Архив меток: neftegaz.ru

Архив журнала neftegaz.ru

http://magazine.neftegaz.ru/index.php?option=com_content&task=view&id=37&Itemid=9

http://issuu.com/neftegaz.ru

Реклама

В Парагвае нашли нефть

27 ноября 2012 г.
Президент Парагвая Федерико Франко заявил 26 ноября, что на территории его страны, в зоне полупустыни Чако, обнаружено нефтяное месторождение. На протяжении многих десятилетий латиноамериканское государство пыталось отыскать у себя залежи черного золота, но тщетно.

По словам национального лидера, найденная геологами нефть отличается хорошим качеством, она содержится в «достаточном количестве». «Парагвай не только будет мировым чемпионом по производству гидроэлектроэнергии — чистой и возобновляемой, — но и постепенно станет страной-производителем углеводородов», — цитирует политика агентство EFE.

Ф.Франко рассчитывает, что добыча полезного ископаемого в его государстве начнется весной-летом 2013г. Для Парагвая обнаружение собственного нефтяного месторождения будет означать завершение периода энергетической зависимости от соседних стран.

К настоящему времени стало известно о планах нефтедобычи в устье реки Пирите, в департаменте Бокерон на севере страны. Эта часть Парагвая находится в полупустыне Чако, за которую в 1930-е годы страна вела войну с Боливией.

Конфликт, ставший самым кровопролитным в истории Латинской Америки XX века, был спровоцирован слухами о несметных нефтяных богатствах региона. К разочарованию победителей-парагвайцев, черного золота в полупустыне до 2012г. они так и не обнаружили.

В ходе конфликта за Большой Чако враждующим странам помогали военные консультанты из Европы. Так, войсками Боливии командовал выходец из Германии Ганс Кундт, а на стороне победителей сражался русский генерал Иван Беляев.
http://top.rbc.ru/economics/27/11/2012/833626.shtml

По данным аргентинских новостных изданий, геологоразведочные работы в районе устья реки Пирити проводили компании из США — Pirity Hidrocarburo, подразделение компании PetroVictory, и Crescent Global Oil, подразделение компании Crescent Oil.
О прогнозных ресурсных объёмах нефтяного месторождения информация не публиковалась.
http://novostienergetiki.ru/paragvaj-nachnyot-dobyvat-neft-na-territorii-strany-v-2013-om-godu/

8 декабря 20912 г Crescent Global Oil начинает бурение в Чако.
ГРР и бурение потребуют около 200 млн долл США. На эксплуатацию потребуются дополнительные инвестиции.
http://neftegaz.ru/news/view/105919

О наличии крупных месторождений нефти и газа в Парагвае впервые заговорили в 2009 г.
По оценке одной из компаний, занимавшихся тогда данной тематикой, объемы запасов могут составлять 243 млн барр нефти и 4,55 млрд м3, что обеспечит все потребности Парагвая в этом сырье на 25 лет вперед.
http://neftegaz.ru/news/view/103348/

Краткие описания месторождений

http://neftegaz.ru/tech_library/category/171
http://www.neftyaniki.ru/publ/

Книга нефти: месторождения нефти и газа

Википедия: Список нефтяных месторождений Казахстана

Википедия: Список нефтяных месторождений России

Википедия: Категория:Нефтяные месторождения России

Википедия: Крупнейшие нефтяные месторождения мира

http://wiki-linki.ru: Нефтяные месторождения России
http://wiki-linki.ru: Газовые месторождения России

neftegaz.ru: Японская нефть

03 октября 2012
Japan Petroleum Exploration Company Limited (Japex) добыла 1-ю в своей истории сланцевую нефть со своего месторождения в префектуре Акита. Сланцевая нефть — это разновидность горючих сланцев, более тяжелые его фракции. Для добычи сланцевой нефти, по сведениям технологов, трубу располагают немного глубже – на уровень, где залегают более тяжелые конденсат и нефть.

