Архив меток: Якутия

17 фотографий, показывающих последствия роста населения на планете

Нефтяные скважины. Район Калифорнии, в котором добывается нефть с 1899 года.
Пожар в месте разлива нефти. Нефтяной пожар, последовавший за катастрофой на платформе Deepwater Horizon в Мексиканском заливе в 2010 году.
Самый большой в мире экскаватор. Bagger 288 был создан для работы по добыче угля в Tagebau Hambach в Германии.
Добыча нефти из битумных песков в Альберте, Канада.
Карьер Мир, Якутия. Самый большой в мире карьер по добыче алмазов.
https://fishki.net/1503558-17-fotografij-pokazyvajuwih-posledstvija-rosta-naselenija-na-planete.html

Что будет делать «Алроса» после потери рудника «Мир» в Якутии

Поисково-спасательные работы на руднике «Мир» в Якутии прекращены. Таким образом руководство корпорации «Алмазы России» («Алроса») признало невозможность спасти восемь шахтеров, судьба которых осталась неизвестной. Не исключено, что не удастся спасти и сам рудник, который подарил России алмазы и столицу алмазного края — город Мирный, названный так в честь шахты.
Читать далее

kak-eto-sdelano: Как нелегально добывают бивни мамонта

http://kak-eto-sdelano.livejournal.com/650551.html

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


Читать далее

kak-eto-sdelano: как добывают алмазы за Северным полярным кругом в Канаде.


http://kak-eto-sdelano.livejournal.com/426227.html

— — —
Алмазы Якутии https://www.youtube.com/watch?v=59WR1g4-Hvs
Как добывают алмазы (National Geographic) https://www.youtube.com/watch?v=XWemF3makgE

Фото: факел на Среднеботуобинском нефтегазоконденсатном месторождении в Якутии

http://pikabu.ru/story/_3866314
http://vk.com/id142521223?w=wall142521223_3519

— — —
12 Октябрь 2013 Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторождение http://iv-g.livejournal.com/951933.html

В Якутии на дорогу сошел алмазный оползень

02.12.2015
В Мирнинском районе Якутии ликвидируют последствия схода оползня, перекрывшего автодорогу республиканского значения Ленск — Мирный.

Случилось это еще 28 ноября, и происшествие лишь временно затруднило проезд по трассе. Уже через несколько часов был сделан временный объезд. Любопытно другое. Как выяснилось во вторник, в породе, которая завалила дорогу, довольно много алмазов.

Дело в том, что массу оползня составляет содержимое так называемого хвостохранилища обогатительной фабрики алмазодобывающего предприятия. Это отработанная порода, из которой большая часть драгоценных кристаллов была извлечена еще в 60-х годах прошлого века. Однако, как отметили в Министерстве промышленности Якутии, в этих песках осталось еще немало алмазов, и сейчас, с появлением более современных технологий обогащения, породу перерабатывают повторно, извлекая остатки.

По оценкам специалистов, использовавшаяся в прошлом веке технология позволяла извлекать из породы до 88 процентов содержащихся в ней алмазов. Это значит, что оставшиеся 12 процентов сейчас лежат на дороге.
http://rg.ru/2015/12/02/reg-dfo/opolzen-anons.html

sergeydolya: Федеральная трасса Колыма

Федеральная автомобильная дорога Р504 «Колыма́» — действующая автодорога федерального значения между Якутском и Магаданом протяжённостью 2032 км, из которых 1197 км проложено по территории Республики Саха (Якутия), 835 — по Магаданской области. Дорога имеет также историческое название — Колымская трасса, под которым она известна в литературе и СМИ (некоторые авторы употребляют синоним — Колымский тракт).

В связи с развитием горнодобывающей промышленности в 1920-х годах, в Якутии и на Колыме Советское государство начало создавать сеть местных дорог. В ноябре 1931 года был создан «Дальстрой» — «Государственный трест по промышленному и дорожному строительству в районе Верхней Колымы», одной из задач которого стала постройка автодороги от Магадана до Усть-Неры и ответвления на Якутск с использованием труда заключённых Севвостлага. Летом 1932 года заключёнными и вольнонаёмными специалистами были введены в эксплуатацию первые 30 км дороги и 90 км зимника. Остальные 1042 км до Усть-Неры строились до 1953 года.
https://ru.wikipedia.org/wiki/Колыма_(автодорога)

— — — —

Что вообще такое федеральная трасса? Это важнейшая транспортная артерия, которая соединяет ключевые города областей или регионов. Другими словами, это важная дорога. Очень важная. Так, например, Колыма соединяет Якутск и Магадан. И несмотря на то что мы говорим о двух крупнейших городах Дальнего Востока, асфальт на федеральной трассе отсутствует практически полностью.

Итак, первые 100 километров из Магадана на трассе есть асфальт. Причем если ближе к городу он более-менее нормальный, то потом начинается такой, что лучше бы его и не было вообще.

После 100 км идет грейдер. Ограничение скорость 80 км/ч для легковых и 60 км/ч для грузовиков. До Якутска 1860 километров. И тут начинается главная беда всей трассы: бесконечная, утомляющая дорожная пыль


Читать далее

sergeydolya: Фото Якутии

Читать далее

sergeydolya: Мирный — город с дырой в земле

14 мая 2015
Всего в Мирном живет 35 тысяч человек. Прежде чем спуститься на землю, давайте взглянем на Мирный с высоты. В этот раз я взял квадрокоптер.


Читать далее

aftershock.su: Урановые ресурсы России в разрезе быстрой энергетики

К моему великому сожалению, последний год дискусия на Афтершоке сильно продрейфовала от экономической и технологической в сторону политики, Украины и т.п. Особенно это заметно по Анпилогову (AY). Я же попробую поплыть против течения, и вернутся к теме будущего ядерной энергетики.

Как-то раз я уже задавался вопросом: как быть с тем фактом, что относительно небольшое количество плутония в хранилищах Росатома и отработанном ядерном топливе (далее — ОЯТ), а так же длительное время удвоения количества плутония (путем конверсии из U238) не позволяют построить сотни гигаватт быстрых реакторов за век? И тут же, в обсуждении многие дали вопрос — берем U235, который, слава богу еще не закончился, пихаем его в качестве стартового топлива в БН и получаем нужное количество плутония.

При упрощенном моделировании [1] ЗЯТЦ при старте на имеющемся плутониевом инвертаре мы получаем долгое саморазвитие с ускорением на уровне 110-120 блоков БН-1200 — именно это количество уже позволяет увеличивать ЗЯТЦ энергетику темпом, который будет ограничиваться только строителями, а не наличием плутония. Оптимистичная модель только на плутонии выходит к этому количеству за 50 лет.

Если добавить уран [2], то все становится гораздо оптимистичнее. Всего 30 тысяч тонн природного урана удвоят наш запас делящегося материала и приблизят срок достижения самодостаточности до 34 лет. 65 тысяч [3] позволяет отстроится до этого уровня за 27 лет, и это уже будет довольно грандиозная программа ввода 4-5 блоков каждый год — до триллиона рублей в сегодняшних ценах.

Остается маленькая проблема, по сути которой я хотел бы процитировать вот эту статью 2012 года [4]

добыча урана. Собственное производство в России составляет 3,56 тысяч тонн, и ещё примерно полторы тысячи тонн дают принадлежащие «Росатому» рудники в Казахстане. При этом потребление составляет 9 тысяч тонн уже сейчас. Пока дефицит покрывается за счёт демонтируемого ядерного оружия, однако к 2016-му этот источник иссякнет. Дополнительные проблемы в этом отношении создал российско-американский договор ВОУ-НОУ, подписанный в 90-х по поводу тяжёлого безденежья, и предусматривавший экспорт переработанного в топливо оружейного урана в США до 2013 года. Дальше будет хуже — если планы по развитию атомной энергетики будут реализованы, то к 2020-му потребность в уране составит 26-28 тыс. тонн в год.

Возможности для наращивания добычи есть, но они своеобразны. Основные перспективы связаны с освоением Эльконского месторождения в южной Якутии, на которое приходится почти половина российских запасов урановых руд. Однако качество руд в месторождении достаточно низкое — содержание урана составляет 0,15% (в канадских рудниках оно составляет до 1%). Это сочетается с очень глубоким залеганием — 400-1200 метров, восьмибалльной сейсмичностью и типично якутским климатом — между тем, вечная мерзлота сильно осложняет шахтную добычу полезных ископаемых. В итоге себестоимость урана весьма высока. Возможные объёмы добычи также ограничены — даже в оптимистическом случае к 2025 году Элькон сможет дать около 5 тыс. тонн ежегодно. Таким образом, внутреннее производство сможет покрыть потребности атомной отрасли менее, чем на треть. Принадлежащие «Росатому» активы в Казахстане способны дать ещё 1,9 тыс. тонн.

Попробуем разобраться, откуда же взялся дефицит урана. 12 гигаватт отечественных ВВЭР-1000, 11 гиваватт РБМК и 2,65 гигаватта ВВЭР-440 отвественны за ~4800 тонн. Транспортные (АПЛ и ледоколы) и исследовательские реакторы, включая БН-600, потребляют еще примерно эквивалент 500 тонн природного урана. 21 зарубежный ВВЭР-1000 и 17 ВВЭР-440 отвественны еще за 5400 тонн потребления природного урана. Эти, расчитанные мною цифры сходятся с оценкой, с учетом того, что с 2006 года зарубежом было введено в строй 3 реактора ВВЭР-1000.

— 5,0 тысяч тонн для обеспечения потребностей российских ядерных реакторов (включая транспортные),
— 4,2 тысячи тонн для экспорта ТВС.
Источник — доклад «Роснедра», ФГУП ВИМС, «Урангеологоразведка» и ВНИИХТ на научно-практической конференции «Недра-2006» (Москва).

Итого, мы получаем 10700 ежегодно расходуемого урана. Кроме того, каждый запуск нового энергоблока (например ВВЭР-1200) обходится в 600-700 тонн урана. Есть так же и небольшие продажи урана западным потребилям. Округлим потребление урана до 11500 тонн.

Теперь посмотрим приход урана. В 2013 году в Росси уран добывался на трех рудниках.

1) Приаргунский [5] — 2133 тонны.
2) Хиагда [6] — 440 тонн.
3) Далур [7] — 562 тонны.
Добыча в России получается 3135 тонн.

