявительной формой получения лицензии на. ГРР — отменить апробацию ресурсов.
5. Отменить стадийность ГРР (геологическое изучение и разведка), в существующем в социалистический период виде, как одну из причин длительного и затратного изучения месторождения. Процесс ГРР должен быть непрерывным и осуществляться в рамках одного проекта.
6. Отменить использование, как рецидив прошлого, старых СУСН-ов, СНОР-ов при составлении проектов ГРР, смета на проведение ГРР должна осуществляться по СФР в реальных ценах.
7. Отменить государственную экспертизу проектно-сметной документации, а сами проекты на ГРР максимально упростить и сократить по объему.
8. Отменить использование «постоянных» кондиций, которые, в принципе, невозможны в условиях быстро меняющейся рыночной коньюктуры, отработка части месторождения может осуществляться по временным кондициям на ранней стадии изучения.
9. Ликвидировать ГКЗ, подсчет запасов МПИ производить по международным стандартам (например, кодексу JORC).
10. Отменить налог на прибыль для ГРР-предприятий.
И так далее.

Реклама

yesaul: Алмазы армянского типа

В постсоветское время армяне особенно преуспели в деле огранки драгоценных камней.
Это благодаря СССР: в 1950-м году в Ереване открыли ювелирный завод, а когда в 1960-е под обработку якутских алмазов создавалась отечественная гранильная отрасль, руководство Армянской ССР (видимо, изведя на эти цели тонны самолучшего коньяка) добилось включения ереванского предприятия в «алмазный проект». Позже в Армении открыли ещё одно производство по переработке природных алмазов и превращению их в бриллианты.

А вот своего алмазного сырья в Армении не было. Но очень, очень хотелось. И однажды удача улыбнулась армянам: в некотором районе республики местные геологи нашли алмазы! И привезли образцы в Москву, в Министерство геологии и Министерство цветной металлургии СССР (именно это ведомство в Союзе отвечало за добычу алмазов) – просить ассигнований из союзного бюджета на масштабные геологоразведочные работы. «Обеспечим гранильную промышленность Армении собственным сырьём!», «Больше алмазов в кладовые Родины!» Все согласились, подготовили уже проект совместного решения коллегий Мингео и Минцветмета и даже проект постановления Совмина СССР о выделении средств. К тому же армянские алмазы качеством не уступали якутским.

Дело испортил некий эксперт Мингео, въедливый педант, «сухарь», сутками просиживавший в лаборатории. И так, и этак вертел он под микроскопом армянские образцы. А от щедрого угощения армянским же солнечным напитком, даром виноградной лозы, благоразумно отказывался. Многоопытного геммолога терзал червь сомнения: несколько необычными были образцы. Точнее, не все, а ровно один. И даже не весь образец, а одна только его грань. Когда же упрямец понял, чтó именно его так смущает, то пошёл, минуя инстанции, прямиком к руководству министерства. Руководство быстро сообразило, что к чему, и спешно созвало экспертную группу. Она-то и подтвердила страшную догадку: образцы были не чем иным, как частями ювелирного, то есть огранённого, камня. Якутского. Аккуратно раздробленного на более мелкие фрагменты. Из них выбрали только те, что лежали внутри бриллианта-прародителя, и лишь один околок, по недосмотру, предательски сохранил след огранки – совсем небольшой участок ровно отшлифованной гранильщиком поверхности.

Так было закрыто дело об армянских алмазах.
http://yesaul.livejournal.com/322828.html

Черноморские карты, прогнозы и считалочки

02.02.2014
Черное море разведчиков

Во-первых, из-за сложной геологии никто во второй Кувейт в Черном море особо не верит. Во-вторых, низкие цены на нефть не стимулировали компании на глубоководную геологоразведку, требующую внушительных инвестиций. Дело в том, что после краха рынка недвижимости инвестиционных средств меньше не стало. Их начали вкладывать в новые проекта, в т. ч. в разведку и добычу углеводородов.

До последнего времени добычу нефти и газа на шельфе вели Турция, Болгария, Румыния и Украина. Открытых запасов им хватает сейчас на совокупную ежегодную добычу немногим более 4 млрд. куб. м в газовом эквиваленте.

В ближайшие несколько лет, как надеются многие компании и правительства Причерноморских стран, ситуация кардинально изменится. Будут открыты месторождения, которые смогут повлиять на энергетический баланс каждой из стран. Особенно в западной части региона: Турции, Болгарии, Румынии и Украины. Более того, эта часть Черного моря, возможно, станет новым источником газа для всей Центральной и Восточной Европы. Так считают в одной из ведущих исследовательско-консалтинговых компаний мира WoodMackenzie. Пока же сами будущие поставщики природного газа зависят на 30-90% от импортных энергоресурсов. При этом большую часть (30-60%) дефицита покрывают за счет поставок голубого топлива и нефти из России. Турция, которая как никто другой зависит от импортных поставок, только в 2012 году потратила на закупку нефти и природного газа более $60 млрд.

Основная часть морской нефтегазовой инфраструктуры в странах Причерноморья была создана в конце 70-х-середине 80-х годов прошлого столетия. В это же время были открыты все ныне действующие месторождения. Большинство государств западной части Черного моря входили в состав СССР или «соцлагеря». У них деньги имелись. Так, была обустроена группа нефтегазовых месторождений на блоке Истрия в Румынии, промыслы в северо-западной части шельфа Черного моря в Украине и открыты месторождения на блоке Галата в Болгарии. При этом уже тогда Черному морю уделялось внимание с прицелом на будущее. Например, Румыния и Украина имели крупные месторождения на суше, за счет которых добыча превышала потребление. Сегодня сухопутныеместорождения находятся в режиме истощения и правительства стран видят именно в Черном море источник будущего увеличения добычи. Если разделять Черное море на мелководную (шельф) и глубоководную части, то особые надежды связывают с глубоководьем. Во-первых, потому что оно полностью не разведано, традиционно на нем открывают крупные промыслы. Во-вторых, на мелководье нет потенциальных месторождений, которые по своим объемам содержали бы привлекательные для крупных компаний запасы газа. Это важно, потому что у государств, испытывающих экономические проблемы, нет свободных средств на проведение даже рисковых высокозатратных геологоразведочных работ, и они вынуждены считатьсяс инвесторами. Одно из исключений — в прошлом году итальянская компания Eni, французская EDF и украинские «Черноморнефтегаз», «Воды Украины» подписали соглашение о разделе продукции (СРП) на мелководных структурах Абиха, Маячная, Кавказская и Субботина Прикерченского участка Черного моря. Столь малый срок, за который правительству удалось договориться подписать СРП с инвесторами, объясняется тем, что потенциальные месторождения находятся друг от друга на расстоянии одной скважины, в которых рассчитывают найти нефть. Обнаруженные запасы черного золота на структуре Субботина (6 млн. тонн) – лишнее тому подтверждение. С учетом высоких рыночных цен на нефть, ее добыча более выгодна, чем производство газа, который в основном и рассчитывают обнаружить в Черном море. Сегодня потенциальные ресурсы украинского мелководья геологи оценивают в объемах не меньше, чем глубоководье – более триллиона кубометров на нескольких десятках структур, однако, интереса к ним крупные инвесторы не проявляют. Позитивом является низкая (до $50/тыс. куб. м) себестоимость добычи. Однако запасы погоды не делают.

Похожая ситуация на мелководье в Турции, Румынии и Болгарии. Месторождениями при глубине моря до 200 метров интересуются небольшие частные компании, для которых запасы месторождений даже в объеме 10 млрд. куб. м весьма привлекательны. Гиганты на такую мелочь не размениваются, полностью полагаясь в Черном море на глубоководье. Они считают, что если в регионе и есть крупные запасы, то они располагаются при глубине моря не менее 900 метров. Такова практика привлечения западных инвестиций в черноморскую нефтегазоразведку. Причем, до некоторых пор она была не очень удачной, а ее результаты угрожали тем, что крупные игроки просто на просто покинут Черное море.