Разработка первого в Японии месторождения горючего сланца , велась Japex долгое время.
Объем запасов месторождения в Аките равен примерно 5 млн баррелей, что, в принципе, немного. Однако для Японии это составляет около 10 % годовой потребности. Успех Japex поощряется властями Японии и может стать прорывом в области добычи сланцевой нефти.

Япония никогда не была нефтегазовой державой. Основные усилия Япония , раньше прилагала для участия в объектах ТЭК в других странах. Например, Japan Petroleum Exploration Company Limited (Japex) совместно с Itochu согласно подписанному Меморандуму собираются строить завод производству СПГ в г Владивостоке. Робкие попытки Японии использовать зону спорных островов Сенкаку (Дяоюйдао) для добычи углеводородов, не сравнятся с перспективами добычи сланцевой нефти. Добыча сланцевой нефти сложна и требует самых современных технологий, поэтому на данный момент сланец еще не стал полноценным конкурентом обычной нефти. Япония «за ценой не постоит» и добыча сланцевой нефти здесь имеет перспективы стать промышленной.
http://neftegaz.ru/news/view/104590

04 октября 2012
Япония, испытывающая постоянную потребность в энергоносителях, добыла свою первую нефть на собственном месторождении Ауюкава у побережья префектуры Акита. Первая небольшая по объему нефть, полученная специалистами японской Japan Petroleum Exploration Company с глубины более 1,8 тысячи метров, предназначается для исследования на предмет содержания включений.

Также необходимо оценить экономическую выгоду от разработки месторождения, но эксперты компании подчеркивают, что для испытывающей постоянную потребность в энергоносителях страны это безусловный прорыв.

По расчетам специалистов можно узнать, что только на этом месторождении японцы смогут добывать до 100 миллионов баррелей нефти или 10% от годовой потребности Японии.
http://neftegaz.ru/news/view/104622/

forbes: Рейтинг нефтяных компаний мира

1. Saudi Aramco – 12.5 million barrels per day
2. Gazprom – 9.7 million barrels per day
3. National Iranian Oil Co. – 6.4 million barrels per day
4. ExxonMobil – 5.3 million barrels per day
5. PetroChina – 4.4 million barrels per day
6. BP – 4.1 million barrels per day
7. Royal Dutch Shell – 3.9 million barrels per day
8. Pemex – 3.6 million barrels per day
9. Chevron – 3.5 million barrels per day
10. Kuwait Petroleum Corp. – 3.2 million barrels per day
11. Abu Dhabi National Oil Co. – 2.9 million barrels per day
12. Sonatrach – 2.7 million barrels per day
13. Total – 2.7 million barrels per day
14. Petrobras – 2.6 million barrels per day
15. Rosneft – 2.6 million barrels per day
16. Iraqi Oil Ministry – 2.3 million barrels per day
17. Qatar Petroleum – 2.3 million barrels per day
18. Lukoil – 2.2 million barrels per day
19. Eni – 2.2 million barrels per day
20. Statoil – 2.1 million barrels per day
21. ConocoPhillips – 2 million barrels per day
22. Petroleos de Venezuela – 1.9 million barrels per day
23. Sinopec – 1.6 million barrels per day
24. Nigerian National Petroleum – 1.4 million barrels per day
25. Petronas – 1.4 million barrels per day
Всего = 89.5 mb/d
http://www.forbes.com/pictures/mef45gkei/1-saudi-aramco-12-5-million-barrels-per-day-2/
http://ariefhidayat.wordpress.com/2012/10/05/
http://trubagaz.livejournal.com/60788.html
http://neftegaz.ru/analisis/view/7909

— — — — — — — —
Мировая добыча 2011 согласно
BP Statistical Review of World Energy (стр. 8) = 83.576 mb/d
OPEC Monthly Oil Market Report, Сенятябрь (стр. 32) = 87.89 mb/d (World oil demand)

OPEC natural gas liquids and non-conventional oils (стр. 52)= 5.32 mb/d
Total OPEC, secondary sources (стр. 52) = 29.786 mb/d
Total OPEC, direct communication (стр. 52) = 29.942 mb/d
Non-OPEC Non-OPEC oil supply (стр. 44) = 52.44
Мир даже по высшей оценке (direct communication) OPEC = 87.702 mb/d