Кроме России, Росатом добывает уран и в других странах. Общая добыча, по словам Кириенко [8], в 2013 году составила 8400 тонн. Кроме того, из иностранных заказчиков, как минимум Украина добывает для своих ТВС 800 тонн урана. Кроме того есть незначительные приходы регенерированного урана (переработка ОЯТ ВВЭР-440 и БН-600) и прокрутка старых хвостов газодифузионного обогащения. Округлим приход урана до 9500 тонн.

Таким образом, за последние 5 лет, прикладывая довольно значительные усилия по наращиванию добычи урана Росатом сократил дефицит до 2000 тонн в год. Эта дельта сегодня компенсируется из избыточных запасов ВОУ, вынутых из старых ядерных боеголовок и просто лежавших на складах СССР. Этот запас оценивается в примерно 600 тонн, из которого сегодня извлекается 10 тонн ежегодно.

Возвращаясь к изначальной модели построения 65000 природного урана — это ~325 тонн U235. Текущих советских запасов хватает, если мы прямо сегодня переключимся на ускоренное строительство энергетики на ЗЯТЦ! Какая запасливая страна была. Если же предположить более инерционный сценарий, со строительством и снабжением 16 экспортных гигаватт и 4 дополнительных внутри страны (остальные — замещающие первое поколение), то разрыв может увеличится до ~6000 тонн, с потреблением 30 тонн U235 ежегодно. Тогда через 20-30 лет (в зависимости от темпа ввода мощностей) запасы ВОУ полностью исчерпаются и раньше чем к 2070 году мы быструю энергетику не получим.

Что бы не вставать 2 раза, вспомнил про Эльконское месторождение. Когда говорят, что Россия обладает одними из крупнейших запасов урана в мире (попадает в пятерку с очень оптимистичными запасами, скажем, 600 тысяч тонн), то говорят именно про Элькон. Все остальные, работающие, месторождения не имеют в совокупности и 70 тысяч тонн запасов.

Если исходить из нижеприведенных источников, то освоение Эльконских месторождений будет еще тем дорогостоящим гемором.
http://www.vipstd.ru/gim/index.php?option=com_content&task=view&id=94&Itemid=77&ed=11
http://www.mining-media.ru/ru/article/newtech/808-problemy-i-perspektivy-osvoeniya-uranovykh-mestorozhdenij-vostochnoj-sibiri
В Союзе Южное Эльконское месторождение собирались осваивать следующим способом.

Планировалось вскрытие месторождения по простиранию штольней-тоннелем протяженностью 20 км и 13 стволами шахт глубиной 1300-1900 м. Годовая производительность по руде – 3,8 млн т, по урану – 5175 т. Попутная добыча золота – 1 т, молибдена – 370 т. Для переработки золотоурановых руд планировалось построить гидрометаллургический завод с автоклавным вскрытием. Общие капиталовложения планировались в объеме 3,2 млрд р. (в ценах 1977 г.)

Исходя из того, что пишется об особенностях геологии Эльконовского рудного поля, работы на нем будут заметно дорогими.

Исследования по изысканию технологии подземной разработки урановых месторождений в этом районе начаты в 2007 г. При этом было установлено, что эффективная стратегия отработки месторождений урана Эльконского рудного поля должна быть основана на решении новых, нетрадиционных задач при проектировании и реализации всех технологических процессов подземной добычи урана, что определяется, в первую очередь, следующими факторами:

— резко континентальным климатом с высоким перепадом температур, оказывающим значительное влияние на формирование криолитозоны и управление тепловым режимом шахт в зоне пониженных температур горного массива (от -5…7°C и до +8… + 10°C). По данным ИМЗ СО РАН глубина распространения пониженных температур в этом регионе превышает 600 м от поверхности и достигает отметки 800-1000 м. В связи с этим возникает проблема пылеподавления и обеспечения безопасности радоновыделения в условиях пониженных температур, необходимость обеспечения экологической безопасности поверхностных и подземных водных ресурсов;

— высоким уровнем сейсмичности (более 7 баллов), что указывает на высокий уровень концентрации тектонических напряжений, определяющих напряженно-деформированное состояние (НДС) массива, изменения которого необходимо учитывать при проходке шахтных стволов, подготовительных и очистных выработок и на весь период эксплуатации горного предприятия; — приуроченностью оруднения к тектоническим разломам, что затрудняет обеспечение безопасности и эффективности ведения горных работ.

Из производственного опыта известно, что низкотемпературный режим горных пород и подземных вод в вечной мерзлоте, как и весь комплекс ее природных условий, оказывают весьма неблагоприятное влияние на все процессы горного производства. Это связано с высокой плотностью и вязкостью мерзлых пород, предопределяющих повышенную энергоемкость их разрушения и высокую степень пылеобразования при бурении и взрывных работах.

Именно эти причины все время заставляют говорить о добыче урана на Эльконе в будущем времени. Серьезной разведкой и планированием добычи урана там занимались еще в 60х.

Что ж, подведем итоги:

-В стране есть необходимые стартовые запасы делящихся материалов для построения экономики, базирующейся на атомной энергетике с замкнутым ядерным циклом, устойчивой по природным ресурсам как минимум на тысячи лет.

-Минимальным уровнем такой энергетики, с которого начинает идти быстрое накопление плутония, позволяющее вводить реакторы любым темпом (по строительным ограничениям) является уровень в 120-140 гигаватт (эл). Этого уровня, в зависимости от обстоятельств и наличия ресурсов делящихся материалов можно достичь по реалистичным оценкам за срок в 25-50 лет.
-Однако в этих ресурсах могут пробить дырку экспортные планы строительства АЭС Росатомом. При существующей ситуации горизонт начала недостатка ДМ для всех проектов — 2025 год.
-У нас в стране есть месторождение урана, которое потенциально позволяет и рыбку съесть (строить АЭС на экспорт) и косточкой не подавится, однако существует немалые риски, что в ситуации business as usual оно не будет начато к разработке.
http://aftershock.su/?q=node/283258

Источники
1. https://yadi.sk/i/6d1vQb0seEPfy
2. https://yadi.sk/i/eYHlqwe3eEPfu
3. https://yadi.sk/i/UYIVxGAJeEPg6
4. http://oko-planet.su/politik/politiklist/145613-evgeniy-pozhidaev-zachem-rossii-srednyaya-aziya.html
5. http://www.priargunsky.armz.ru/about/news/?id=251
6. http://www.armz.ru/press/news/?id=480&p=1
7. http://www.dalur.armz.ru/
8. http://kremlin.ru/news/20042

Комментарии на aftershock.su
— А, про Казахстан забыл сказать. Вот их экспорт урана в 2013 году:

Почти весь уран, который АРМЗ и Uranium 1 там добывают (примерно 4500 тонн) идет на экспорт в Европу. Остальной же уран, как мы видим, в основном пылесосит Китай. Если мы будем пытатся расширить добычу урана для себя — столкнемся как минимум с Китаем (который теперь самый большой друг), а заодно и с другими игроками (ЮК, США, Франция).

— А куда нам деваться? Пока мы ещё свои эльконские 600 тысяч тонн не откопали — нам нужен уран, придётся договариваться.
— Работа с Казахстаном ведется, но добычу последние лет 10 он наращивал в основном для Китая.

— По Казахстану Вы немного путаетесь. Я разбирался с ураном Казахстана. Здесь: http://aftershock.su/?q=node/246906 В 2013 г. внучка «Росатома» Uranium One на казахстанских рудниках добыла 4915 т урана. Весь этот уран поступил «Росатому». Он не показан на диаграмме «Экспорт урана из Казахстана». Там приведены только поставки «Казатомпром». Uranium One работает в Казахстане на условиях СРП. СП добыло уран на руднике и каждый его участник забрал свою долю.

— Посмотрите планы Китая по атомной энергетике:

К 2030 году по планам атомная энергетика китая будет жрать 30000 тонн урана в год! Он проглотит весь Казахстан и не подавится. Поэтому столкновение в Казахстане будет весьма жестокое.

— Но с Китаем мы договоримся, начав и у них строить эти БНы. Тогда урана хватит и нам и им, и так — что б не на 50 лет, а на долго…
— По БНам пока не договорились. Но может быть еще и будет. По слухам, китайцы очень хотели натыбрить побольше технологий, реакторы как черный ящик им не годятся. Не получилось, теперь они свою линейку БНов развивают, в 2023 600 мегаваттный обещают пустить.
— Киндер-Сюрприз как раз дохрена чего положительного сделал для атомной отрасли. Дырка эта появилась задолго до него. Он ее сократил, а то что БН-1200 не строят десятками — так это не совсем от Кириенко зависит.
— Да и дефолт не его стараниями сделался. На него списали.

— — —
Блог пользователя Лектор http://aftershock.su/?q=blog/14753

Картографические ресурсы // СНИИГГиМС

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

Структурно-тектоническая карта нефтегазоносных провинций Сибирской платформы

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

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

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

Роснедра: Госпрограмма «Воспроизводство и использование природных ресурсов» (УВ сырье). 2. Газ

Роснедра: Госпрограмма «Воспроизводство и использование природных ресурсов» (УВ сырье). 1. Нефть

http://www.rosnedra.gov.ru/article/7266.html
http://www.rosnedra.gov.ru/data/Files/File/2748.pptx

eia.gov: Russia Country Analysis Brief


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

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

АЛРОСА: Обзор запасов и ресурсов АЛРОСА

http://www.alrosa.ru/investment/alrosa_update/year2011.php
24 мая 2011 г.
Минеральные запасы и ресурсы группы «АЛРОСА»

http://www.alrosa.ru/investment/alrosa_update/year2012.php
21 ноября 2012 г.
Запасы и ресурсы «АЛРОСА» в соответствии с кодексом JORC по отдельным месторождениям

21 ноября 2012 г.
IR-релиз, объявление запасов и ресурсов в соответствии с кодексом JORC

http://www.alrosa.ru/investment/alrosa_update/
19 сентября 2013 г.
Обзор запасов и ресурсов АЛРОСА согласно кодексу JORC на 1 июля 2013 г.

02 октября 2013 г.
Отчет о запасах и ресурсах АЛРОСА согласно кодексу JORC на 1 июля 2013 года (+геология)

— — — — —
На двух последних диаграммах очень оптимистично: операционные расходы не растут, свободный денежный поток быстро растет 🙂

kommersant.ru: Нефть и газ Якутии (2008)

10.11.2008
Из-за суровых климатических условий и отсутствия необходимой инфраструктуры углеводородные месторождения Якутии долгое время не разрабатывались. Однако благодаря включению их в систему трубопровода Восточная Сибирь—Тихий океан республика может превратиться из алмазодобывающей в нефтегазовую провинцию России.