(На карте указана первая успешная глубоководная скважина на румынском участке «Нептун» — соседний с украинским участком «Скифская площа». В следующие два года румыны планируют пробурить ещё шесть скважин, две из которых вплотную на границе со Скифской площадью)

Турция – флагман черноморской глубоководной разведки. С 2006 по 2011 годы на четырех морских блоках страны пробурили пять разведочных скважин общей стоимостью около $700 млн. Инвесторами выступили государственная Турецкая нефтяная корпорация, бразильская Petrobras, британская BP, американские Chevron и ExxonMobil. Результат – «сухие» скважины. Плюс крайнее разочарование инвесторов. При этом они изначально не строили сногсшибательных планов. Например, один из официальных представителей ExxonMobil говорил о том, что успешность турецких прогнозов найти месторождение объемом миллиард баррелей нефти американские специалисты оценивают в 20-30%. Однако того, что надежды не оправдаются совсем, не ожидал никто. Традиционная практика, когда успешной оказывается одна из четырех разведочных скважин, не сработала. Поэтому к бурению первой глубоководной скважины в румынском секторе Черного моря многие отнеслись со скептицизмом. Буровое судно «Глубоководный чемпион», стоимость аренды которого тогда составляла $650 тыс. в сутки, за первые два с половиной месяца 2011 года пробурило скважину глубиной более трех километров и открыло месторождение с предварительными запасами 42-84 млрд. куб. м газа. Глубина моря – 930 метров. Блок – Нептун. Концессионеры – румынский OMV Petrom и американская ExxonMobil. Таких открытий в Черном море еще не делал никто и, главное, оно случилось в самый решающий для инвестиционной привлекательности региона момент – после турецкого провала. Конкурс по блоку Хан Аспарух в Болгарии, Скифской площади и Форосского участка в Украине, решение о начале реальных работ на Туапсинском прогибе и Северо-Черноморском участке в России и продолжении работ на глубоководье Турции –все это произошло уже после румынского открытия.

— Без сомнений, румынская скважина Домино-1 трансформировала отношение к региону и возобновила интерес к Черному морю, — считает аналитик WoodMackenzie Крис Мередит. – Запасы месторождения еще будут уточняться, но наш прогноз: добыча начнется к 2019 году. В любом случае, его объемы четко указывают на потенциал будущих газовых открытий.

Аналитик уверен в том, что инвесторы находятся на низком старте в осуществлении полномасштабного разведочного бурения в западной части Черного моря: «На основании утвержденных буровых программ в течение пяти лет будет пробурено 10 глубоководных скважин».

Одной из причин активизации работ в западной части Черного моря аналитики считают отказ от строительства газопровода Набукко, который должен был бы обеспечить диверсификацию источников и растущие потребности стран Центральной и Восточной Европы. Конкурентом Набукко мог бы стать Транс-Анатолийский газопровод, но его основной задачей является обеспечение азербайджанским газом Турции, а не стран ЕС. Сегодня потребности в голубом топливе стран региона уже составляют 55 млрд. куб. м в год и рост продолжится. Главными причинами станут более жесткое соблюдение экологических стандартов ЕС и истощение сухопутных месторождений. При этом нынешняя зависимость от России, которая в некоторых странах достигает 90%, не нравится никому. Поэтому Черное море – идеальный вариант в качестве нового источника энергоресурсов. Так ли оно и будет, покажут уже ближайшие два года. За этот период планируется пробурить восемь глубоководных разведочных скважин. Две из них запланированы на болгарском блоке Хан Аспарух, на котором работает пул компаний французской Total, испанскойRepsol и австрийской OMV. Еще две – на румынском блоке Нептун, на котором работают румынский OMV Petrom и американская ExxonMobil. На этом участке партнеры планируют уточнить запасы первого открытого на глубоководье Черного моря месторождения и, возможно, открыть еще одно – разведать соседнюю перспективную структуру. В этом и следующем году буровые работы в румынском секторе начнет и пул российского «Лукойла» и американской Vanco государственной компании Romgaz. Они владеют правами на два глубоководных блока Восточная Рапсодия и Трайдент (половина бывшей спорной акватории между Румынией и Украиной) и обязаны по утвержденной программе осуществить бурение двух скважин. Продолжат искать углеводороды в Черном море и турки. Национальная Турецкая нефтяная корпорация планирует бурение на блоке 3920 совместно с компанией Shell. Несмотря на нулевые результаты предыдущего бурения в «турецком» Черном море и больший интерес к Средиземному, в соседнем израильском секторе которого открыли месторождения с запасами в сотни миллиардов кубометров, нефтегазодобытчики страны полумесяца не потеряли надеждына свои северные воды. В позапрошлом году открыли в мелководной части блока 3920 месторождение Истранка и, судя по всему, привлекли этими результатами британо-голландского нефтегиганта для работы на более глубокой воде. Впрочем, особенность всех вышеуказанных блоков в том, что все они граничат с блоком Нептун, на котором было сделано первое в Черном море глубоководное открытие. Украинская Скифская площадь, право на заключения соглашения о разделе продукции на которой выиграли американская ExxonMobil, румынский OMV Petrom, британо-голландская Shell lи украинская «Недра Украины», также примыкает к Нептуну. Станет ли это гарантией открытия новых крупных месторождений, покажет бурение, которое, в любом случае, будет высокозатратным, как собственно и все остальное, что будет сопровождать подобные высокотехнологичные проекты.

Затраты на бурение глубоководной разведочной скважины составляют сегодня более $100 млн.,

а инфраструктуры и сервисных услуг для таких работ в регионе просто не существует (например, нет ни одной соответствующей буровой установки или бурового судна – прим. авт.), — говорит Крис Мередит из WoodMackenzie. – Однако тот факт, что в Черное море пришли крупнейшие компании нефтегазовой промышленности мира, уже может служить гарантией выполнения обязательств. Их опыт, профессионализм, способности и возможности дают основание строить положительный прогноз о перспективах нефтегазоразведки в Черном море. Затраты OMV Petrom и ExxonMobil на изучение блока Нептун к 2015 году уже могут составить $1 млрд.

Общие в Черном море – перевалить за $3 млрд. Входят в них и инвестиции в разведку российского глубоководья. Сразу после Олимпиады в Сочи «Роснефть» и американская ExxonMobil приступят к бурению скважины на структуре Абрау-Южная Туапсинского прогиба. Она будет первой в российском секторе Черного моря.

Что касается Украины, то здесь пока пауза. Соглашение о разделе продукции на Скифской площади с американской ExxonMobil, румынской OMV Petrom, британо-голландской Shell и украинской «Недра Украины» пока не подписано. При этом задержка вряд ли связана с новой ценой на российский газ, поскольку платежеспособные европейские потребители расположены рядом, а СРП разрешают экспортировать добытую продукцию. Вопрос – в нестабильной политической обстановке и юридических проволочках. Более того, источники РЭ сообщают, о намерениях Shell выйти из данного проекта. Определенный оптимизм высказывали и представители «пионера» украинских глубоководных проектов — «ВанкоПрикерченская». Компания еще 8 лет назад выиграла конкурс на заключение СРП по Прикерченскому участку, однако, после «демарша» со стороны правительства Юлии Тимошенко, реализовать данное право до сих пор так и не смогла. После достижения мирового соглашения с Кабмином в начале 2013 года у «ВанкоПрикерченская», которая в настоящее время контролируется ДТЭКом, открылись возможности продолжить реализацию проекта. Однако структура Рината Ахметова по неизвестным причинам медлит с возобновлением работ.

Впрочем, Украина достигла успехов по увеличению добычи природного газа собственными силами на мелководье. В 2013 году она выросла на 40,6% до 1,65 млрд. куб. м. В 2015 году за счет завершения обустройства Одесского и Безымянного месторождений добыча должна достигнуть 3 млрд. куб. м. Сегодня Украина потребляет более 50 млрд. куб. м газа в год и добыча на шельфе особой погоды не делает. Другое дело, что за счет нее удастся сохранить уровень добычи госкомпаний, которые продают газ по рекордно низкой цене (не выше $55/тыс. куб. м) для нужд населения. Это позволяет украинскому правительству удерживать цены на природный газ для рядовых украинцев на уровне, даже ниже российского – чуть больше $90/тыс. куб. м.