Eia.gov, International Energy Statistics, = 87.0926 mb/d

«Газпром» сообщил о первой транспортировке энергоресурсов танкером по СМП в страны АТР


http://www.fleetmon.com/ru/vessels/Scf_Amur_28646

02.10.12
Председатель правления ОАО «Газпром» Алексей Миллер и генеральный директор ОАО «Совкомфлот» Сергей Франк обсудили сегодня в Москве вопросы взаимодействия, в том числе организации транспортировки углеводородов по Северному морскому пути (СМП). Об этом сообщила пресс-служба Газпрома. В ходе встречи С.Франк проинформировал А.Миллера об успешном завершении рейса танкера SCF Amur, который в августе 2012г. впервые осуществил транспортировку нефтепродуктов ОАО «Газпром нефть» по новому, высокоширотному маршруту СМП.

Танкер SCF Amur прошел по трассам СМП за рекордно короткое в летнюю навигацию 2012г. время — 7 суток. Таким образом, доставка энергоресурсов по Северному морскому пути происходит значительно быстрее, чем по традиционному маршруту через Суэцкий канал, отмечается в сообщении.

Газпром и «Совкомфлот» в январе 2012 г. достигли соглашения об организации пробного рейса по трассам СМП для доставки углеводородов Газпрома на рынки стран АТР с учетом возросшей актуальности поставок энергоресурсов в этот регион.

Состоявшийся в августе с.г. рейс танкера SCF Amur стал для «Совкомфлота» четвертым транзитным рейсом из Атлантики в Тихий океан через Арктику. В 2010г. танкер SCF Baltica стал первым в истории крупнотоннажным судном, прошедшим транзитом по Севморпути с грузом нефтепродуктов. В 2011г. танкер Vladimir Tikhonov дедвейтом 163 тыс. т открыл новый высокоширотный маршрут СМП и стал самым крупным танкером, когда-либо осуществившим навигацию по арктическим трассам.
http://quote.rbc.ru/news/emitents/2012/10/02/33781905.html

25 августа 2012 из порта Мурманск по трассам Северного морского пути отправился танкер SCF Amur Совкомфлот (СКФ).

Танкер SCF Amur проследует до порта выгрузки в одной из стран Юго-Восточной Азии с грузом нефтепродуктов.
Расчётная продолжительность рейса — менее месяца, порядка 7 суток этого маршрута танкер проследует по трассам Севморпути.
SCF Amur был построен в 2007 г на верфи STX Shipbuilding в республике Корея, Одновременно для СКФ были построены и поименованы еще 2 танкера -близнеца: Печора и Енисей.
Технические характеристики танкеров: длина – 183 м, ширина – 32,2 м, осадка – 12,43 м, скорость – 16 узлов, экипаж – 21 чел.
Типоразмер — MR, дедвейт 47 000 т , ледовый класс Ice-1А (Arc4).

Для группы компаний Совкомфлот это уже 4-й сквозной рейс из Атлантики в Тихий океан через Арктику.
Первые рейсы СКФ по Северному морскому пути вошли в историю мирового судоходства, установив рекорды по наибольшему размеру судов, когда-либо осуществлявшим навигацию по арктическим трассам и крупнейшей партии перевозимого груза.
В августе 2010 г по трассам СМП прошёл крупнотоннажный танкер типоразмера Афрамакс дедвейтом более 100 000 т SCF Baltica.
В августе 2011 г Севморпуть в рекордные сроки преодолел ещё более крупный танкер Совкомфлота Vladimir Tikhonov дедвейтом более 160 000 т.
В октябре 2011 г по трассам СМП прошёл танкер СКФ Mar Adriana.

Рейс проходит в наиболее благоприятный для навигации период времени. До пролива Лонга судно проследует по чистой воде.
В Чукотском море до мыса Дежнёва, как ожидается, судно встретит лёд сплочённостью до 6 баллов.

Судно следует в составе каравана под проводкой атомного ледокола ФГУП Атомфлот «50 лет Победы».