По запасам полезных ископаемых Якутия — один из богатейших регионов страны. На территории площадью более 3 млн кв. км добывается 90% всех российских алмазов и 25% золота, сосредоточены почти все запасы сурьмы, открыты крупные месторождения нефти и газа.

Масштабное промышленное освоение природных богатств республики началось в 1920-х годах с разработки золотоносных алданских месторождений. Нефть нашли позднее — в 1930-е годы полярник Иван Папанин во время одной из своих арктических экспедиций пробурил скважину на побережье Северного Ледовитого океана. В годы Великой Отечественной войны в морском порту Тикси, в устье реки Лены, работали американские установки по добыче и переработке нефти. Однако в перспективность добычи углеводородов на территории Якутии мало кто верил, пока в 1956 году Всероссийский научно-исследовательский геологоразведочный институт не разработал первую карту вероятной нефтегазоносности региона. В том же 1956 году было открыто первое месторождение природного газа — Усть-Вилюйское, положившее начало развитию якутской нефтегазовой отрасли, а в 1970 году — первое нефтегазоконденсатное, Среднеботуобинское.

Все нефтегазоконденсатные месторождения республики — их порядка 30 — были открыты в советское время. С распадом СССР геологоразведка на ее территории остановилась, и Якутию признали проблемным регионом. Дело в том, что из-за суровых климатических условий и вечномерзлых грунтов проведение геологоразведочных работ здесь требует значительных капиталовложений, а окупить их при отсутствии каналов транспортировки сырья на отдаленные рынки сбыта практически невозможно.

На сегодняшний день разведанные запасы нефти в Якутии составляют более 300 млн т, газа — 2,3 трлн куб. м. При этом более 90% запасов сосредоточены на трех крупных нефтегазоконденсатных месторождениях — Талаканском, Чаяндинском (нефтяная оторочка северного блока) и Среднеботуобинском, которые будут включены в строящийся нефтепровод Восточная Сибирь—Тихий океан (ВСТО). С запуска этого проекта и начался новый этап освоения якутских недр.

Потерянный Талакан

Талаканское нефтегазоконденсатное месторождение, расположенное в юго-западной части Якутии,— одно из крупнейших в Восточной Сибири. Его извлекаемые запасы оцениваются в 120 млн т нефти и 60 млрд куб. м газа. В 2007 году на долю Талакана пришлось 75% всей добытой в Якутии нефти.

Месторождение было открыто в 1987 году, однако из-за отсутствия финансирования развернуть полномасштабную геологоразведку сразу не удалось. В начале 1990-х судьбой месторождения всерьез озаботились власти республики: на средства из местного бюджета они провели все геологические работы, необходимые для начала разработки. В 2001 году конкурс на право освоения Талакана выиграло ОАО «Саханефтегаз» (50,38% акций которого в следующем году перешли под контроль ЮКОСа), которое предложило за лицензию $501 млн. Однако в феврале 2002 года «Саханефтегаз» отказался выполнить обязательства по платежу, и Минприроды отозвало лицензию. Был объявлен новый аукцион, заявки на участие в котором подали почти все крупные нефтяные компании, включая «Газпром» и французскую Total. Но под предлогом доработки условий лицензионного соглашения аукцион отменили, а постоянную лицензию (сроком на 25 лет) на освоение Талакана на бесконкурсной основе выдали «добросовестному недропользователю» компании «Сургутнефтегаз», предложившей вторую по величине премию в размере $61 млн. В середине 2004 года компания заключила сделку с ЮКОСом о выкупе у него оставленного на месторождении имущества. Так Талакан стал первым в череде потерянных активов ЮКОСа.

Тем не менее до октября 2003 года опытно-промышленную разработку на центральном блоке месторождения вела компания «Ленанефтегаз» — дочерняя структура «Саханефтегаза». За это время компания построила 108-километровый трубопровод для перекачки нефти с Талакана к терминалу на реке Лена, создав тем самым минимальную инфраструктуру для обеспечения внутренних потребностей республики в углеводородном сырье. По трубопроводу нефть поступает на нефтебазу в поселке Витим, где она частично перерабатывается на маломощных НПЗ, а частично транспортируется по реке в другие населенные пункты для сжигания в котельных. Правда, период навигации здесь длится недолго — с мая по октябрь, а в некоторые наиболее отдаленные районы — не более двух с половиной месяцев. Отсутствие круглогодичной схемы транспортировки стало одной из причин того, что с 2004 по 2008 год на Талакане было добыто всего 1,4 млн т нефти.

Умножить на ВСТО

Однако в ближайшее время эта проблема может быть решена — заменой неполноценному трубопроводу через Витим станет ВСТО, который откроет российской нефти выход на рынки Азии и США. В октябре 2008 года в реверсном режиме заработал 1100-километровый участок этого нефтепровода — Талакан—Усть-Кут—Тайшет, что позволило запустить промышленную эксплуатацию месторождения. По прогнозам, на этом участке будет перекачиваться до 4 тыс. т нефти в сутки. В 2009 году на Талакане планируется добыть уже около 2 млн т нефти, а начиная с 2016 года — добывать не менее 7,5 млн т ежегодно. Такой прирост добычи потребует от «Сургутнефтегаза» внушительных инвестиций (пока компания вложила в освоение Талакана около 102 млрд руб.).

Одним из инициаторов создания транснациональной трубопроводной системы стал экс-глава НК ЮКОС Михаил Ходорковский: в конце 1999 года он провел переговоры с представителями Китайской национальной нефтяной компании (CNPC) о строительстве нефтепровода из России в Китай. Летом 2001 года премьер Михаил Касьянов и председатель КНР Цзян Цзэминь подписали соглашение «Об основных принципах разработки технико-экономического обоснования нефтепровода Россия—Китай». Стоимость проекта Ангарск—Дацин, в разработке которого участвовали ЮКОС, CNPC и «Транснефть», оценили в $1,7 млрд. Через год «Транснефть» выступила с альтернативным проектом нефтепровода Ангарск—Находка, который горячо поддержал премьер-министр Японии Дзюнъитиро Коидзуми. В мае 2003 года проекты объединили в систему ВСТО: в новом варианте маршрута основная труба соединяла Ангарск и Находку и имела ответвление на Дацин. Однако экологическая комиссия Минприроды новый проект не одобрила. «Транснефти» пришлось заменить отправной пункт маршрута на Тайшет (Иркутская область), а конечный — сначала на бухту Перевозную, а позднее — на бухту Козьмино (Приморский край). В таком виде проект был утвержден и одобрен Министерством природных ресурсов.

Очередной скандал вокруг проекта ВСТО разгорелся в 2006 году. Изначально прокладывать трубу предполагалось в непосредственной близости от озера Байкал, всего в 800 м от берега (это позволило бы сократить маршрут, а значит, и расходы на строительство). Таким образом, в случае аварии на нефтепроводе акватория Байкала оказалась бы под угрозой экологической катастрофы. Разумеется, такой вариант вызвал резкую критику со стороны экологов, общественных организаций и администраций регионов, в том числе Якутии. Вскоре последовала реакция федеральных властей: выступая на совещании в Томске, тогдашний президент Владимир Путин дал указание главе «Транснефти» Семену Вайнштоку отодвинуть трубу на 40 км севернее водозаборной зоны, за что был прозван «спасителем Байкала».

Однако и этот вариант не стал окончательным. Оказалось, что в 40 км к северу расположены сейсмоопасные горные массивы и прокладывать нефтепровод в этой местности было бы экономически нецелесообразно. После очередного пересмотра маршрута трубу решили передвинуть еще дальше — на 400 км от берега озера. В итоге нефтепровод обойдет водоохранную зону на участке Усть-Кут (Иркутская область)—Ленск (Якутия)—Тында (Амурская область) и пройдет по спланированному ранее маршруту до Сковородино (Амурская область). Общая протяженность нефтепровода ВСТО составит более 4,1 тыс. км, пропускная мощность — до 80 млн т нефти в год, из которых 30 млн т планируется экспортировать в китайский Дацин.

Удлинение трассы ВСТО активно лоббировало руководство Якутии, ведь при таком раскладе третья часть нефтепровода — более 1,3 тыс. км — пройдет по территории республики, в непосредственной близости от ее углеводородных месторождений. Местные власти надеются, что включение якутских месторождений в систему ВСТО привлечет в регион инвесторов и изменит структуру ВРП, основная доля в котором будет приходиться на нефтедобывающую отрасль.

В трубу ВСТО планируется закачивать и нефть Среднеботуобинского нефтегазоконденсатного месторождения (его запасы оцениваются в 70 млн т нефти и порядка 180 млрд куб. м газа). Сегодня нефтедобыча здесь осуществляется в опытном режиме — в 2007 году добыто 20,3 тыс. т. Лицензией на разработку центрального блока месторождения владеет ООО «Таас-Юрях нефтегазодобыча», в числе его учредителей нефтяная компания Urals Energy, гендиректор и совладелец которой — бывший зять Бориса Ельцина Леонид Дьяченко.

Подача сырья со Среднеботуобинского НГКМ в магистральный трубопровод начнется в 2010 году. Планируется, что на первом этапе «Таас-Юрях нефтегазодобыча» будет ежегодно получать 1,5 млн т нефти, в дальнейшем объемы увеличатся до 4,5 млн т в год.

При этом одной из основных задач, определенных лицензионным соглашением по освоению Среднеботуобинского месторождения, является строительство в Ленске первого в Якутии нефтеперерабатывающего завода мощностью 0,5-1,5 млн т. Предприятие будет ориентировано на выпуск нефтепродуктов для местного рынка.

Внеконкурсная Чаянда

Якутия обладает значительным потенциалом и в газовом секторе: через несколько лет она может стать одним из центров газодобычи в России. Промышленная добыча газа в республике началась в 1960-х годах, тогда же был построен действующий до сих пор газопровод до Якутска протяженностью 450 км. На протяжении многих лет Якутск оставался единственным газифицированным городом на Дальнем Востоке.

