Архив меток: Румыния

Истории околонефтегазовые

Сербия

Интеграция Сербии в европейские стурктуры — ЕС и НАТО, будет означать пересмотр двусторонних отношений РФ с этой страной.
Об этом в интервью для сайта «Единой России» заявил вице-спикера Госдумы депутат от партии «Единая Россия» Сергей Железняк.

«Мы отчетливо понимаем, что при глубокой интеграции наших сербских партнеров в Евросоюз, нам, скорее всего, придется пересматривать ряд договоренностей между нашими странами, дабы обеспечить защиту своих экономических интересов», — сказал он.

Напомним, на последщних парламентских выборах в Сербии победила «пронатовская» и «проевропейская» коалиция.
http://www.politnavigator.net/vice-spiker-gosdumy-rf-esli-serbiya-vstupit-v-es-nam-pridetsya-peresmotret-otnosheniya.html

08 Апрель 2012 Нафтна индустрија Србије: Презентация для инвесторов и акционеров за 2011 год http://iv-g.livejournal.com/646645.html
07 Апрель 2012 Нафтна индустрија Србије. Обзор компании http://iv-g.livejournal.com/645028.html
07 Апрель 2012 Интервью исполнительного директора Блока разведки и добычи NIS Алексея Овечкина http://iv-g.livejournal.com/644403.html

Румыния
2 окт 2014 В Румынии на заводе ЛУКОЙЛа прошли обыски по делу о неуплате налогов http://www.rbc.ru/business/02/10/2014/542d5a79cbb20f1c43aa59e3
9 окт 2014 Президент Румынии допустил национализацию завода ЛУКОЙЛа http://www.rbc.ru/business/09/10/2014/54369319cbb20f71af9bd7f9
9 июл 2015 Суд Румынии наложил арест на счета ЛУКОЙЛа http://www.rbc.ru/business/09/07/2015/559dc1759a7947541b1ba3fc
14 июл 2015 Алекперов жалуется президенту Румынии: как развивается конфликт ЛУКОЙЛа в Румынии http://www.rbc.ru/business/14/07/2015/55a53b1f9a79477322dee6d5
3 авг 2015 Румыния обвинила «дочку» ЛУКОЙЛа в отмывании €1,77 млрд http://www.rbc.ru/business/03/08/2015/55bf961e9a79476bfb6713fd

26 май 2016 «Роснефть» перетекает из России за рубеж http://1prime.ru/articles/20160526/825662308.html
Читать далее

Реклама

balkangeophysoc.gr: A 3D crustal gravity modelling of the Romanian territory

JOURNAL OF BALKAN GEOPHYSICAL SOCIETY, Vol.8, No 4, November 2005, p.189-198
http://www.balkangeophysoc.gr/online-journal/2005_V8/nov2005/PDF_Ioane.pdf

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.

Инфографика: What is the Cost of Mining Gold?

http://www.visualcapitalist.com/what-is-the-cost-of-mining-gold
http://www.zerohedge.com/news/2013-05-21/visualizing-cost-mining-gold

Polyus Gold избавилась от одного из активов KazakhGold

Не дождавшись денег казахских бизнесменов Асаубаевых, у которых до последнего времени было эксклюзивное право на покупку всех активов KazakhGold, Polyus Gold стала их распродавать по отдельности. Для начала российская золотодобывающая компания избавится от румынской Romaltyn. Ее за 20 млн долл. выкупит казахская SAT & Company. Впрочем, у Асаубаевых еще есть шанс получить часть активов KazakhGold.

Polyus Gold International подписала соглашение о продаже румынских предприятий Romaltyn Mining S.R.L. и Romaltyn Exploration S.R.L. Покупателем выступает компания, аффилированная с казахским промышленным холдингом SAT & Company. За оба актива Polyus получит 20 млн долл., закрыть сделку стороны планируют до конца июня.