Глобальные процессы в мировой нефтегазодобыче как ничто другое повлияли на решение инвесторов вкладывать в Черное море именно сейчас. Одна из причин – Черное море остается одним из самых неразведанных регионов мира, а нефтегазовые компании повышают свою капитализацию за счет увеличения ресурсной базы. Ранее они увеличивали ее за счет перерабатывающих мощностей и количества заправок, однако, это не вдохновляет акционеров после мирового финансового кризиса. Нет собственного сырья — нет будущего, считают они. Далее, высокая цена на нефть и газ на мировых рынках, и конкуренция со стороны небольших молодых компаний. Есть в Причерноморском регионе и свои немаловажные особенности. Они непосредственно влияют на нынешнюю инвестиционную активность, поскольку напрямую связаны с прибылью, которую получат добытчики. Всем понятно, что транснациональных гигантов энергонезависимость стран, в которых они работают, интересует меньше всего. И уж тем более они против низкой стоимости энергоресурсов. Наоборот, именно возможность получать максимальную прибыль и дает сейчас толчок многим проектам в Черном море. Если в Турции и Болгарии для населения уже давно действуют рыночные цены на газ – свыше $300/тыс. куб. м, то Румыния до последнего времени практиковала фиксированные тарифы на закупку голубого топлива отечественной добычи. Поэтому активизация маленьких и крупных игроков в ее секторе связана, прежде всего, с либерализацией цен. Если в прошлом году газ продавался в Румынии по $143/тыс. куб. м, то к 2015 году для промышленности ожидается повышение до среднеевропейского уровня (более $300/тыс. куб. м). Для населения это произойдет к 2019 году. Поэтому неудивительно, что именно к концу десятилетия запланировано начало добычи не только на глубоководном блоке Нептун, но и таком мелководном участке как Мидия. Месторождения Анна и Дойна, расположенные на нем, были открыты пять лет назад, и до последнего времени канадская компания «Стерлинг» планировала обустроить их в 2015 году. Однако, судя по всему, желание максимальной прибыли победило. Осуществление проекта освоения 10 млрд. кубометров природного газа перенесено на неопределенную дату.

28.10.2013

Как сообщалось, еще в 2007 году между НАК “Нафтогаз Украины” и ОАО “Газпром” договорились о совместной разработке структуры Палласа, расположенной в северо-восточной части Черного моря на границе Украины и РФ. “Нафтогаз Украины” уже заявил о завершении сейсмологических исследований 3D на структуре и начале интерпретации этих данных.

Прогнозные запасы свободного газа в пределах участка Палласа составляют около 120 млрд куб. м газа (в т.ч. украинская часть — 86 млрд куб. м), растворенного газа — 8,6 млрд куб. м (в т.ч. украинская часть — 8,2 млрд куб. м), нефти и газового конденсата — 70 млн тонн (в т.ч. украинская часть — свыше 45 млн тонн).

Ранее также предполагалась совместная разработка Суботинской нефтегазовой площади государственной НАК “Надра Украины” и “ЛУКОЙЛ Оверсиз” (оператор международных upstream проектов НК “ЛУКОЙЛ”), которые 21 февраля 2012 года подписали соответствующий меморандум о сотрудничестве. Однако Кабинет министров Украины 17 октября 2013 года одобрил заключение СРП на шельфовых площадях Суботино, Абиха, Маячная и Кавказская между “Эни Юкрейн Шеллоу Вотерс”, “ЕДФ Юкрейн Шеллоу Вотерс”, ГАО “Черноморнафтогаз” и ООО “Воды Украины”.

Украина объявила курс на диверсификацию энергопоставок и увеличение собственной газодобычи. Базовый сценарий проекта обновленной Энергетической стратегии Украины на период до 2030 года предполагает рост годовой внутренней добычи газа к этому году с добываемых 20 млрд куб. м до 44,4 млрд куб. м и сокращение его импорта до 5 млрд кубометров.
Рост добычи газа предполагается за счет освоения глубоководной части шельфа Черного моря, запасы которого оцениваются от 4 трлн до 13 трлн куб. м, а также нетрадиционного газа в виде сланцевого газа, газа плотных пластов и угольного метана.
http://www.ukrrudprom.ua/news/Rossiya_delit_s_Ukrainoy_zapasi_gaza_i_nefti_v_CHernom_more.html

17.10.2013

Запасы глубоководной части шельфа Черного моря оцениваются в пределах 4-13 трлн кубометров.
Сейчас на украинском шельфе Черного моря работает госкомпания Черноморнафтогаз. Помимо того, по данным агентства «Интерфакс-Украина», еще в апреле 2006 года Vanco International, 100% «дочка» американской Vanco Energy Company, победила в конкурсе на право заключения соглашения о разделе продукции (СРП) в пределах Прикерченского нефтегазоносного участка площадью 12,96 тыс. кв. км и глубинами от 70 до более чем 2 тыс. м.

В октябре 2007 года Vanco Int. переуступила права и обязанности по СРП компании Vanco Prykerchenska, однако из-за последовавшего затем конфликта с правительством под руководством Юлии Тимошенко реальная работа по проекту не велась, и лишь в июне этого года украинский суд признал мировое соглашение, в декабре 2012 года утвержденного Стокгольмским арбитражем.

Правительство страны также планирует подписать в этом году СРП в рамках проекта по освоению Скифского участка шельфа площадью 16,698 тыс. кв. км с консорциумом во главе с американской ExxonMobil и с участием Shell, австрийской OMV в лице румынской «дочки» Petrom и НАК «Надра Украины». Этот консорциум победил в конкурсе в 2012 году.
http://www.newsru.com/finance/17oct2013/uashelf.html

06.08.2012
минимальный объем инвестиций на первом этапе геологоразведовательных работ (не более пяти лет) должен составить минимум 1,6 млрд грн. Он также отметил, что участники конкурса приобрели конкурсную документацию, стоимость которой по Скифской площади составляла 12 млн грн, а также заплатили за участие в конкурсе по 1 млн грн.

По данным Госгеонедр, площадь Скифского участка составляет 16,69 тыс. км2, Форосского — 13,615 тыс. км2. Скифская площадь расположена на северо-западе украинской части шельфа Черного моря (глубины 100-2000 м), недалеко от острова Змеиный и территории Румынии. Скифский участок имеет потенциал добычи 3-4 млрд м3 в год, Форосский — 2-3 млрд м3.

Что касается конкурса на Форосскую площадь, который признан не состоявшимся из-за отсутствия заявок, Ставицкий выделил несколько вероятных причин этого. Одна из них — окончание финансового года, в связи с чем компании могут быть несколько стеснены в средствах. Однако более значительной причиной, по его мнению, являются геологические риски. «Стоимость бурения скважин на этом участке может составлять $130-150 млн», — отметил министр. Для освоения таких глубин компания-победитель вынуждена будет работать на буровой установке более высокого класса, нежели «Петр Годованец» или «Независимость» (глубина постановки — 120 м). По информации НефтеРынка, суточная аренда полупогружных буровых установок (глубина до 2000 м) составляет порядка $650 тыс., что еще раз подчеркивает затратность проектов на шельфе.

Скорее всего, потенциальные инвесторы в Черноморский шельф заняли выжидательную позицию и хотят увидеть, как пробурят первые скважины на турецкой части шельфа Черного моря, где наблюдаются похожие геологические условия.
http://www.nefterynok.info/analytics.phtml?art_id=140

02.06.2010
Украина владеет запасами газа, которых хватит на тысячу лет, утверждают украинские и немецкие ученые, которые провели оценку залежей Черного моря. Кроме того, ученым удалось разработать технологию добычи газа из газогидратов. Если правительство сможет привлечь инвесторов к разработкам месторождений, Украина получит промышленный газ уже через несколько лет.
«В пересчете на метан запасы газогидратов Черного моря, если брать весь бассейн, оцениваются в среднем в 50 трлн кубометров, — отметил он. — Если за единицу измерения взять годовую добычу Украины (а это примерно 20 миллиардов тонн), то 50 трлн дают запасы газа на несколько сотен, а может и тысяч, лет. Большинство этих залежей лежат в экономической зоне Украины».
«Сейчас разработана изящная, по моему мнению, технология (пока она на стадии доработки): это вытеснение метана из газогидратов углекислым газом, — говорит профессор Гулин. — То есть если углекислый газ закачать в пласты газогидратов, заменив метан углекислым газом, мы решаем экологическую проблему — проблему парникового эффекта». «Это правдивая оценка. Профессора уверяют, что если будут деньги, то через пять лет можно иметь промышленную продукцию», — уверен Яремийчук. Ссылаясь на разработки своих коллег, он уверяет, что Украина богата на нефть и газ не только в бассейне Черного моря.

— —
Документы по рос-укр газовым отношениям (подобраны тенденциозно) (данные по 2007 г.)

Со страницы kremlgaz.narod.ru/doc.htm
карта труб Украины

Подробная карта

— —
По мотивам карты создана


http://gloriaputina.livejournal.com/321559.html

— —
Отчет Газпрома за 4 квартал 2013 г. (pdf) (стр. 74)

i/ Западноевропейский экспорт без Турции и Финляндии
127.09-26.29-3.54 = 97.26
ii/ Полная загрузка Северного потока+газопроводов через Белоруссию
55+38 = 93
iii/ Остаток от экспорта в Европу 97.26-93 = 4.26 млрд.м3
iv/ Экспорт в Молдову 2.39 млрд.м3
v/ «Подвисший» экспорт в объемах 2013 г. = 4.26+2.39 = 6.65 млрд.м3

vi/ Теоретически
vi.i/ Газпром может даже отказаться от транзита через Украину, докупив в Европе недостающее
vi.ii/ Взятие под контроль направления Ананьев-Тирасполь-Измаил, Шебелинка-Измаил с пропускной способностью 26 млрд.м3 делает ненужным транзит через Западную Украину.
Указанная ветка

в основном идет по территории юго-востока Украины.

rbcdaily: «Газпром нефти» не повезло на Кубе, и она ушла

13.09.2013
«Газпром нефть» разочаровалась в кубинском шельфе Мексиканского залива. После того как в прошлом году компания пробурила сухую скважину, она пересмотрела свои планы относительно проекта и приняла решение покинуть его.