На сегодняшний день ресурсную базу Якутии составляют Средневилюйское (запасы газа оцениваются в 124,7 млрд куб. м, конденсата — в 5,5 млн т) и Мастахское (газ — 24,7 млрд куб. м, конденсат — 700 тыс. т) газоконденсатные месторождения. В прошлом году они дали 1,1 млрд и 147,3 млн куб. м газа соответственно. Разрабатывает месторождения ОАО «Якутгазпром», образованное на базе бывшего подразделения «Газпрома» в 1994 году, после разграничения госсобственности между федеральным центром и республикой. В 2007 году 76% акций «Якутгазпрома» приобрело ООО «Славия», владельцем которого является группа «Сумма Капитал», еще 23% принадлежат компании «Саханефтегаз», подконтрольной правительству республики. Еще около 200 млн куб. м газа было добыто в прошлом году на северном блоке Среднеботуобинского месторождения, где добычу ведет ОАО «АЛРОСА-Газ».

Между тем крупнейшее в Якутии Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение, открытое в 1980-х годах, до сих пор не разрабатывается, хотя его освоение позволило бы газифицировать сразу несколько регионов Восточной Сибири и Дальнего Востока. Оно расположено в Ленском районе республики и является вторым по величине на востоке страны после Ковыктинского (Иркутская область): его запасы оцениваются в 1,2 трлн куб. м газа (из которых доказаны только 380 млрд) и 68,4 млн т нефти и конденсата.

В 2003 году интерес к Чаяндинскому месторождению проявила уже упоминавшаяся китайская нефтяная корпорация CNPC. Однако в связи с тем, что месторождение было включено в список стратегических, компания-нерезидент не могла претендовать на участие в его разработке. Более того, из-за отсутствия законодательных поправок касательно стратегических месторождений Чаянда не выставлялась на торги.

Коренной перелом в судьбе месторождения наступил в феврале 2008 года. Покидая совет директоров «Газпрома», тогда еще первый вице-премьер Дмитрий Медведев поручил Минпромэнерго и Минприроды подготовить проект правительственного постановления о передаче Чаяндинского месторождения под контроль госмонополии. Законодательно оформить такой подарок было несложно: по закону «О газоснабжении» государство имеет право на бесконкурсной основе передавать месторождения федерального значения владельцу единой системы газоснабжения, то есть «Газпрому». Монополист давно планировал сделать месторождение ресурсной базой газопровода «Алтай», по которому газ будет поставляться в Китай (правда, о цене стороны пока не договорились).

Сначала между профильными министерствами возникли разногласия по поводу поручения Медведева. Если Минпромэнерго одобрило передачу лицензии на разработку «Газпрому», то министр природных ресурсов Юрий Трутнев высказался против, сославшись на закон «О недрах», который разрешает такие процедуры только на основе тендеров или аукционов. Однако уже весной 2008 года премьер-министр Виктор Зубков подписал распоряжение о передаче газовому холдингу на бесконкурсной основе Чаяндинского НГКМ, а в июле министр Трутнев заявил, что «Газпром» дополнительно получит лицензии на разработку еще девяти стратегических месторождений.

По прогнозам экспертов, промышленная добыча газа на этом месторождении начнется не раньше чем через пять-шесть лет. Разработку могут затруднить примеси гелия и других газов, поэтому, прежде чем начать его масштабное освоение, нужно создать газохимические мощности и подземное хранилище газа, а это потребует многомиллионных инвестиций.

Дальнейшие перспективы Чаянды зависят не только от политики «Газпрома», но и от проекта газовой трубы вдоль ВСТО. Если планы «Газпрома» и «Транснефти» по строительству газопровода-дублера будут реализованы, Чаяндинское и Ковыктинское месторождения станут его ресурсной базой.

http://www.kommersant.ru/doc/1052464

Углеводородные месторождения Якутии

*Даются извлекаемые запасы нефти категорий ABC1 C2 по российской классификации.
**Включены в список стратегических месторождений РФ.
Источники: информационно-аналитический центр «Минерал», открытые интернет-источники.
http://www.kommersant.ru/doc/1054024


http://www.kommersant.ru/doc/1054025

Фронт переработки
Развивать нефтегазовую отрасль Якутия собирается, опираясь не только на трубы, но и на рельсы.

В 2007 году под эгидой якутского правительства была учреждена «Восточно-Сибирская газо-химическая компания» (ВСГХК). Ей предстоит построить комплекс, рассчитанный на ежегодное производство 450 тыс. тонн метанола, 200 тыс. тонн аммиака и 400 тыс. тонн синтетического моторного топлива (высокооктановый бензин по стандарту Евро-4 и дизтопливо), которое будет реализовываться в республике через сеть автозаправочных станций. Аммиак и метанол предполагается экспортировать в страны Азиатско-Тихоокеанского региона: по словам представителей ВСГХК, уже достигнуты предварительные соглашения с южно-азиатскими трейдерами. В связи этим в перспективе возможно увеличение выпуска метанола до 1,5 млн тонн в год. В качестве сырья предполагается использовать природный газ и конденсат месторождений Вилюйского геологического района, запасы которого оцениваются в 463 млрд куб. м. Для доставки сырья к производственной площадке, которая будет размещена в Центральной Якутии, планируется задействовать инфраструктуру «Сахатранснефтегаза». Транспортировка готовой продукции, согласно проекту, будет осуществляться по ныне строящейся железнодорожной магистрали Беркакит—Томмот— Кердем, которая должна подойти к столице республики в 2013 году. Из Якутска продукция будет доставляться железной дорогой в порт Восточный (обслуживает ООО «Восточный нефтехимический терминал»), а оттуда по морю до конечного потребителя.

Проект будет реализовываться поэтапно. На 2009 год намечен ввод в строй опытно-промышленной установки, которая сможет выпускать в год 3,5 тыс. тонн метанола и 1,5 тыс. тонн моторного топлива. Основные мощности предприятия будут вводиться в эксплуатацию с 2012 по 2015 год по мере сдачи каждой из трех линий производства. Размер инвестиций в создание ВСГХК оценивается в 31 млрд руб. С выходом предприятия на проектную мощность среднегодовая выручка от реализации проекта может превысить 18 млрд руб. в год. Однако источники финансирования проекта пока не определены.
http://www.kommersant.ru/doc/1054023

«Наша задача — превратить Якутию в новый нефтегазовый центр»
К 2020 году республика может стать восточным центром нефтегазодобычи России. О том, что обеспечит региону такой статус, «Власти» рассказал первый заместитель министра промышленности Республики Саха (Якутия) Валерий Максимов.

— Сколько на сегодняшний день добывается нефти и газа на якутских месторождениях?
— В прошлом году на территории Якутии было добыто 1,2 млрд кубометров газа и более 297 тыс. т нефти. Однако мы ожидаем, что в ближайшие годы темпы добычи углеводородов многократно увеличатся — потенциал региона огромен. По прогнозам компании «Сургутнефтегаз», к 2010 году ежегодный объем нефтедобычи в Якутии может вырасти до 3 млн т, к 2015 году — до 5 млн, а к 2020-му — до 9 млн т.

— Что обеспечит такой мощный прирост?
— Главным образом ввод в эксплуатацию первой очереди трубопроводной системы Восточная Сибирь—Тихий океан. Ожидается, что объемы транспорта нефти по нефтепроводу составят от 30 млн до 80 млн т в год.

— Тем не менее в настоящее время углеводородные месторождения Якутии освоены крайне слабо. Причина в сложных климатических условиях?
— Конечно, природные условия в этом регионе очень тяжелые. Достаточно сказать, что средняя температура воздуха в зимний период — -45°С. Однако, несмотря на это, работы по геологическому изучению недр проводятся в полном объеме. Интенсивность этих работ зависит скорее от объемов финансирования: их стоимость гораздо выше, чем, скажем, в Западной Сибири.

— Существует ли комплексная программа развития нефтегазовой отрасли республики?
— Да. У нас разработан проект «Основных направлений развития нефтяной и газовой промышленности Республики Саха (Якутия) до 2020 года». В ближайшее время он будет рассмотрен на экономическом совете при правительстве республики. Этот документ подготовлен с учетом действующих законов, постановлений федерального правительства, а также «Энергетической стратегии России до 2020 года» и «Схемы комплексного развития производительных сил, транспорта и энергетики Республики Саха (Якутия)». Глобальная задача, которая обозначена в «Основных направлениях»,— превращение Якутии не просто в динамично развивающийся регион Восточной Сибири, но в новый, восточный центр нефтяной и газовой промышленности России.

— Добиться этого будет непросто, ведь в Якутии практически отсутствует инфраструктура для транспортировки нефти и газа. Как будет решаться эта проблема?
— На первом этапе, в 2008-2012 годах, развитие нефтегазового комплекса будет ориентировано на реконструкцию, модернизацию и увеличение мощностей по добыче и транспортировке сырья за пределы республики. Сделать это мы рассчитываем за счет дальнейшего промышленного обустройства Талаканского, Средневилюйского, Среднеботуобинского и Среднетюнгского месторождений. На Талаканском и Среднеботуобинском месторождениях планируется построить новые объекты инфраструктуры нефтедобычи. Речь идет в первую очередь о трубопроводной системе Восточная Сибирь—Тихий океан, которая позволит наладить поставки нефти и газа с месторождений республики на рынки Дальнего Востока и стран Азиатско-Тихоокеанского региона.

Модернизация транспортной инфраструктуры даст нам возможность активно заняться газификацией населенных пунктов республики. К 2012 году мы планируем завершить строительство третьей нитки магистрального газопровода Средневилюйское газоконденсатное месторождение—Мастах—Берге—Якутск, которая обеспечит газоснабжение жителей Центрального района республики, а также достроить вторую нитку газопровода Таас-Юрях—Мирный, по которой газ пойдет в западную часть региона. Кроме того, будут созданы производственные мощности для удовлетворения внутренних потребностей республики в светлых нефтепродуктах и налаживания системы мониторинга экологической обстановки в ее нефтегазовых провинциях.

В период с 2013 по 2020 год мы сосредоточим усилия на наращивании сырьевой базы и создании новых мощностей по переработке нефти и газа. В том числе по получению синтетического моторного топлива из природного газа, а также по утилизации, хранению и транспортировке гелия.