Romaltyn Mining S.R.L. и Romaltyn Exploration S.R.L. владеют правами на различные горнометаллургические активы в Румынии, включая золотоизвлекательную фабрику, рассчитанную на переработку 2,5 млн т руды и отвалов в год (правда, сейчас предприятие не действует), и несколько золоторазведочных лицензий. Для SAT & Company приобретение Romaltyn станет первым опытом в золотом бизнесе. Сейчас холдинг объединяет более 30 компаний в Казахстане, Турции и Китае, реализующих проекты по добыче ферромарганца, хрома, никеля, угля, а также по переработке стали. Покупку румынского актива в SAT & Company не прокомментировали.
Активы Romaltyn, которые сейчас принадлежат казахской «дочке» Polyus Gold — KazakhGold, российская золотодобывающая компания планировала продать семье Асаубаевых вместе с 65% акций казахской «Казахалтын» и 44,33% киргизской «Талас Голд». Соответствующее соглашение Polyus подписала с AltynGroup (подконтрольна семье Асаубаевых) еще в декабре 2010 года. Документ предусматривал выплаты двумя траншами. Платеж по первому траншу в размере 331 млн долл. должен был осуществляться одновременно с передачей пакетов акций (в марте 2011 года). Второй транш на 178 млн долл. плюс накопленные проценты планировалось произвести не позднее июня 2012 года. Однако семья Асаубаевых несколько раз срывала сроки оплаты. В итоге Polyus Gold аннулировала эксклюзивное право Асаубаевых на покупку активов.

После расторжения соглашения у Polyus Gold появилась возможность продавать активы по отдельности, которой компания и воспользовалась, прокомментировал продажу Romaltyn представитель компании.

Семья Асаубаевых не теряет надежды получить часть активов KazakhGold. Polyus Gold ведет переговоры о продаже «Казахалтын» и «Талас Голд» с несколькими компаниями, включая AltynGroup, рассказал представитель российской компании. Остальных претендентов на активы он назвать отказался.

По мнению Олега Петропавловского из БКС, эти активы вряд ли заинтересуют кого-то, кроме местных казахских бизнесменов. Иностранных покупателей отпугнет их скандальное прошлое, уверен аналитик. Избавиться от них Polyus Gold сможет, только существенно снизив цену, считает г-н Петропавловский. По оценке Олега Душина из «Церих Кэпитал Менеджмент», исходя из анонсированных запасов активы KazakhGold стоят 480—640 млн долл.

Ведущие казахские игроки этого рынка — компании «Казахмыс», «Казцинк» и ENRC. Причем, как сообщалось ранее, «Казахмыс» и ENRC интересовались активами KazakhGold еще во время действия соглашения с Асаубаевыми. В «Казахмысе» комментировать свой интерес к активам отказались, в ENRC и «Казцинк» на запрос РБК daily не ответили.
http://www.rbcdaily.ru/2012/04/23/industry/562949983640812

Интервью исполнительного директора Блока разведки и добычи NIS Алексея Овечкина

05 марта 2012 г
Об основных направлениях развития и важнейших проектах Naftna industrija Srbije (NIS) в сегменте upstream «Сибирской нефти» рассказал Алексей Овечкин, до 13 февраля занимавший должность исполнительного директора Блока разведки и добычи сербской компании, а сейчас — генеральный директор предприятия «Газпромнефть-Оренбург».
Читать далее

topneftegaz: Нефте- и газопереработка «ЛУКОЙЛа». Тор-10

Нефтяная компания «Лукойл» имеет в своем владении нефтеперерабатывающие заводы общей мощностью 58 млн т нефти в год, два мини-НПЗ и газоперерабатывающие заводы. Какими именно объектами представлена нефте- и газопереработка компании?