«Газпром нефть» приняла решение о выходе из проекта на шельфе Кубы в Мексиканском заливе, говорится в проспекте к программе евробондов на сумму до 10 млрд долл., передает Интерфакс.

В октябре 2010 года «Газпром нефть» заключила соглашение с малайзийской Petronas, получив 30% участия в соглашении о разделе продукции в отношении четырех глубоководных блоков на шельфе Кубы. В июле 2011 года компания заключила договор о разделе продукции с Petronas и CUPET (Cubapetrol).

Соглашение о разделе продукции (СРП) по четырем блокам предусматривало проведение геолого-разведочных работ и в случае обнаружения коммерческих запасов углеводородов добычу нефти на глубоководных блоках 44, 45, 50 и 51. Договор о совместной работе с Petronas и правительством Кубы был подписан в 2006 году.

Запасы нефти власти страны не раскрывают, ранее государственная Cubapetroleo оценивала запасы на шельфовых месторождениях Кубы в Мексиканском заливе более чем в 20 млрд барр. Между тем, по данным Геологической службы США, речь может идти о 5 млрд барр.

В конце июля прошлого года «Газпром нефть» сообщила о завершении бурения морской разведочной скважины. Однако она оказалась сухой. Как сообщила компания, характеристики дна в районе бурения «не позволяют осуществлять отдачу значительных объемов нефти и газа, поэтому скважину нельзя квалифицировать как пригодную для коммерческой разработки».

«Хотя на этой скважине мы и не получили промышленных притоков, была собрана драгоценная геологическая информация, которая позволила нам в целом по-новому взглянуть на региональную модель», — говорил в начале 2013 года в интервью журналу Nefte Compass руководитель дирекции по геолого-разведочным работам и развитию ресурсной базы «Газпром нефти» Алексей Вашкевич. По его словам, были выделены новые перспективные структуры на блоке и до сентября партнеры должны были принять решение о продлении периода геолого-разведочных работ. «Это время нам необходимо для переосмысления полученной информации. К сентябрю мы должны принять решение о целесообразности продолжения участия в этом проекте и переходить к его следующему этапу, который включает в себя в том числе проведение сейсмики 3D», — отмечал г-н Вашкевич.

Однако работы было решено не продолжать. «В августе 2013 года после выхода Petronas из проекта компания решила аннулировать второй разведочный этап и направила соответствующее уведомление Petronas и CUPET. Как ожидается, проект должен быть прекращен в сентябре 2013 года», — сообщается в проспекте к выпуску евробондов.

Помимо Кубы «Газпром нефть» реализует проекты в Ираке, Экваториальной Гвинее, Венесуэле, Анголе, Румынии и Венгрии.
http://www.rbcdaily.ru/industry/562949988888302


2398×1551
http://iv-g.livejournal.com/945335.html


http://iv-g.livejournal.com/561350.html


Дюков на годовом собрании акционеров компании в начале июня отмечал, что «Газпром нефть» в ближайшее время надеется поставить на баланс запасы в объеме более 300 млн тонн нефтяного эквивалента за пределами РФ, в том числе по проектам на Кубе – 135 млн тонн н.э.
http://iv-g.livejournal.com/525366.html

Куба
http://iv-g.livejournal.com/273052.html

— — — — —
1984
Геологическое строение Западной Кубы в связи с перспективами нефтегазоносности
http://www.dissercat.com/content/geologicheskoe-stroenie-zapadnoi-kuby-v-svyazi-s-perspektivami-neftegazonosnosti

22.10.2010
Кубинский шельф, расположенный в богатом нефтью Мексиканском заливе, считается перспективным районом для добычи. На сегодня подтвержденные запасы нефти в этом районе невелики — около 260 млн тонн. Однако общие запасы значительно крупнее: кубинская госкомпания Cubapetroleo оценивает их в 2,7 млрд тонн, геологическая служба США — в 1,2 млрд тонн нефти и 21 трлн кубометров газа. При этом, однако, текущая добыча нефти на Кубе совсем мала — порядка 8,2 тыс. тонн в сутки, что не покрывает даже внутренних потребностей (27 тыс. тонн в сутки).
http://expert.ru/expert/2010/46/gazprom-neft-idet-na-kubu/

март 2011
Что касается кубинского проекта, то до конца 2010 года единственной его участницей являлась малайзийская Petronas, подписавшая соглашение о разделе продукции с правительством Республики Куба в 2007 году. СРП предполагает проведение ГРР на четырех блоках, расположенных на шельфе Мексиканского залива: N44, N45, N50 и N51. В случае начала промышленной эксплуатации месторождений соглашение предусматривает добычу нефти до 2037 года, газа до 2042 года. В октябре 2010 года Petronas и «Газпром нефть» подписали Соглашение о переуступке доли и Основные положения о совместной деятельности, касающиеся всех четырех блоков. Согласно достигнутым договоренностям доля «Газпром нефти» в проекте составляет 30%. Финансировать проект его участники будут пропорционально своим долям, «Газпром нефть» также компенсирует Petronas пропорциональную долю уже понесенных — так называемых «исторических» — затрат.
http://pda.gazprom-neft.ru/sibneft-online/arhive/202/902453/

27.10.2011
— Если перейти к зарубежным проектам, началось ли бурение на Кубе?
— Бурение первой скважины запланировано на апрель и продлится месяц. Глубина моря там порядка 2,5 тысяч метров, общая глубина скважины составит 5,2 тысячи метров. В конце мая-в июне проведем испытания и поймем перспективы. Недалеко от этой зоны есть еще 12 участков, и, если наличие ресурсов подтвердится, проект будет очень привлекательным с коммерческой точки зрения. В этом случае программа работ будет значительно расширена.
http://ria.ru/interview/20111027/472376544.html

14.12.2011
— Как «Газпром нефть» вошла в кубинский проект?
— Соглашение о разделе продукции (СРП) с правительством Кубы Petronas подписала в 2007 году. Оно предполагает проведение геологоразведочных работ (ГРР) на четырех блоках, расположенных в кубинской эксклюзивной экономической зоне на шельфе Мексиканского залива. В 2009‑м «Газпром нефть» начала тесно сотрудничать с Petronas в Ираке. Тогда же малайзийцы предложили нам принять участие в разведке кубинских запасов. В итоге мы заключили соглашения о переуступке доли и о совместной деятельности и летом 2011 года присоединились к кубинскому проекту, гдеполучили долю в 30 %. Учитывая стратегический характер сотрудничества между нашими компаниями, мы не осуществляем дополнительные платежи за вхождение в проект, а только компенсируем партнерам понесенные ими исторические затраты пропорционально нашей доле участия. Суммарно по состоянию на середину 2011 года с учетом компенсации затрат и финансирования текущей деятельности мы потратили на этот актив порядка 12 млн долларов.

По мнению наших геологов, малайзийцам принадлежат одни из самых перспективных участков кубинского шельфа. При этом есть основания полагать, что эта зона схожа по строению со структурой черноморского шельфа, где у нас уже есть свои наработки, которые мы постараемся использовать вместе с партнерами.

На участке выявлено 14 перспективных структур, суммарная оценка их резервов достигает 400–500 млн т углеводородов. Наиболее понятной с точки зрения геологии является структура Catoche-1, которая и выбрана для бурения первой скважины. Мы планируем приступить к бурению в первой половине 2012 года. Для этого у работающей по соседству компании Repsol в субаренду взята буровая платформа — сейчас она находится на пути из Сингапура в Тринидад и Тобаго, где пройдет технический аудит перед прибытием на Кубу.

Если результаты бурения покажут нефтеносность Catoche-1, мы приступим к 3D-сейсмике, которая позволит оконтурить структуру и подтвердить ее размеры и запасы. Так что по результатам работы на первой скважине мы поймем, начинать ли бурение второй — оценочной — на этой же структуре или переходить на другую.