— Очевидно, что такая программа развития местного ТЭКа сделает Якутию инвестиционно привлекательным регионом. Готова ли республика к приходу крупных инвесторов? Как вы относитесь к возможности привлечения иностранных партнеров к разработке месторождений?
— В настоящее время добычей нефти в республике занимается несколько компаний — «Сургутнефтегаз», «Таас-Юрях нефтегазодобыча», «Иреляхнефть» (принадлежит АЛРОСА), «Газпромнефть-Ангара» и «Ленанефтегаз». Газ добывают компании «Якутгазпром», «АЛРОСА-Газ», «Ленск-Газ» и «Сахатранснефтегаз». В скором времени ожидается приход ОАО «Газпром», которое владеет лицензией на разработку Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения. Что касается партнерства с иностранными игроками, то «Сахатранснефтегаз» сейчас ведет переговоры с Японской национальной корпорацией по нефти, газу и металлам (JOGMEC) о совместном освоении и разработке газоконденсатных месторождений.
http://www.kommersant.ru/doc/1052435

Дело на триллион
Освоние нефтегазовых месторождений Восточной Сибири потребует такого объема инвестиций, которого ни одна российская компания в одиночку не потянет, считает председатель концерна Shell в России Крис Финлейсон.

Очевидно, что в условиях, когда действующие месторождения нефти и газа в России вырабатываются, а объемы ежегодно добываемого сырья в лучшем случае держатся на одном уровне, добиться прироста добычи без ввода в эксплуатацию новых месторождений будет непросто. И нефтяники, и правительство признают, что в ближайшей перспективе производство нефти и газа в России будет обеспечиваться за счет разработки удаленных и пока слабо разведанных месторождений Восточной Сибири и арктического шельфа. Это, в свою очередь, потребует решения серьезных технических, экологических и инвестиционных задач.

По оценкам ряда российских компаний, только для поддержания нефтедобычи на уровне 8,5-9 млн баррелей в сутки на протяжении ближайших 20 лет потребуется вложить порядка $1 трлн в освоение новых месторождений. Это минимальная сумма инвестиций, которая позволит компенсировать снижение запасов истощаемых месторождений Западной Сибири.

Сегодня углеводородные ресурсы нефтегазоносной провинции Восточной Сибири практически не осваиваются, формирование нового нефтегазового комплекса сдерживается рядом факторов. Во-первых, сказываются крайне низкая степень разведанности региона — в Якутии она составляет порядка 3% — и недостаточная изученность экологической системы территории. Во-вторых, в регионе плохо развита инженерная и транспортная инфраструктура. Работы по созданию таких инфраструктурных объектов сейчас активно ведутся в рамках сооружения трубопроводной системы Восточная Сибирь—Тихий океан. Несомненно, ввод в эксплуатацию ВСТО станет мощным стимулом для расширения нефте- и газодобычи в регионе.

Реализация таких масштабных проектов и разработка новых месторождений потребуют привлечения значительных трудовых ресурсов из других регионов страны, а следовательно, и создания необходимой социальной инфраструктуры (строительства нового жилья, предприятий социально-бытовой сферы), которая на сегодняшний день здесь практически отсутствует.

В целом освоение нефте- и газоносных месторождений в Якутии — задача, сравнимая по сложности с освоением всего Северного моря, где для достижения максимального объема нефте- и газодобычи потребовалось 30 лет. Решить эту задачу усилиями отдельно взятой добывающей компании и даже целой отрасли одной страны не представляется возможным. Помимо мощной технологической базы требуются колоссальные инвестиции и человеческие ресурсы.

Стоит отметить, что капиталовложения в разработку нефтегазовых месторождений Якутии несут с собой много специфических рисков для инвесторов: сказывается и уже упомянутое отсутствие инженерной инфраструктуры, и сложные климатические условия, и значительный срок реализации проектов. В этих условиях важнейшим стимулом для инвесторов может стать благоприятная политика государства, уравновешивающая возросший риск и долгие сроки освоения недр с достаточной капиталоотдачей.

В этом году вступил в силу закон «О порядке осуществления иностранных инвестиций» в отрасли, имеющие стратегическое значение для обеспечения обороны и безопасности государства, а также были приняты новые поправки к закону о недрах. Цель этих законодательных инициатив — регламентировать участие иностранных инвесторов в разведке и разработке новых месторождений. Законы могут эффективно работать и поощрять иностранные инвестиции только при условии прозрачности процесса регулирования и устранения административных барьеров.

Некоторые положения нового закона требуют дополнительных разъяснений. Например, как обсуждалось недавно на консультативном совете по иностранным инвестициям, в случае открытия месторождения нефти или газа федерального значения правительство РФ может отказать иностранному недропользователю в праве на разработку, если возникнет угроза обороне страны и государственной безопасности. Однако четкого определения того, какие действия могут быть расценены как угроза госбезопасности, закон не дает. Такая неясность может стать фактором, серьезно сдерживающим участие иностранных нефтяных компаний в проведении геологоразведочных работ на новых месторождениях.

Для увеличения добычи нефти и газа в Якутии и других северных районах России потребуется также серьезно доработать систему налогообложения. На наш взгляд, система налогообложения недропользователей должна учитывать существенные авансовые инвестиции, долгие сроки освоения месторождений, высокие риски и необходимость конкурентной окупаемости при дальнейшем обеспечении рентабельности проекта для правительства.

http://www.kommersant.ru/doc/1052463

Состояние ресурсной базы УВ Восточной Сибири и Якутии, перспективы наращивания и освоения. 2009. 1

Программа геологического изучения и предоставления в пользование месторождений углеводородного сырья Восточной Сибири и Республики Саха(Якутия) утверждена приказом Министра природных ресурсов РФ (№ 219 от 29.07.2005). Подготовка Программы – Осуществлена в целях реализации Распоряжения Правительства РФ от 31.12.2004 «О проектировании и строительстве трубопроводной системы «Восточная Сибирь – Тихий Океан» (ВСТО) Цель Программы – Ресурсное обеспечение трубопроводной системы «Восточная Сибирь – Тихий Океан» на уровне 56-80 млн т сырой нефти в год Мероприятия – Программа геологоразведочных работ по приросту запасов нефти в зоне строительства трубопроводной системы ВСТО. Подпрограмма параметрического бурения и региональных геофизических работ. Программа лицензирования недр Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) Сроки реализации – 2005-2010 гг. и до 2020 г.


http://900igr.net/zip/geografija/Respublika-Sakha.html

— — — —
Ход реализации программы геологического изучения и предоставления в пользование месторождений углеводородного сырья Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) (2006)

Стратегия разработки углеводородов на Таймыре (2008)

2007 год для нефтяной отрасли СибФО

Petroleum Geology and Resources of the Baykit High Province, East Siberia, Russia. 2001

ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча»

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

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

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

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

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

Участники ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча»

В административном отношении Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторождение (СБ НГКМ) находится на территории Мирнинского района Республики Саха (Якутия), в 130 км на юго-запад от г. Мирного и в 140 км к северо-западу от г. Ленска.

Территориально месторождение расположено в пределах Лено-Вилюйской равнины Средне-Сибирского плоскогорья, в междуречье Лены и Вилюя, в бассейне правого притока р. Вилюй – реки Улахан-Ботуобуя. Эта река несудоходна, только в период весенне-летнего паводка возможно плавание на легких моторных лодках. Годовой сток составляет 120-130 млн.м3.

Гидрография района представлена также рекой Таас-Юрэх и рядом других более мелких. Питание рек в основном снеговое. Долины рек и ручьев заболоченны – около 10% рассматриваемой территории занимают болота и заболоченные земли. Ледостав наступает в первой декаде октября, вскрытие рек – в конце апреля, начале мая. Наибольшая толщина льда на непромерзающих реках составляет 120 см.

Рельеф представляет собой всхолмленную равнину, расчлененную густой сетью временных водотоков. Абсолютные отметки 300-390 м.

Климат Мирнинского района является резко континентальным. Основными факторами, влияющими на суровость климата, являются глубоко континентальное материковое положение и горное обрамление равнины с востока, юго-востока и юга, препятствующие проникновению влажных масс воздуха с Тихого океана. Особую суровость природных условий района определяет зима средней продолжительностью 7 месяцев, с ясной погодой и низкими температурами. Средняя месячная температура воздуха в январе держится в пределах от –28°С до –40°С. Достаточно часто отрицательные температуры зимой достигают минус 50-57°С. Средняя продолжительность отопительного сезона составляет 270 дней.

Весна и осень практически отсутствуют. Летом жаркие дни (температура поднимается до +30°С) сменяются холодными ночами. Средняя месячная температура воздуха в июле в Мирнинском районе варьируется от +12°С до +18°С. Осадков в районе выпадает мало, высушенная за лето почва слабо увлажняется и, замерзая в конце сентября, уходит под снег в сухом состоянии. Снегопады наиболее характерны для октября-ноября. Толщина снежного покрова для участков с ровной поверхностью 35-50 см. Число дней со снежным покровом 200 суток в год.

Главной особенностью инженерно-геологических условий месторождения является повсеместное развитие многолетнемерзлых пород, залегающих до глубины 400 м. Наибольшая толщина сезонного оттаивания 3,5-3,9 м характерна для водораздельных участков, покрытых сосновым лесом.

На площади СБ НГКМ и вблизи от него имеются выходы строительных материалов – кирпичной глины, известняков, гравия, песка, гипса, бутового камня. Месторождение гальки и гравия, пригодных для строительных и автодорожных работ, расположено в пределах второй надпойменной террасы р. Улахан-Ботуобуя. Оценочные запасы – 120-150 млн.т. В верховье р. Таас-Юрэх находятся выходы траппов, пригодных для приготовления щебня как наполнителя бетонов марки 300 и выше, а также в автодорожном строительстве. Строительный лес в районе встречается в виде отдельных рощ.

Среднеботуобинское месторождение было открыто в 1970 г. и на протяжении последующих 15 лет на нем осуществлялось разведочное бурение. В итоге на 01.07.2010 на Центральном нефтяном блоке месторождения имеется 67 скважин (50 – на Ботуобинский горизонт и 17 – на Осинский), из которых 6 скважин находились в освоении, 3 скважины в бездействии и 58 законсервированы или ликвидированы. Большинство законсервированных скважин готовы к возобновлению их эксплуатации. На 12 ранее пробуренных скважинах компанией Schlumberger в период 2005-2008 гг. было проведено бурение боковых горизонтальных стволов на Ботуобинский горизонт. Все БГС оказались успешными и готовы к эксплуатации. На Курунгском участке пробурено 6 поисково-разведочных скважин, 5 из них ликвидированы, одна оказалась продуктивной по Ботуобинскому горизонту и законсервирована. В непосредственной близости от СБ НГКМ расположены Тас-Юряхское, Бес-Юряхское, Иреляхское, Мирнинское, Северо-Нилбинское, Хотого-Мурбайское нефтегазоконденсатные и нефтяные месторождения, находящиеся на различной стадии освоения (в разведке, обустройстве или разработке).