1. Лукойл-Нижегороднефтеоргсинтез — предприятие топливно-масляного профиля в г. Кстово Нижегородской области, введёно в строй в 1958 году, входит в состав ОАО «ЛУКОЙЛ» с конца 2001 года. Мощность предприятия — 17 млн тонн.
2. Лукойл-Пермнефтеоргсинтез (ПНОС) — находится в Перми. Запущено в 1958 году. Компанией «Лукойл» приобретено в 1991 году. Мощность предприятия составляет 12,4 млн тонн.
3. Лукойл-Волгограднефтепереработка — предприятие топливно-масляного профиля в г. Волгограде, введёно в строй в 1957 году, входит в состав ОАО «ЛУКОЙЛ» с 1991 года. Мощность — 11 млн тонн.
4. Лукойл-Ухтанефтепереработка — предприятие находится в г. Ухта. Введено в строй в 1934 году, в 2000 году приобретено компанией «Лукойл», мощность — 3,7 млн тонн.
5. Лукойл-Одесский НПЗ. НПЗ находится в г. Одесса, запущен в эксплуатацию в 1937 году. 1999 — год приобретения предприятия компанией «Лукойл». Мощность — 2,8 млн тонн.
6. Лукойл Нефтохим Бургас — находится в Бургасе (Болгария). 1964 — год запуска предприятия. В 1999 году было приобретено компанией «Лукойл». Мощность — 8,8 млн тонн.
7. Petrotel-LUKOIL. Находится в г. Плоешти (Румыния). 1904 — год запуска предприятия. 1998 — в этом году «Лукойл» приобрел предприятие. 2,4 млн тонн — мощность предприятия.
8. ISAB. Находится в Приоло Гаргальо (Сицилия). 1975 — год основания предприятия. В 2008 году «Лукойл» приобрел 49% акций этого предприятия. Мощность — 16 млн тонн.
9. TRN — Флиссинген (Нидерланды). В 1973 году запущен в эксплуатацию. В 2009 году компания «Лукойл» приобрела 45% акций предприятия. Мощность — 7,9 млн тонн.
10. Усинский ГПЗ. Находится в Республике Коми, г.Усинск. Выпускаемая продукция: химическая продукция, лакокрасочные материалы, резинотехнические изделия.
http://topneftegaz.ru/analisis/view/7842

theoildrum: The Potential for Future Production from Romania

In 1837, it was reportedly the first country to have an oil industry, reaching a production of 1719 barrels a year. It was also, in 1900, the first country to export gasoline, at a time when it was producing some 5,000 barrels a day. That made it the then third largest producer in the world. But by the 1930’s the country had fallen to seventh place, even though Romania was still the second largest producer in Europe, behind the Soviet Union.

By the time of the Second World War, the oil fields of Ploetsi were underpinning the operations of the German military machines, providing an estimated third of that country’s need. Attempts to bomb the fields were prolonged and, though they were not always successful and the fields and refineries continued to provide fuel for most of the war, the continued bombing finally got production down to 7% of capacity.

Production picked up and rose until 1980


Recent Romanian oil balance (Energy Export Databrowser)


Recent Romanian natural gas production (Energy Export Databrowser)

The nine oil fields in the Ticleni region, one of the older oil producers in the country, has just changed management hoping thereby to increase production of 4,500 bd from some 300 wells to over 6,000 bd.

Seismic exploration, introduced after WW II, helped make the majority of the discoveries that led to peak oil production in 1976. It has been the use of 3-D seismic that revealed much of the potential not developed in the past.


Romanian oil production and peak (Petrom)

Petrom was privatized in 2004, and began paying a dividend in 2010. Exploration offshore began in 1975, with oil production starting in 1987 from the Lebada East Field.

The historic fields have all been onshore around Torcesti for oil and Mamu for natural gas, while the new fields offshore are in deeper water, such as the Delta. It is currently anticipated that crude oil reserves are around 420 million barrels, with some 2 Tcf of natural gas, though there is potential for more.


Romanian oil and gas fields (USGS)

The new exploration and development is shared between Petrom and Romgaz, who have 55% of the natural gas sites in the country.

Romanian concession holders (Romanian National Agency for Mineral Resources)
http://www.theoildrum.com/node/8855

Total Petroleum Systems of the Carpathian–Balkanian Basin Province of Romania and Bulgaria



http://pubs.usgs.gov/bul/2204/f/
http://pubs.usgs.gov/bul/2204/f/pdf/B2204F_508.pdf