— Когда может начаться добыча?
— Исходя из отраслевого стандарта работы на шельфе, к добыче, как правило, приступают через 5–6 лет после объявления о коммерческом открытии. В случае перехода к промышленной эксплуатации месторождений подписанное СРП дает возможность вести разработку нефтяных запасов до 2037 года, а газ добывать до 2042‑го. Преимущества проекта очевидны: морская добыча расширяет географию поставок сырья, а режим СРП предусматривает возмещение затрат и не предполагает дополнительных налогов, таких как экспортная пошлина или НДПИ. В будущем в проект сможет войти кубинская государственная Cupet, компенсировав участникам исторические затраты. Ее доля может составить до 20 %, а доли других участников при этом пропорционально уменьшатся.

Кубинский шельф Мексиканского залива пока остается малоизученной территорией — на сегодняшний день на нем пробурено всего две скважины, чего совершенно недостаточно, чтобы делать какие-то далеко идущие выводы. Но если там будут найдены углеводороды, мы станем одной из первых компаний, которая получит к ним доступ.
http://www.gazprom-neft.ru/press-center/lib/4779/

25.02.2013
— «Газпром нефть» активно участвует в шельфовых проектах за рубежом. Совместно с Petronas и кубинской Cupet вы работаете на шельфе Кубы, где в прошлом году была пробурена сухая скважина. Каковы перспективы развития данного проекта?
А. Вашкевич: Хотя на этой скважине мы и не получили промышленных притоков, была собрана та драгоценная геологическая информация, которая позволила нам в целом по новому взглянуть на региональную модель. Вместе с партнерами мы выделили новые перспективные структуры на блоке. По результатам проделанной работы было принято решение о продлении первого периода геологоразведочных работ на 9 месяцев до сентября 2013 года. Это время нам необходимо для переосмысления полученной информации. К сентябрю мы должны принять решение о целесообразности продолжения участия в этом проекте и переходить к его следующему этапу, который включает в себя, в том числе проведение сейсмики 3D.
http://neftegaz.ru/analisis/view/8054

16.09.2013
«Газпром нефть» приняла решение о выходе из проекта на шельфе Кубы в Мексиканском заливе, сообщил в пятницу «Интерфакс» со ссылкой на проспект к программе евробондов нефтекомпании. В документе также говорится, что «в августе 2013 года после выхода Petronas из проекта компания решила аннулировать второй разведочный этап и направила соответствующее уведомление Petronas и CUPET (государственная кубинская Cubapetroleo.— «Ъ»)». «Газпром нефть» планирует завершить проект до конца месяца. Иван Андриевский из «2К-Аудит» называет выход «Газпром нефти» из кубинского проекта оправданным, учитывая высокие и неоправданные риски на малоисследованных блоках кубинской части Мексиканского залива. Он добавляет, что, только по данным за 2011 год, «Газпром нефть» вложила в проект около $12 млн, а выгода от этих вложений «выразилась только в получении новой, но не уникальной информации».
http://www.kommersant.ru/doc/2279921

ООО «Газпромнефть НТЦ»
http://www.gubkin.ru/faculty/geology_and_geophysics/chairs_and_departments/hydrocarbon_systems_geology/gpnntc/
— — — — — —
i/ Выход сразу на глубоководный шельф был весьма рискованным занятием
ii/ По карта видно, что геологические условия не сравнимы EEZ США в Мексиканском заливе
iii/
— Поиску по рунету «Геология кубы книга» дает советские книги 1967 и 1973 г.
— Поиску по «geology Cuba book»:
2012 — Offshore Oil and Gas Resources in the U.S., Cuba and Israel (Energy Science, Engineering and Technology) by Ethan L. Conrad
2009 — Geology of Cuba. American Association of Petroleum Geologists
— Другие источники
2007 Geology of Western Cuba
http://www.ig.utexas.edu/CaribPlate/reports/IGCP_546_Field_Guide_07.pdf
Caribbean Geology and Plate Tectonics
http://www.ig.utexas.edu/CaribPlate/CaribPlate.html
Basic Lectures in Geology of Cuba
http://www.medioambiente.cu/uptnatgeo/index1.htm
Cuban Geological Society — английской версии нет 🙂
http://www.scg.cu

Регион малоизученный современными геофизическими технологиями, модель геологического строения создана по отрывочным или старым данным, систематических региональных исследований не было лет 22-23 и неудачи вполне ожидаемы
Улыбнуло:
При этом есть основания полагать, что эта зона схожа по строению со структурой черноморского шельфа
На сайте Газпром нефть шельф нет ничего о черноморских успехах, а есть в основном про Арктику и платформу «Приразломная».
27/10/2011
«Газпром нефть» выступает за разработку государственной программы освоения шельфа Черного моря, сообщил в интервью агентству «Прайм» директор дирекции по геологии и разработке компании Виктор Савельев. «Если говорить о Черном море, то я считаю, что в России разведка этого шельфа должна вестись в рамках госпрограммы, сейчас на этой территории нет даже привязочного сейсмокартажа. Нужно пробурить хотя бы пару скважин, после чего привязать к ним все материалы сейсморазведки и сделать новую переинтерпретацию», — отметил он.

«Газпром нефть» вложила в проект около $12 млн, а выгода от этих вложений «выразилась только в получении новой, но не уникальной информации»
Типичное мнение финансиста. Поиски и разведка становятся все более затратны и наскоками неисследованную территорию не изучить.
Особенно если нарушена стадийность геологоразведочных работ и последовательность в построении геолого-геофизической модели 🙂

iv/ В новостях ничего не говорится о собственных геофизических исследованиях и о том, что было кроме бурения
Понятно, что вошли в готовое СРП и не меняли его условий, хотя понятно, что объемы бурения в одну-две скважину сродни подбрасыванию монеты, особенно если пользоваться чужой геолого-геофизической основой 🙂
Даже на Черное море собирались выходить только при господдержке и предварительных геофизических исследованиях, а на шельф Кубы ринулись как только пригласили в СРП 🙂

— — — —

18 июня 2013
Густаво Коронель, который входил в состав совета директоров Петролеос де Венесуэла (PDVSA)
18 января 2011 года, я опубликовал на этом сайте отчет о кубинских перспектив нефтяных под названием «Нефть на Кубе: Текущая ситуация и среднесрочная перспектива».

Первый исследовательский этап, вероятно, потребует 5-8 лет. Несколько разведочных скважин, может быть, больше, чем десять, должны быть пробурены до создания любого коммерческого производства. Каждая из этих разведочных скважин, пробуренных на глубине 2000 футов и на общую глубину ниже поверхности некоторых 21,000 футов, вероятно будет стоить от $ 50-100 миллионов. Китайская буровая установка будет взята напрокат по стоимости около $ 500 000 в день. Уровни производства в размере до 120,000 баррелей в день может быть в конечном итоге созданы за 15 лет. За последние 3 года, четыре разведочные скважины были пробурены различными нефтяными компаниями, в том числе Repsol, Petronas, Петролеос де Венесуэла и Зарубежнефть. Четыре скважины не увенчались успехом, хотя мы практически не знаем детали результатов.
http://www.futurodecuba.org/cuban_oil_prospects_revisited_th.htm
http://www.huffingtonpost.com/2012/08/06/cuba-offshore-drilling-failure_n_1746576.html

— — — —
10 декабря 2013 г.
Россия и Куба подписали соглашение, по которому Острову свободы списывается долг в размере 29 млрд долл., сообщает Reuters. Документ был подписан в Гаване.

Списанию подверглось почти 90% долга, который начал формироваться у Кубы еще перед СССР. Общая сумма задолженности составляла 32 млрд долл., оставшиеся 3 млрд долл. Куба должна была заплатить в течение 10 лет. Соглашение ставит точку в почти 20-летнем споре между государствами.

Предварительные договоренности о прощении долга были подписаны еще в феврале этого года. Тогда российский премьер-министр Дмитрий Медведев посетил Кубу и подписал предварительный договор об урегулировании вопроса долгов Кубы.

Речь шла о кредитах, которые республика набрала еще во времена СССР. Тогда же прозвучали предварительные оценки, согласно которым долги Кубы составляют гораздо большую сумму.

Кубинский долг оставался самым большим среди стран бывшего «советского блока». Меньшие по размеру долги — Афганистана в 12 млрд долл. и Ирака в 13 млрд долл. — были реструктурированы в 2007-2008гг.