Несмотря на существенный потенциал природных ресурсов Восточной Сибири, запасы углеводородного сырья в этом регионе остаются большей частью неосвоенными из-за географической удаленности и суровости климатических условий (зимы порой длятся до 9 месяцев). Слабая развитость системы дорог в регионе затрудняет как транспортировку необходимого оборудования на месторождение, так и вывоз продукции. В настоящее время основной формой транспортировки является Байкало-Амурская федеральная железная дорога до г. Усть-Кут (ст.Лена, порт Осетрово) и далее – баржей до Ленска (протяженность водного маршрута – 961 км). В решение проблемы вывоза добываемого углеводородного сырья большой вклад должен внести трубопровод «Восточная Сибирь – Тихий океан» (ВСТО).

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

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

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


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

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

Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторождение


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

Лено-Тунгусская нефтегазоносная провинция
http://www.mining-enc.ru/l/leno-tungusskaya-neftegazonosnaya-provinciya/
http://iv-g.livejournal.com/308561.html

Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторождение (СБ НГКМ) в административном отношении находится на территории Мирнинского района Республики Саха (Якутия), в 130 км на юго-запад от г. Мирного и в 140 км к северо-западу от г. Ленска.

Территориально Среднеботуобинское месторождение расположено в пределах Лено-Вилюйской равнины Средне-Сибирского плоскогорья, в междуречье Лены и Вилюя, в бассейне правого притока р. Вилюй – реки Улахан-Ботуобуя. Эта река несудоходна, только в период весенне-летнего паводка возможно плавание на легких моторных лодках. Годовой сток составляет 120-130 млн.м3.

Гидрография района представлена также рекой Таас-Юрэх и рядом других более мелких. Питание рек в основном снеговое. Долины рек и ручьев заболоченны – около 10% рассматриваемой территории занимают болота и заболоченные земли. Ледостав наступает в первой декаде октября, вскрытие рек – в конце апреля, начале мая. Наибольшая толщина льда на непромерзающих реках составляет 120 см. Рельеф представляет собой всхолмленную равнину, расчлененную густой сетью временных водотоков. Абсолютные отметки 300-390 м.

Климат Мирнинского района является резко континентальным. Основными факторами, влияющими на суровость климата, являются глубоко континентальное материковое положение и горное обрамление равнины с востока, юго-востока и юга, препятствующие проникновению влажных масс воздуха с Тихого океана. Особую суровость природных условий района определяет зима средней продолжительностью 7 месяцев, с ясной погодой и низкими температурами. Средняя месячная температура воздуха в январе держится в пределах от –28°С до –40°С. Достаточно часто отрицательные температуры зимой достигают минус 50-57°С. Средняя продолжительность отопительного сезона составляет 270 дней.

Весна и осень практически отсутствуют. Летом жаркие дни (температура поднимается до +30°С) сменяются холодными ночами. Средняя месячная температура воздуха в июле в Мирнинском районе варьируется от +12°С до +18°С. Осадков в районе выпадает мало, высушенная за лето почва слабо увлажняется и, замерзая в конце сентября, уходит под снег в сухом состоянии. Снегопады наиболее характерны для октября-ноября. Толщина снежного покрова для участков с ровной поверхностью 35-50 см. Число дней со снежным покровом 200 суток в год.

Главной особенностью инженерно-геологических условий Среднеботуобинского месторождения является повсеместное развитие многолетнемерзлых пород, залегающих до глубины 400 м. Наибольшая толщина сезонного оттаивания 3,5-3,9 м характерна для водораздельных участков, покрытых сосновым лесом.

На площади Среднеботуобинского месторождения и вблизи от него имеются выходы строительных материалов – кирпичной глины, известняков, гравия, песка, гипса, бутового камня. Месторождение гальки и гравия, пригодных для строительных и автодорожных работ, расположено в пределах второй надпойменной террасы р. Улахан-Ботуобуя. Оценочные запасы – 120-150 млн.т. В верховье р. Таас-Юрэх находятся выходы траппов, пригодных для приготовления щебня как наполнителя бетонов марки 300 и выше, а также в автодорожном строительстве. Строительный лес в районе встречается в виде отдельных рощ.

Среднеботуобинское месторождение было открыто в 1970 году и на протяжении последующих 15 лет на нем осуществлялось разведочное бурение. В итоге на 01.07.2010 на Центральном нефтяном блоке месторождения имеется 67 скважин (50 – на Ботуобинский горизонт и 17 – на Осинский), из которых 6 скважин находились в освоении, 3 скважины в бездействии и 58 законсервированы или ликвидированы. Большинство законсервированных скважин готовы к возобновлению их эксплуатации. На 12 ранее пробуренных скважинах компанией Schlumberger в период 2005-2008 гг. было проведено бурение боковых горизонтальных стволов на Ботуобинский горизонт. Все БГС оказались успешными и готовы к эксплуатации. На Курунгском участке пробурено 6 поисково-разведочных скважин, 5 из них ликвидированы, одна оказалась продуктивной по Ботуобинскому горизонту и законсервирована. В непосредственной близости от Среднеботуобинского месторождения расположены Тас-Юряхское, Бес-Юряхское, Иреляхское, Мирнинское, Северо-Нилбинское, Хотого-Мурбайское нефтегазоконденсатные и нефтяные месторождения, находящиеся на различной стадии освоения (в разведке, обустройстве или разработке).

Несмотря на существенный потенциал природных ресурсов Восточной Сибири, запасы углеводородного сырья в этом регионе остаются большей частью неосвоенными из-за географической удаленности и суровости климатических условий (зимы порой длятся до 9 месяцев). Слабая развитость системы дорог в регионе затрудняет как транспортировку необходимого оборудования на месторождение, так и вывоз продукции. В настоящее время основной формой транспортировки является Байкало-Амурская федеральная железная дорога до г. Усть-Кут (ст.Лена, порт Осетрово) и далее – баржей до Ленска (протяженность водного маршрута – 961 км). В решение проблемы вывоза добываемого углеводородного сырья большой вклад должен внести трубопровод «Восточная Сибирь – Тихий океан» (ВСТО).
http://www.neftyaniki.ru/publ/russian_oilfields/jakutija_sakha_respublika/srednebotuobinskoe/21-1-0-1051

Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторождение

Входит в Лено-Тунгусскую нефтегазоносную провинцию.
Открыто в 1970. Залежи выявлены на глуб. 1427-1950 м. Плотность нефти 867 кг/м3.
Содержание S 0,89%.

Где-то здесь с 1976 по 1987 годы были произведены шесть ядерных взрывов мощностью 15 килотонн из серий взрывов «Ока», «Шексна», «Нева» для интенсификации добычи нефти и один мощностью 3,2 кт для создания подземного нефтехранилища.
Вот полный список взрывов, проведенных на месторождении:
Интенсификация притоков нефти и газа из скважин, заказчик — Мингео СССР:
– «Ока», 05.11.76 г.; Мирнинский улус, в 38 км от с. Таас-Юрях; 15кт
– «Вятка», 08.10.78 г.; Мирнинский улус, в 26 км от с. Таас-Юрях; 15 кт
— «Шексна», 08.10.79 г.; Мирнинский улус, в 7 км от с. Таас-Юрях; 15 кт
-«Нева-1», 10.10.1982 г.; Мирнинский улус, в 31,5 км от с. Таас-Юрях; 15 кт
– «Нева-2», 07.07.87 г.; Мирнинский улус, в 40,5 км от с. Таас-Юрях; 15 кт
– «Нева-3», 24.07.87 г.; Мирнинский улус, в 42,5 км от с. Таас-Юрях; 15 кт

Создание подземной емкости для хранения неф-ти, заказчик – Мингео СССР:
– «Скв. № 101», 1987 г.; Мирнинский улус, в 41,4 км от с. Таас-Юрях; 3,2 кт

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

Среднеботуобинское НГКМ входит в Лено-Тунгусскую нефтегазоносную провинцию (НГП) и приурочено к Среднеботуобинской и Курунгской структурам северо-восточного склона Непско-Ботуобинской антеклизы.

Продуктивным считается подсолевой терригенный комплекс (ПТК) стратиграфически приуроченный к нижнемотской подсвите венд-нижнекембрийского возраста.

Промышленные притоки нефти и газа связаны главным образом с песчаными пластами, которые по местному детальному расчленению относятся к парфеновско- ботуобинскому горизонтам.

Залежи выявлены на глубине 1427-1950 м.

Залежи пластов Б1-2 (осинский горизонт) билирской и В5 (ботуобинский горизонт) бюкской свит.

В отдельных скважинах получены притоки нефти и газа из пластов В12 (улаханский горизонт) и В13 (талахский горизонт) курсовской свиты. Залежь пласта Б1-2 — нефтегазовая, массивная, литологически замкнутая, блоковая. Тип коллектора, сложенного известняками и доломитами с прослоями мергелей, порово-каверновый. Залежь имеет сложное строение за счет резких фациальных изменений продуктивных пород и разрывных нарушений. Мощность пласта 60-70 м, эффективная мощность достигает 20 м.

Залежь пласта В5 нефтегазовая, пластовая, антиклинальная, тектонически экранированная, блоковая. Мощность пласта изменяется от 1-2 м на севере до 36 м на юге структуры, эффективная мощность составляет до 90 % от общей. Пористость коллектора — 9-16 %. Особенностью залежи является наклонное положение водонефтяного контакта. Высота газовой шапки изменяется от 40 м на севере структуры до 20 м на юге, нефтяной оторочки — от 1 м на северо-западе до 18 м на юго-востоке.

Залежь пластаВ12 — газовая, пластовая, антиклинальная, литологически ограниченная, тектонически экранированная — локализована на севере месторождения в районе выклинивания пласта В5, отделенного глинистыми породами мощностью 10-15 м. Мощность пласта В12 изменяется от 0 до 17 м. Пористость коллектора, представленного серыми средне-мелкозернистыми песчаниками, составляет 11-15 %.