Проводку каравана по высокоширотной арктической трассе позволила осуществить совместная работа по навигационно-гидрографическому обеспечению рейса, осуществлённая специалистами Совкомфлота и Государственного Гидрографического предприятия.

В частности, по инициативе Совкомфлота на основе произведённых в прошлом и этом году промеров судно было снабжено электронными навигационными картами-планшетами с отображёнными на них последними съёмками рельефа дна, что позволяет обеспечить навигационную безопасность перехода.

Техническая организация рейса осуществлена на высоком профессиональном уровне компанией СКФ Юником и специалистами главного офиса Совкомфлота при взаимодействии с государственными структурами.

Танкер SCF Amur оснащен современными средствами связи, включая спутниковую связь Iridium, Интернет, что позволяет передавать с судна на берег ледовые карты, фотографии и данные, связанные с прохождением маршрутов. На борту судна действуют современные системы навигации Glonass и GPS.

В целях повышения мер безопасности на одном из ледоколов размещена мобильная аварийно-спасательная станция с оборудованием для ликвидации потенциальных разливов нефтепродуктов, водолазным снаряжением и другой техникой.

Экипаж танкера состоит из 25 моряков с дополнительной должностью ледового советника в ранге капитана с большим опытом плавания в ледовых условиях, что на 4 человека больше, чем в соответствии техническими характеристиками, запланированными при строительстве танкера.
Прибытие танкера SCF Amur в порт назначения планируется во 2-ой половине сентября.

В связи с подписанием Федзакона о создании администрации Северного морского пути (СМП) в форме федерального казенного учреждения и введения нового определения акватории Северного морского пути, качество движения по Севморпути возрастет.
Появятся не только мощные ледоколы и станции слежения, улучшится общая инфраструктура обслуживания.

Теперь Совкомфлот можно смело планировать долгосрочное освоение Севморпути.
http://neftegaz.ru/news/view/103937/

03.10.2012
Компания Gazprom Marketing & Trading, дочерняя структура «Газпрома», выполнит первую в мире перевозку сжиженного природного газа (СПГ) по Северному морскому пути. Об этом говорится в пресс-релизе компании. Перевозку осуществит танкер «Река Обь» компании Dynagas.
Танкер на минувшей неделе разгрузился в Японии и пополнил свои запасы топлива и продуктов питания в Южной Корее. Сейчас он движется по направлению к мысу Дежнева.

Танкер войдет в Чукотское море и встретится с атомным ледоколом «50 лет Победы» 9 октября. После этого судно отправится порожняком в Западную Европу по Севморпути.

Танкер «Река Обь» был построен в 2007 году. Судно имеет ледовый класс 1A, экипаж имеет опыт работы во льдах в последние три года. Ранее он осуществлял экспорт газа с проекта «Сахалин-2». Целью рейса являет проверка возможностей Севморпути для международной торговли СПГ.
http://lenta.ru/news/2012/10/03/northseaway/

О сланцевом газе. 2

Мифический газ из сланца

Говорить о том, что сланцевый газ стал новым источником энергии несколько неправильно — впервые он начал добываться еще в 1820 году. Но тогда добыть какие-либо объемы не представлялось возможным — газ залегал в небольших карманах, давление внутри которых не позволяло извлечь его без подручных средств. История показывает нам, что в следующий раз сланцевым газом всерьез заинтересовались только через полтора века. В 70-е годы ХХ века, во время обострения проблемы энергетической безопасностив США, правительство, находясь в поиске возможных решений, вспомнило и о сланцах. Были проведены разведочные работы, в ходе которых выявлены четыре огромные сланцевые структуры — Barnett, Haynesville, Fayetteville и Marcellus, простирающиеся на десятки тысяч квадратных километров и, по-видимому, содержащие гигантские запасы природного газа. Помучались с ними компании недолго и вновь отложили свои потуги по добыче газа — при мизерных ценах на обычный газ, разрабатывать новый никто не собирался.