Причины, по которым РФ пошла на прощение долгов, неизвестны. По некоторым данным, это связано с поиском нефти российскими компаниями на кубинском шельфе.
http://top.rbc.ru/economics/10/12/2013/893746.shtml

— —
Списание без дополнительных соглашений о преференциях по разведке и добыче полезных ископаемых
на Кубе и в ее EEZ для российских компаний?

vedomosti.ru: «Лукойл» продолжит зарубежную экспансию

17.10.2012
В следующем году «Лукойл» намерен инвестировать в геологоразведку Западной Африки $250-300 млн. Об этом заявил глава компании Вагит Алекперов, выступая в Лондоне с презентацией, посвященной 10-летию листинга ценных бумаг компании на Лондонской фондовой бирже. «Мы считаем этот регион перспективным и уже сделали ряд открытий», — цитирует «Интерфакс» главу «Лукойла». В прошлом году компания уже потратила $227 млн на бурение в Кот-д’Ивуаре. Там «Лукойл» пробурил несколько скважин и в следующем году возобновит геологоразведку.

Кроме того, компания не намерена отказываться и от проекта во Вьетнаме, несмотря на то что две из трех пробуренных скважин на офшорном блоке Hanoi Trough — 02 оказались «сухими». «В следующем году мы пробурим еще одну скважину. По результатам этого бурения будет принято решение о целесообразности этого проекта», — сказал Алекперов. Наконец, компания намерена расширить присутствие в Венесуэле. Здесь «Лукойлу» принадлежит доля в Национальном нефтяном консорциуме вместе с «Роснефтью», ТНК-BP, «Газпром нефтью» и «Сургутнефтегазом». Консорциум владеет 40% в совместном российско-венесуэльском предприятии Petromiranda, разрабатывает месторождение «Хунин-6» в бассейне реки Ориноко.

Тренд очевиден: «Лукойл» сосредотачивается на зарубежных проектах, констатирует аналитик Номос-банка Денис Борисов. Компания уже работает в 13 зарубежных странах. Добыча «Лукойл оверсиз» — оператора зарубежных проектов компании — составляет всего 5% от общей добычи. Но у других компаний этот показатель и вовсе не превышает 1%, указывает Борисов: «Другие российские компании делают в этом направлении только первые шаги».

Среди причин экспансии он называет высокий уровень конкуренции внутри России, ограниченный доступ к новым перспективным ресурсам и высокую фискальную нагрузку. «Зачастую проекты на Западе выгоднее, чем в России, — указывает эксперт. — Каждый доллар прироста цены на нефть приносит компаниям всего $0,18, остальные $0,82 — государству». С ним соглашается управляющий активами УК «Финам менеджмент» Роман Беседовский. В частности, он отмечает, что условия добычи, а также географическое положение на тех зарубежных проектах, которые запускает «Лукойл», будут обеспечивать более низкие себестоимость добычи и транспортные издержки, чем те месторождения, на которые компания сейчас может претендовать в России. «Поэтому перенос центра тяжести на зарубежные проекты представляется вполне оправданным», — заключает Беседовский.

Основные стратегические проекты компании расположены в России, спорит сотрудник «Лукойла».
На Московской бирже акции компании подорожали на 1,4%, индекс прибавил 0,07%.
http://www.vedomosti.ru/companies/news/5088661/za_neftyu_na_yug

rbcdaily: Геологоразведочные проекты россйиских нефтяных компаний

07.08.2012
Вслед за ЛУКОЙЛом и «Газпромом» неудача в зарубежном проекте настигла «Газпром нефть». Компании не удалось обнаружить коммерческих запасов в первой пробуренной скважине в Мексиканском заливе кубинского шельфа. В последние годы международная экспансия российских компаний нередко оборачивается неудачей, но отдача по ним в случае успеха кратно выше, отмечают эксперты.

Российской нефтяной компании «Газпром нефть» не удалось обнаружить коммерчески выгодного месторождения углеводородов по результатам бурения разведочной скважины в Мексиканском заливе на шельфе Кубы, пишет Бизнес-ТАСС со ссылкой на пресс-релиз кубинской государственной нефтегазовой компании Cubapetroleo. Сообщается, что 31 июля «Газпром нефть» и компания PC Gulf («дочка» малайзийской Petronas) завершили бурение морской разведочной скважины Сatoche 1x на глубину 4,7 тыс. м с борта нефтяной платформы «Скарабео-9». Характеристики дна в районе бурения «не позволяют осуществлять отдачу значительных объемов нефти и газа, поэтому скважину нельзя квалифицировать как пригодную для коммерческой разработки».

«Газпром нефть» вошла в проект год назад. 29 июля 2011 года она совместно с Сubapetroleo и Petronas подписала дополнение к СРП по четырем блокам на шельфе Кубы, согласно которому российский партнер получил 30% в проекте, 70% остались у Petronas. Соглашение на ведение нефтяной разработки было подписано партнерами до 2037 года, а на добычу газа — до 2042 года.

«Сотрудничество с Petronas позволит нашей компании развить свои компетенции в сфере освоения морских глубоководных месторождений и расширить опыт участия в проектах за пределами России, где мы планируем добывать к 2020 году порядка 10% от нашего общего объема производства углеводородов», — говорил тогда предправления «Газпром нефти» Александр Дюков. Инвестиции в проект составили более 12 млн долл. (данные за 2011 год). Компания тогда еще заявляла, что по результатам бурения первой скважины Catoche-1 будет приниматься решение: начинать бурение второй оценочной скважины или переходить на другую. «Партнеры продолжают оценивать собранную в ходе бурения информацию и в последующие месяцы проведут трехмерную сейсмику самых перспективных секторов, обнаруженных в 2009 году», — говорится в сообщении кубинской компании.

Ранее государственная Cubapetroleo оценивала запасы нефти на шельфовых месторождениях страны в Мексиканском заливе более 20 млрд барр. Между тем, по данным Геологической службы США, речь может идти о 5 млрд барр. Дозвониться в Cubapetroleo не удалось, а представители «Газпром нефти» эту информацию не комментируют. Помимо Кубы компания реализует проекты в Ираке, Экваториальной Гвинее, Венесуэле, в Анголе, Румынии и Венгрии.

Зарубежные шельфовые проекты в геологоразведке априори чреваты более высокими рисками и расходами, чем российские проекты на суше, но и отдача по зарубежным проектам в случае успеха может быть кратно выше. Стоимость одной геологоразведочной скважины на глубоководном шельфе можно оценить в районе 100 млн долл. В этом году испанская Repsol уже пробурила сухую скважину в акватории Кубы, говорит аналитик ИФД «КапиталЪ» Виталий Крюков. Российским компаниям далеко не всегда достаются привлекательные проекты на шельфе, так как лакомые участки зачастую уже поделены международными компаниями, а порой российским компаниям не хватает и должной компетенции. Кроме того, они часто идут в политически выгодные проекты, а в итоге политическая выгода оборачивается прямыми экономическими убытками, заключил г-н Крюков.
http://www.rbcdaily.ru/2012/08/07/tek/562949984473007

06.08.2012
Потерпев неудачу с нефтепереработкой на украинском рынке, российские нефтяники решили заняться добычей газа в соседнем государстве. ЛУКОЙЛ подал заявку на разработку Скиф­ской площади на украинском шельфе Черного моря. На проект, реализуемый на условиях соглашения о разделе продукции (СРП), также претендует консорциум в составе ExxonMobil, Shell, Petron и НАК «Надра Украины». Освоение шельфовых запасов газа, по мысли украинских властей, может снизить зависимость от поставок из России. Но доля добычи на Скифской площади, по предварительным оценкам, не составит и десятой части потребностей страны — 3—4 млрд куб. м против 50 млрд.

LUKOIL Overseas Ukraine B.V. («дочка» крупнейшей российской частной нефтяной компании) подал заявку на участие в конкурсе на право разработки Скиф­ской площади на украинском шельфе Черного моря, сообщил в пятницу представитель государственной службы гео­логии и недр соседнего государства Эдуард Ставицкий. Вторым претендентом оказался международный консорциум, в который вошли ExxonMobil, Shell, Petron («дочка» OMV) и НАК «Надра Украины». Страна выставила на конкурс два участка, однако на менее перспективную Форосскую площадь претендентов не нашлось. Представитель ЛУКОЙЛа вчера не стал комментировать подачу заявки на разработку украинского шельфа.

Разработка Скифского участка планируется на условиях СРП. Государство рассчитывает получать четверть прибыльной продукции, доля инвестора максимум составит 70%. На этапе доразведки инвестиции должны быть порядка 200 млн долл. по обоим участкам. Суммарные вложения в Скифскую площадь ранее оценивались в 10—12 млрд долл., что позволит ежегодно добывать 3—4 млрд куб. м газа. Запасы предварительно оценены в 35 млрд куб. м и 25—60 млн т нефти. При этом по газу они могут увеличиться до 150—200 млрд куб. м. СРП предполагается заключить на 50 лет, решение по победителю власти Украины пообещали принять в течение месяца.