На Центральном нефтяном блоке месторождения имеется 67 скважин (50 — на Ботуобинский горизонт и 17 — на Осинский), из которых 6 скважин находились в освоении, 3 скважины в бездействии и 58 законсервированы или ликвидированы. Большинство законсервированных скважин готовы к возобновлению их эксплуатации. На 12 ранее пробуренных скважинах компанией Schlumberger в период 2005-2008 гг. было проведено бурение боковых горизонтальных стволов на Ботуобинский горизонт, которые готовы к эксплуатации. На Курунгском участке пробурено 6 поисково-разведочных скважин, 5 из них ликвидированы, одна оказалась продуктивной по Ботуобинскому горизонту и законсервирована.

В непосредственной близости от Среднеботуобинского НГКМ расположены Тас-Юряхское, Бес-Юряхское, Иреляхское, Мирнинское, Северо-Нилбинское, Хотого-Мурбайское НГКМ и нефтяные месторождения, находящиеся на различной стадии освоения.
http://neftegaz.ru/tech_library/view/4659
http://geofut.com/index.php/Srednebotuobinskoe-neftegazovoe-mestorojdenie
http://referat911.ru/Geologiya/srednebotuobinskoe-neftyanoe-mestorozhdenie/69335-1573318-place1.html

http://geofut.com/index.php/Inie-mestorojdeniya-nefti
http://geofut.com/index.php/Plastovoe-davlenie
http://geofut.com/index.php/Nepsko-Botuobinskaya-antekliza
http://geofut.com/index.php/Osadkonakoplenie

Cреднеботуобинское месторождение с извлекаемыми запасами по категории С1+С2 123 млн. т. нефти и 181 млрд. куб. м газа
http://sakhalife.ru/node/15844

Дополнение к «Технологической схеме разработки Среднеботуобинского НГКМ (Центральный и Северный блоки)»

На месторождении построен газопровод «Среднеботуобинское месторождение-г. Мирный» диаметром 500 мм, по которому подается газ, добываемый из залежи Северного блока в объеме 190-250 млн. м3 в год в зависимости от потребностей алмазодобывающей промышленности (протяженность 175 км). В 650 км к востоку от месторождения проходит действующий газопровод Мастах-Якутск.
http://gostiru.ru/art/131993

Территориальные особенности природно-ресурсного потенциала России и его влияние на формирование

http://900igr.net/prezentatsii/geografija/Respublika-Sakha/Respublika-Sakha.html
— — — —
Схема распределения золота в нефтях месторождений Лено-Тунгусской НГП

Границы: 1 — нефтеносных провинций, 2 — нефтегазоносных областей (I — Непско-Ботуобинская, II — Катангская, III — Северо-Алданская, IV — Западно-Вилюйская, V — Присаяно-Енисейская), 3-4 — пликативных структур платформенного чехла (3 — антеклиз, синеклиз, 4 — сводов, мегавалов); 5 — разрывные нарушения; 6 — контуры рифогенных зон;7- месторождения и площади: 1 — Джелиндуконское, 2 — Мирнинская, 3 — Верхненюйская, 4 — Иктехское, 5 — Таас-Юряхское, 6 — Среднеботуобинское, 7 — Дулисьминское,8- Верхневилючанское, 9 — Озерное, 10 — Маччобинское, 11 — Верхнечонское; в скобках содержание золота, мг/т.
http://geolib.narod.ru/OilGasGeo/1995/09/Stat/stat04.html
— — — —
ЛИТЕРАТУРА

Конторович А.Э. Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири. Непско-Ботуобинский район. 1994
http://rutracker.org/forum/viewtopic.php?t=3345097
http://www.twirpx.com/file/652432/
Анциферов А.С, Бакин В.Е., Воробьев В.Н. и др. Непско-Ботуобинская антеклиза — новая перспективная область добычи нефти и газа на Востоке СССР. 1986
http://www.twirpx.com/file/477952/
Шемин Г.Г. Геология и перспективы нефтегазоносности венда и нижнего кембрия центральных районов сибирской платформы (непско-ботуобинская, байкитская антеклизы и катангская седловина). 2007
http://www.twirpx.com/file/789809/
— —
Диссертации
Юрчик, Ирина Ивановна. Оценка гидрогеохимических условий разработки месторождений нефти и газа Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области :Лено-тунгусская нефтегазоносная провинция. 2007
http://www.dissercat.com/content/otsenka-gidrogeokhimicheskikh-uslovii-razrabotki-mestorozhdenii-nefti-i-gaza-nepsko-botuobin#ixzz2gN5qB900

Белихова Светлана Викторовна. Особенности размещения залежей нефти и газа в верхневендско-кембрийских карбонатных отложениях Непско-Ботуобинской антеклизы. 1991
http://earthpapers.net/osobennosti-razmescheniya-zalezhey-nefti-i-gaza-v-verhnevendsko-kembriyskih-karbonatnyh-otlozheniyah-nepsko-botuobinskoy-

Назарова, Марина Николаевна. Гидрогеологические условия нефтегазоности Непско-Ботуобинской антеклизы. 2001
http://www.dissercat.com/content/gidrogeologicheskie-usloviya-neftegazonosti-nepsko-botuobinskoi-anteklizy
— —

Оценка перспектив нефтегазоносности вендских отложений юга Сибирской платформы. 1988
http://www.geolib.ru/OilGasGeo/1988/02/Stat/stat02.html

РИОН. Прогнозирование месторождений УВ в Непско-Ботуобинской НГО
на основе потенциальных полей
http://www.rosgeophysica.ru/stat1.html

http://www.ipgg.nsc.ru/Science/Reports/2012/The-most-important-scientific-achievements/Shared%20Documents/P-VII-59-1.aspx

АЛРОСА: Презентация для инвесторов — Результаты 2012 года

АК «АЛРОСА» объявила о намерении осуществить первичное публичное предложение (IPO) около 16% своих обыкновенных акций, которые включены в котировальный список «А1» на ММВБ. Как уточняют в компании, предложение акций станет частью программы приватизации в РФ.

В рамках IPO на продажу будет выставлено 515 млн 547 тыс. 593 акции (около 7%), принадлежащих РФ, 515 млн 547 тыс. 593 акции (около 7%), принадлежащих ОАО «№РИК Плюс» (полностью находится в собственности Республики Саха (Якутия), передает агентство РБКQuote. Кроме того, на продажу будет выставлено 150 млн 237 тыс. 555 акций (около 2%), принадлежащих Wargan Holdings Limited (компания, зарегистрированная в Республике Кипр и контролируемая АК «АЛРОСА»).

Ранее, в феврале 2013 года руководитель Федерального агентства по управлению государственным имуществом (Росимущество) Ольга Дергунова сообщала, что АЛРОСА, по оценке ведомства, может привлечь не менее 1 млрд долл. в случае приватизации 14% акций компании на IPO.

АК «АЛРОСА» создана в соответствии с указом президента РФ в 1992 году. В состав компании входят предприятия производственно-научного объединения «Якуталмаз»; части подразделений Комитета по драгоценным металлам и драгоценным камням при Минфине ;В/О «Алмазювелирэкспорт». Среди акционеров предприятия Российская Федерация в лице Федерального агентства по управлению государственным имуществом — 50,9256% акций;Республика Саха (Якутия) в лице Министерства имущественных отношений Республики Саха (Якутия) — 32,0002%; восемь улусов (районов) Республики Саха (Якутия) — 8,0003% и иные юридические и физические лица — 9,0739%.Чистая прибыль АК «АЛРОСА» по международным стандартам финансовой отчетности в I полугодии 2013 года снизилась на 9,7% — до 14,616 млрд руб.
http://www.rbcdaily.ru/industry/562949989095832

26 апреля, 2013

http://www.alrosa.ru/investment/alrosa_update/
IR-релиз, результаты по МСФО за 2012 г. (pdf)

Сечин и Роснефть

27.09.2013
Президент «Роснефти» Игорь Сечин на инвестфоруме в Сочи рассказал о своей мечте. «Я мечтаю пробурить разведочные скважины в Карском море и открыть уникальное месторождение с запасами в 3,5 млрд тонн жидких углеводородов и 11,4 трлн кубометров газа», — цитирует его «Интерфакс».

Сечин напомнил, что компания ведет работу на шельфе почти всех морей России по 44 лицензиям, суммарные извлекаемые запасы оцениваются в 42 млрд т нефтяного эквивалента, сообщает «Прайм». До 2020 г. инвестиции «Роснефти» составят 9,5 трлн руб. Более 80% из этой суммы пойдет на разведку и добычу углеводородов, включая шельф и новые проекты в Восточной Сибири«.

«Последние новации в области фискального режима по шельфовым проектам, трудноизвлекаемым запасам создают благоприятные условия для инвестиций, — цитирует «Прайм». В частности, объем инвестиций в геологоразведку на суше до 2020 г. составит 6 трлн руб., в том числе 2 трлн руб. будут вложены в новые месторождения. «Мы надеемся, что запуск этих месторождений, особенно в Восточной Сибири, позволит реализовать существенный эффект на долгосрочную перспективу для загрузки ВСТО и в целом способствовать развитию Восточной Сибири», — сказал Сечин.

http://www.vedomosti.ru/companies/news/16852741/igor-sechin-rasskazal-o-svoej-mechte

27.09.2013
Медведев убедил Сечина выкупить акции миноритариев ТНК-BP
В тот же вечер совет директоров «Роснефти» одобрил это решение; акции «ТНК-BP холдинга» резко подорожали

«Знаю, что у “Роснефти” есть проблемы с миноритариями ТНК-BP», — заявил премьер Дмитрий Медведев на пленарном заседании инвестиционного форума в Сочи. Обращаясь к сидящему рядом президенту «Роснефти» Игорю Сечину, он сказал: «Государственная компания могла бы показать пример правильного поведения в отношении миноритариев, это улучшит инвестиционный климат». «Если вы готовы, то я готов подписать директиву», — добавил он.

Сечин сначала показался обескураженным. На несколько секунд в зале повисло молчание. Президент «Роснефти» аккуратно подбирал слова: «Учитывая вашу озабоченность и ваше решение, я думаю, компания, несмотря на отсутствие юридических обязанностей выкупить акции, выполнит вашу просьбу в добровольном порядке».

После аплодисментов Сечин заявил, что акции будут выкупать по средней цене акций «ТНК-BP холдинга» за последние 17 месяцев. Такой период учтет все колебания стоимости этих акций, премия к текущим котировкам составит 20-30%, заявил он.

«Денег хватит?» — поинтересовался Медведев. «Деньги у компании есть», — успокоил Сечин.

Акции ТНК-BP (новое название — «РН холдинг») после этого подскочили на 17,5%, сообщает «Прайм». Акции «Роснефти» на Московской бирже подорожали на 0,66% до 265,41 руб. по состоянию на 14.40 мск. На то же время обыкновенные акции «РН холдинга» находились выше уровня закрытия четверга на 10,19% (59,50 руб.), привилегированные акции — на 11,48% (49,20 руб). На закрытии торгов акции «РН холдинга» выросли более чем на 10% по сравнению с закрытием четверга. Сечин озвучил информацию о росте котировок на форуме. Он сообщил, что после слов премьера дать «Роснефти» директиву о выкупе акций миноритариев ТНК-ВР котировки за 15 минут выросли на 0,61% при падении рынка на 0,7%. «Еще какие-нибудь, может быть, поручения раздать компаниям, чтобы подкачать ситуацию?» — тут же предложил Медведев.

Совет директоров «Роснефти» одобрил решение о выкупе акций уже вечером в пятницу. «Решение принято», — заявил Сечин журналистам. Подробности он сообщить отказался, но сказал, что по итогам заседания будет опубликован релиз.

Средневзвешенная цена обыкновенных акций «ТНК-ВР холдинга» (переименован в «РН холдинг») за 17 месяцев составила 62,40 руб., привилегированных — 51 руб., отметил аналитик ИФД «Капиталъ» Виталий Крюков. В сумме «Роснефть» может потратить около $1,5 млрд (с учетом выкупа префов), подсчитал он.

Сечин добавил, что «Роснефть» получила оценку справедливой стоимости всех активов и обязательств, которые были у ТНК-ВР на дату покупки. Оценку провела Deloitte & Touche. По словам Сечина, «справедливая стоимость составила 1,394 трлн руб., что превышает стоимость переданного возмещения на 167 млрд руб. Это превышение будет указано в консолидированной отчетности компании, передает «Прайм». Президент «Роснефти» напомнил, что синергетический эффект от приобретения новых активов составит $12 млрд с учетом эффекта дисконтирования.

В марте «Роснефть» закрыла сделку по приобретению у британской ВР и российского консорциума ААР их доли в ТНК-ВР. Выкупать долю миноритариев «Роснефть» не собиралась, а сразу после завершения сделки заняла у структур ТНК-ВР около $10 млрд. Сечин говорил, что наличность ТНК-BP пойдет на погашение долгов госкомпании: «Это наши деньги». Дивиденды за 2012 г. миноритарии также не получили. Такое отношение к миноритариям расстроило инвесторов — акции «ТНК-ВР холдинга» резко подешевели. «Есть серьезное беспокойство относительно судьбы миноритариев ТНК-ВР после покупки компании “Роснефтью”, ведь это показатель того, как российское правительство будет в дальнейшем относиться к миноритарным акционерам приватизируемых компаний», — говорил в мае в интервью «Ведомостям» управляющий директор Templeton Emerging Markets Group Марк Мобиус (компания является миноритарием ТНК-ВР).

При этом 25 сентября акции «РН холдинга» резко подорожали. Поводом к росту стало решение совета директоров «Роснефти» предоставить Novy Investment Limited (мажоритарный акционер «ТНК-ВР холдинга») кредит на $1,8 млрд сроком до трех лет (общая сумма сделки с процентами — $1,962 млрд). Рынок посчитал, что «Роснефть» может выкупить на эти средства долю миноритарных акционеров «РН холдинга». Правда, «Роснефть» объясняла это по-другому: кредит необходим, так как меняется схема финансирования зарубежных «дочек», которые входили в ТНК-BP.

http://www.vedomosti.ru/companies/news/16848351/rosneft-vykupit-akcii-u-minoritariev-tnk-bp

27.09.2013
«Роснефть» приобретает нефтегазовые активы АК «АЛРОСА»

«НК «Роснефть» договорилась о приобретении ряда нефтегазовых активов АК «АЛРОСА» (ОАО) на территории Ямало-Ненецкого АО и Республики Саха (Якутия), включающих в себя 100-процентные доли участия в ЗАО «Геотрансгаз», ООО «Уренгойская газовая компания», ЗАО «Иреляхнефть», а также 99,9995% акций в ОАО «АЛРОСА-Газ». Соглашение было подписано Президентом, Председателем Правления ОАО «НК «Роснефть» Игорем Сечиным и президентом АК «АЛРОСА» Федором Андреевым в присутствии Председателя Правительства Российской Федерации Дмитрия Медведева.

Общая сумма сделки составит 1,38 млрд долл. США. Приобретение нефтегазовых активов АК «АЛРОСА» позволит увеличить извлекаемые запасы газа группы компаний НК «Роснефть» более чем на 200 млрд куб. м и существенно усилит Ямальский газовый кластер Компании.

Комментируя подписанное соглашение Президент, Председатель Правления ОАО «НК «Роснефть» Игорь Сечин сказал: «Приобретение нефтегазовых активов АК «АЛРОСА» в очередной раз демонстрирует приоритетность развития газового бизнеса для НК «Роснефть», а также укрепляет наши позиции на чрезвычайно важном дальневосточном направлении».

Президент АК «АЛРОСА» Федор Андреев отметил: «Решение о продаже газовых активов принято в рамках реализации стратегии Группы АЛРОСА, которая предусматривает фокус на развитии алмазодобывающих мощностей и постепенный выход из участия в непрофильных видах бизнеса. НК “Роснефть” обладает колоссальным опытом разработки нефтяных и газовых месторождений и уже имеет практику работы с уренгойскими газовыми активами. Мы полагаем, что приход нового акционера в лице НК «Роснефть» придаст импульс дальнейшему развитию нефтегазовых предприятий «АЛРОСА» в ЯНАО и Западной Якутии».

Реализация сделки по приобретению ОАО «НК «Роснефть» нефтегазовых активов АК «АЛРОСА» (ОАО) обусловлена получением сторонами всех необходимых корпоративных согласований и одобрений регулирующих органов.

Справочно:

«Геотрансгаз» и «Уренгойская газовая компания»
ЗАО «Геотрансгаз» владеет лицензией на выделенные участки Берегового газоконденсатного месторождения, а ООО «Уренгойская газовая компания» владеет лицензиями на Усть-Ямсовейское и Уренгойское месторождения в Ямало-Ненецком АО. Извлекаемые запасы участков газа по данным участкам составляют около 170 млрд куб. м, жидких углеводородов — более 20 млн т.

«АЛРОСА-Газ»
ОАО «АЛРОСА-Газ» владеет лицензией на Среднеботуобинское газоконденсатное месторождение в Республике Саха (Якутия) с извлекаемыми запасами порядка 40 млрд куб. м.

«Иреляхнефть»
ЗАО «Иреляхнефть» владеет лицензией на Иреляхское нефтяное месторождение в Республике Саха (Якутия) с извлекаемыми запасами
более 9 млн т.
http://www.rosneft.ru/news/pressrelease/270920136.html

lenta.ru: Самые глубокие карьеры в мире, фото

«Бингем-Каньон», известен также как Kennecott Copper Mine, США. Добывается золото, медь. Глубина карьера составляет почти километр, диаметр — около четырех километров.

Кимберлитовая трубка «Большая дыра» (Big Hole), ЮАР. Исчерпанное на сегодняшний день месторождение алмазов. Изначальная глубина — 240 метров, затем карьер был частично засыпан, и теперь его глубина составляет 215 метров.

Каньон «Грасберг», Индонезия. Крупнейший в мире золотой рудник. На высокогорном карьере также добывается медь.

«Коркино», Россия, Челябинская область. Самый глубокий в Евразии угольный разрез. Глубина превышает 500 метров, диаметр составляет около 3,5 километра.

Кимберлитовая трубка «Мир» в Якутии. Глубина карьера составляет 525 метров. Открытым способом добыча алмазов прекращена в 2001 году; с 2009 года добыча ведется на подземном руднике.

Карьер «Эскондида» (Escondida), Чили. Один из самых больших в мире медных рудников. Глубина составляет 645 метров.

Сибайский меднорудный карьер, Башкирия. Глубина превышает 500 метров, диаметр приближается к двум километрам.

Карьер «Чукикамата» (Chuquicamata), Чили. Еще один гигантский медный рудник; его глубина составляет 850 метров.

Кимберлитовая трубка «Дьявик» (Diavik), Канада. Состоит из трех шахт, где добываются алмазы. С 2010 года на месторождениях ведется подземная добыча алмазов, в течение нескольких ближайших лет, как ожидается, рудник полностью перейдет на подземный способ отработки.

http://lenta.ru/photo/2013/08/19/mines#0

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

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

Читать далее

Кимберлитовая трубка «Удачная», один из крупнейших карьеров мира


http://yesaul.livejournal.com/653832.html

Удачная (кимберлитовая трубка)

Трубка Удачная — месторождение алмазов на севере Якутии. Расположено в 20 километрах от северного полярного круга, в Далдын-Алакитском кимберлитовом поле.
Трубка была открыта в июне 1955 года Щукиным В. Н. в рамках поисковых работ Амакинской геолого-разведочной экспедиции.
Позднее для промышленной добычи алмазов неподалёку был построен посёлок (ныне — город) Удачный и горно-обогатительный комбинат.

На самом деле трубка Удачная не одна, а состоит из двух прилегающих трубок — Восточной и Западной. Обе они высокоалмазоносны, но несколько различаются по содержанию алмазов.
Трубка Удачная примечательна во многих отношениях. Это крупнейшее по объемам сырья и размерам рудного тела месторождение алмазов в России. В ней было добыто множество крупных камней, в том числе и кристаллы, ныне находящиеся в Алмазном Фонде. Другая примечательная особенность трубки — присутствие в ней очень слабо изменённых автометасоматозом кимберлитов и глубинных ксенолитов, в том числе и алмазоносных. Поэтому трубка стала местом постоянных экспедиций учёных, занимающихся изучением глубинных пород.
Трубка отрабатывается открытым способом с 1982 года. На сегодня карьер достиг отметки 585 метров и стал одним из крупнейших карьеров в мире (наряду с Бингем-Каньон и Чукикамата). Он приблизился к проектной глубине, ниже которой добыча руды возможна только подземными горными выработками. Рудное тело разделилось на два рукава, запасов руды осталось относительно немного — месторождение по большей части выработано.
С 2010 года осуществляется строительство подземного рудника с целью дальнейшей эксплуатации этого уникального месторождения.

Удачнинский ГОК как структурное подразделение АК «АЛРОСА»