Российские нефтяники достаточно активно заходили на украинский нефтеперерабатывающий и розничные рынки. Ранее ЛУКОЙЛ купил Одесский НПЗ, а ТНК-ВР — Лисичанский НПЗ. Однако инвестиции не оправдали себя. Из-за особенностей налогового законодательства производство оказалось нерентабельным — нефтепродукты выгоднее привозить из соседней Белоруссии. ЛУКОЙЛ остановил Одесский завод около двух лет назад, на днях появилась информация, что ТНК-ВР ведет переговоры о продаже Лисичанского НПЗ, одним из претендентов на него является украинский олигарх, один из совладельцев RosUkrEnergo Дмитрий Фирташ.

Впрочем, как выяснилось, неудачи в нефтепереработке не отбили интерес к Украине у российских нефтяников, которые теперь готовы заняться добычей. Для ЛУКОЙЛа это скорее имиджевый проект — компания хочет показать, что она готова работать на шельфовых месторождениях, полагает генеральный директор Фонда национальной энергетической безопасности Константин Симонов. Отчасти это может помочь ему преуспеть в переговорах с российскими властями, которые пока не допускают частные компании до добычи на российском шельфе. Однако госкомпании в ответ могут выдвинуть аргумент, что сложность добычи в Черном море несопоставима с работами на арктическом шельфе по климатическим условиям.

Впрочем, пока точной оценки запасов Скифской площади нет, в случае победы ЛУКОЙЛу еще предстоит проводить доразведку в условиях сложной структуры дна. Кроме того, при работе в курортном регионе разработчику гарантировано пристальное внимание экологов, добавляет г-н Симонов. Он сомневается в перспективах проекта: власти Украины неоднократно декларировали различные мегапроекты, но они так и не были реализованы. На Украине есть потенциал для отказа от российских энергоресурсов, но он связан не с шельфом, а в первую очередь с угольным метаном, говорит Константин Симонов. Избавление от газовой зависимости от России эксперты оценивали в 10 млрд долл. ежегодных инвестиций, но власти и местные предприниматели не готовы идти на такие траты, добавляет он.
http://www.rbcdaily.ru/2012/08/06/tek/562949984465413

06.08.2012
Предприниматель Михаил Гуцериев расширяет географию бизнеса «РуссНефти»: компания объявила о намерении вести разработку алжирских месторождений. Аналитики отмечают, что работа в Африке сопряжена с высокими рисками.

«РуссНефть» получила сертификат Министерства энергетики и горнодобывающей промышленности Алжира на право ведения поисковой и разведочной деятельности в статусе «оператор-инвестор» на суше, говорится в пресс-релизе компании. Получение этого сертификата определяет «широкое участие» «РуссНефти» в перспективных нефтегазовых проектах Алжира, отмечается в сообщении. О каких проектах идет речь, не указывается. Компания уже владеет двумя международными проектами в Азербайджане (блок Падар) и Мавритании (оценочные запасы порядка 3 млн т).

Основанная Михаилом Гуцериевым «РуссНефть» известна не только своей высокой динамикой развития (по данным ЦДУ ТЭК, за полгода прирост добычи составил 4,7%), но и огромным долгом почти в 5 млрд долл. В июне на совете директоров «РуссНефть» утвердила стратегию развития с объемом инвестиций не более 500 млн долл. в год. «2017 год — выплата всех долгов в ноль, добыча — 18 млн т нефти в год, объем инвестиций — минимальный», — говорил журналистам глава компании Михаил Гуцериев. За два года компании удалось сократить долг на 1,6 млрд долл., до конца года планируется довести его до 4,3 млрд долл. Как сказал г-н Гуцериев, стратегией компании не предусмотрена покупка новых активов: «Нет финансовых возможностей покупать активы до 2015 года». Однако она предполагает активное участие в развитии мировых сырьевых рынков.
«РуссНефть» не раскрывает подробностей инвестиций в алжирские месторождения, однако источник, близкий к компании, отметил, что уже только попасть в алжирскую квалификацию — большое дело для компании. «Сейчас мы уже имеем доступ и право участвовать в различного рода мероприятиях по их проектам», — говорит собеседник РБК daily.

Интерес к недрам Африки у Михаила Гуцериева появился, когда он еще был главой «Слав­нефти». В 2001 году было подписано соглашение с Суданом о добыче нефти на условиях СРП на блоке №9, запасы которого составляли несколько десятков мил­лионов тонн. Через год суданское правительство аннулировало соглашение, мотивируя это тем, что российская компания так и не приступила к работам. Но г-н Гуцериев не оставил надежд на регион. После того как была сформирована новая компания «РуссНефть» и он ее возглавил, в 2005 году бизнесмен обещал, что компания получит статус международного игрока. Позже компания Гуцериева приобрела два нефтегазовых участка в Мавритании и один блок в Азербайджане. Однако через два года ему пришлось покинуть Россию (из-за уголовных дел и налоговых претензий). Только в 2009 году Михаил Гуцериев смог вернуться, но ему пришлось продать 49% акций АФК «Система».

«РуссНефть» не упускает возможности приобретать перспективные активы и в России. Две недели назад она приобрела у ТНК-ВР 100% акций «Новосибирскнефтегаза» и 71,09% «Северноенефтегаза», говорит аналитик ИК «Тройка Диалог» Валерий Нестеров. Покупка оценивается до 500 млн долл. Однако к зарубежным проектам нужно относиться аккуратнее, считает г-н Нестеров. В отличие от российских они несут в себе высокие риски. Март 2010 года, например, оказался неудачным для российского ЛУКОЙЛа. Две скважины, пробуренные нефтяниками на шельфе Ганы, оказались пустыми. И все же Алжир менее рискованная страна про сравнению с Ливией или Сирией, заключает эксперт.
Из российских компаний в Алжире активнее всего сейчас представлен «Газпром». Он реализует проект El Assel (запасы около 30 млн т нефти) в партнерстве с алжирской госкомпанией Sonatrach (контрольный пакет). На блоке пробурены уже четыре скважины и получены первые притоки нефти и газа. «Роснефть-Стройтрансгаз Лимитед», управляемая «Роснефтью» и «Стройтрансгазом», также ведет разведочное бурение в республике совместно с Sonatrach.
http://www.rbcdaily.ru/2012/08/06/tek/562949984465412

eia.gov: US Average Depth of Crude Oil and Natural Gas Wells

1 фут = 0.305 м
Для всех диаграмм последний год = 2008

Total Exploratory and Development Wells, Exploratory Wells, Development Wells

Exploratory and Development Wells

Exploratory Wells

Development Wells

http://www.eia.gov/dnav/pet/pet_crd_welldep_s1_a.htm
— — — — — — — — — — — — — — — — — — —

Первая диаграмма
Глубины разведочных (Exploratory, коричневый) скважин закономерно больше глубин эксплуатационных (Development, синий) скважин. Где-то до 1995 формы кривых схожи, после 1995 изменяются в противофазе. С 2003 г. уменьшение глубин разведочных скважин.
К 2008 г. средние глубины разведочных и эксплуатационных скважин сближаются = 6000 футов = 1830 м. 1994-1998 годы предыдущего максимума эксплуатационных глубин.

Вторая диаграмма. Разведочные и эксплуатационные скважины
Глубины нефтяных (коричневый) скважин закономерно больше глубин газовых (желтый) скважин.
График глубины газовых (желтый) скважин имеет три максимума: 1966-1972, 1991-1999, 2005-2008 гг.
График глубины нефтяных (коричневый) скважин имеет два максимума: 1968-1973, 1992-1998 гг.
График глубины сухих скважин (синий) до 1990 г. повторяет график для нефтяных скважин.

2007-2008 гг. глубины газовых скважин на исторических максимумах = 6500 футов = 1982.5 м.
В 1990-е г. средние глубины нефтяных скважин увеличились по сравнению с 1980-ми на 1000 футов = 305 м. Для глубин газовых скважин устойчивой тенденции нет, а есть в 1990-е и 2000-е есть два периода углубления на 1000 футов.

Третья диаграмма. Разведочные скважины
До 1990 г. средняя глубина трех типов скважин (коричневый) определяется нефтяными (синий) скважинами.
С 1990 г. средняя глубина нефтяных скважин увеличилась на 2000 футов.
С 1993 г. средняя глубина разведочных газовых (желтый) скважин стабильно меньше глубины нефтяных скважин, это наиболее четко прослеживается с 2002 г.
Наибольшие глубины разведочных газовых скважин в 1964-1972 гг.
С 1995 г. средние глубины сухих (зеленый) скважин больше коррелируют с глубинами газовых скважин (желтый) .

Четвертая диаграмма. Эксплуатационные скважины
До 2000 г. графики средних глубин нефтяных (желтый) и газовых (зеленый) эксплуатационных скважин идут синфазно, затем увеличение глубины газовых скважин на 1500 футов = 457.5 м. Для глубюн газовых скважин отмечается цикличность с 1990 г., что почти не выражено для нефтяных скважин.

По всем диаграммам.
Близкое поведение графиков для нефтяных и газовых скважин до 1995 г.
С 2000 г. уменьшение глубины разведочных скважин на газ и значительное увеличение глубины эксплуатационных газовых скважин.

«Диалог с Михаилом Хазиным» на РБК-ТВ: О сланцевом газе

Польский сланцевый газ неконкурентоспособен по сравнению с традиционным российским голубым топливом из-за своего невысокого качества. Об этом сообщил сегодня в эфире передачи «Диалог с Михаилом Хазиным» на РБК-ТВ руководитель инженерно-инновационного центра «Геолгазконсалт» Валерий Ненахов.

Эксперт напомнил, что в I квартале 2010г. польское руководство заявило о выделении значительных средств на разработку месторождений сланцевого газа, а также о том, что ExxonMobil, ConocoPhillips, Chevron и польские компании начинают бурение.

«Затем наступила пауза, до IV квартала 2011г. мы вообще не слышали о результатах. Потом выступил министр энергетики Польши и сказал, что их не вполне удовлетворили результаты разработки скважины Markowola-1 (недалеко от Варшавы). Но что это значит? Официальных комментариев власти страны не дали. И только по телефону, по секрету, нам сказали, что там метана всего 20%. То есть там весь бассейн — это неполезное горячее ископаемое», — рассказал эксперт.

По его словам, подобная проблема у Польши ранее возникла с газом, получаемым из традиционных месторождений. «В Польше своих ресурсов обычного газа достаточно. Но и с ним была большая проблема, связанная с большим содержанием азота и углекислого газа. Он низкокалорийный и не отвечает стандартам», — пояснил В.Ненахов. По его мнению, за долгим молчанием Польши стояло намерение «дожать Россию в других вопросах». «То есть они, скорее, скрывали эту информацию, чтобы решить другой вопрос. Их волнует цена на российский газ», — сказал эксперт.

Отвечая на вопрос о себестоимости добычи сланцевого газа, В.Ненахов отметил, что многое зависит от геолого-разведочных работ. По оценкам польской стороны, себестоимость составляет 280 долл. за 1 тыс. куб. м, но фактически она может оказаться значительно выше.

Говоря о другом крупнейшем разработчике месторождений сланцевого газа — США, В.Ненахов обратил внимание на то, что власти этой страны уже потратили десятки миллиардов долларов на геологоразведку. «Все это было сделано за счет государства. Эти деньги не легли в себестоимость добычи сланцевого газа. То есть добывающие компании как бы начинали с чистого листа», — пояснил он.

В качестве примера эксперт привел одну из ведущих фирм по добыче сланцевого газа в США — Chesapeake Energy. «У нее в объеме доходов основная доля — подрядные работы. Они не говорят, к кому они подряжаются. Но у меня есть представление, что они подряжаются к американскому государству. Они бурят 100 скважин для себя, а все сухие. Власти США берут все риски на себя. Компания отдает им геолого-физическую информацию, а государство оплачивает стоимость бурения скважин. Это очень льготный режим, они по существу ничем не рискуют», — рассказал В.Ненахов. Кроме того, по его словам, власти США гарантируют этим компаниям кредиты в банках под низкий процент. «Представьте себе, приходит маленькая фирма и просит 10 млрд долл. Кто ж ей даст, если за ней не стоит государство? Также они освободили нетрадиционные источники энергии от большинства налогов», — сказал эксперт.

Помимо этого, В.Ненахов отметил интересную особенность в оценке качества сланцевого газа американцами. «Когда американцев спрашивают, какой состав их сланцевого газа, а для геологов это обычное требование, они говорят: «Преимущественно метановый». А что это значит — 98% или 51%? Есть еще один парадокс. Американцы обычно ведут расчеты в долларах за британскую типовую единицу, то есть они не объемы покупают, а калории. При этом цену сланцевого газа сообщают исключительно в долларах за 1 куб. м», — рассказал эксперт.

Он также отметил, что продажа сланцевого газа становится нерентабельной при попытке реализовать его не локально, а в отдаленные регионы. «Его можно закачивать в трубу, но он станет золотым. У сланцевого газа себестоимость такая, что продать его можно только по себестоимости. В случае его транспортировки к цене добавится еще 80%, и он станет неконкурентным», — пояснил В.Ненахов.

Отвечая на вопрос ведущего программы, российского экономиста, публициста, руководителя компании экспертного консультирования «Неокон» Михаила Хазина о наличии на европейской территории РФ газовых месторождений, В.Ненахов сообщил, что «в России в госреестре значится 500 млрд куб. м только по европейской части, это мелкие месторождения, одиночные скважины». «Но плохо разработанное законодательство не способствует освоению таких ресурсов», — отмечает эксперт.
http://top.rbc.ru/economics/27/03/2012/643547.shtml

Иордания не понравилась «Зарубежнефти»

Государственная «Зарубежнефть» не будет участвовать в разработке месторождения на Южном блоке в Иордании. Участок оказался неперспективным, и компания решила покинуть проект. Это уже второй случай, когда «Зарубежнефть» выходит из проектов на этапе геологоразведки.
«Зарубежнефть» планирует выйти из проекта разведки углеводородов в Иордании, сообщил журналистам генеральный директор компании Николай Брунич, передает агентство Прайм. «По Иордании сложный вопрос. Ничего перспективного и привлекательного не было обнаружено. Мы в ближайшее время, наверное, примем решение и тоже приостановим проект», — сказал он.
По словам г-на Брунича, компания изучала возможность разработки в том числе газовых сланцев, рассматривались также совместные проекты с соседними государствами, в частности с Ираком, однако они не получили поддержки. «Тот проект, который мы получили в соответствии с подписанным меморандумом, бесперспективен», — добавил он.

Год назад Россия и Иордания подписали протокол о реализации совместных энергетических проектов в Иордании, а в мае «Зарубежнефть» и агентство по природным ресурсам Иордании заключили соглашение о проведении геологоразведочных работ на Южном блоке. Период его действия — полгода с возможностью продления еще на три месяца. В случае получения российской компанией положительных результатов могло быть подписано соглашение о разделе продукции.
Это уже второй случай, когда компания покидает проект на этапе геологоразведки. В июне прошлого года «Зарубежнефть» заявила о выходе из 12-го блока на севере кубинской провинции Вилья-Клара. Причина все та же — неперспективность участка. На трех остальных участках работа продолжается.

«Зарубежнефть» на 100% принадлежит государству. В России она владеет лицензиями на 13 месторождений в НАО, является участником Харьягинского проектах. В планах было приобретение Новошахтинского НПЗ. Но основная часть ее активов находится за рубежом. Компания работает во Вьетнаме, на Балканах, Кубе, в Индии, странах СНГ и других.

Сейчас «Зарубежнефть» ведет переговоры о вхождении в проекты в других странах. В частности, Николай Брунич заявил, что компания готова работать в Иране при условии гарантии безопасности правительства России. «Мы рассматриваем два месторождения, но то эмбарго, которое существует, является большим сдерживающим фактором», — подчеркнул он. В 2009 году участвовать в своих проектах приглашал Эквадор. Но «Зарубежнефть» сочла условия, которые ей предлагали, в частности миноритарную долю в проектах, неинтересными и отказалась от предложения. Не заинтересовали ее и нефтегазовые проекты в Анголе.

В мире предлагается огромное количество нефтегазовых блоков как на суше, так и на шельфе, в разных странах проводятся тендеры, поэтому дефицита предложений нет, отмечает аналитик ИФД «КапиталЪ» Виталий Крюков. По его словам, при выборе проектов «Зарубежнефть» учитывает их экономику, но немалую роль скорее всего также играют геополитические интересы России.
http://www.rbcdaily.ru/2012/01/26/tek/562949982621184

Ранее на тему Иордании
Тектоническая карта: Ближний и Средний Восток


Иордания: ни нефти, ни газа, но есть сланцы

MEA-1999: Ближний Восток

Petroleum Geology of the Widyan Basin and Interior Platform of Saudi Arabia and Iraq, 2002