Энергетический бум начала тысячелетия и рост цен на энергоносители привел к тому, что во всем мире, кроме России, начали проводить энергетические реформы. Американцы первые спохватились по поводу сланцевого газа, вытащили на свет технологии и начали добывать.
Исследователи предложили применить для добычи сланцевого газа две технологии. Одной из них было горизонтальное бурение, заключавшееся в том, что уже внутри пласта бур по-степенно отклонялся от вертикали ,пока это отклонение не достигало 90 градусов, а затем продолжал движение уже параллельно земной поверхности.

Впервые эта технология была применена еще в 40-е годы, однако затем от нее отказались из-за дороговизны. Благодаря разработкам 90-хи применению новых материалов, вчастности, для буровых труб, затраты удалось снизить: стоимость горизонтальной скважины была выше, чем у традиционной вертикальной, в среднем в 4 раза. В газоносных сланцевых пластах в такие горизонтальные скважины закачивалась под давлением смесь песка, воды и специальных химикалий. Предполагалось, что гидроудар разрушит перегородки газовых карманов, что позволит собрать все запасы газа вместе и обойтись без бурения множества малоценных вертикальных скважин. В начале 2008 года произошел резкий прорыв — добыча природного газа в США внезапно увеличилась на 7.5%(или на 41.7 млрд куб м), показав самые высокие темпы роста за четверть века. Большую часть этой прибавки дал именно сланцевый газ. По оценкам компании Ziff Energy Group,объем его добычи составил в 2008 г.

51.7 млрд куб м (около 8% от обще-национального показателя), из которых около 70% пришлось на залежи Barnett.«Основное преимущество сланцевого газа заключается в том, что он добывается рядом с районами потребления. Высокие затраты на добычу компенсируются минимальными затратами на транспорт. Немало важно и то, что для добывающей страны сланцевый газ — это «свой» продукт. Его добыча создает рабочие места и приносит доходы в бюджет», — говорит президент East European GasAnalysis Михаил Корчемкин

При этом сланцевый газ оказался еще и дешевым. Chesapeake Energy во всеуслышание объявила, что еез атраты на добычу составляют, в среднем, $3.50 за 1 тыс куб футов- т.е. всего $99 за 1 тыс куб м. Это обещало настоящую революцию на газовом рынке — сначала американском, а затем и мировом.

Сланцевый газ, если рассмотреть его качества и способы добычи, не так и хорош. Первым свойством, снижающим полезность сланцевого газа, является его низкая теплотворная способность. У него она равна 0,57, а у природного газа, с которым сланцевый газ вроде бы собирается конкурировать, теплотворная способность в два раза выше — 1,17. То есть, говоря по-другому, при сжигании 1 тыс. кб.м природного газа тепла выделяется вдвое больше, чем при сжигании 1тыс. кб. м сланцевого газа. Эксперты говорят, что одно месторождение другому не ровня, поэтому эта теплотворность может быть и в три раза меньше.Другая особенность, так же ухудшающая потребительские свойства сланцевых выделений, — большое количество вредных примесей: углекислого газа, азота и сероводорода. Такую смесь нельзя «загонять» в газопроводы высокого давления, иначе она прямо там и взорвется. Поэтому сланцевый газ в США, где его больше всего и добывают, используется в основном как топливо для бытовых нужд, для поселков и городов, расположенных на небольших расстояниях от мест добычи, откуда он может транспортироваться по газопроводам низкого давления. Хотите очистить — платите деньги на реагенты,что не делает его стоимость совсемуж небольшой.

Есть и минусы у его добычи. Несмотря на большую частоту залегания, а может быть, именно благодаря ей, каждое отдельное месторождение является относительно небольшим, и по оценкам экспертов, может служить только один сезон. Поэтому,пробурив скважины и выкачав из месторождения находящийся в нем газ, фирма-эксплуатант будет вынуждена демонтировать оборудование и перебираться с ним на новое месторождение. Это снова увеличение стоимости. По мнению экспертов (хотя точныхрасчетов, по понятным причинам, никто никогда не делал), из сланцевых отложений извлекается только 20% имеющегося там газа. Остальное так там внутри и остается. Месторождения сланцевого газа относятся к так называемым низконапорным, то есть давление земной коры на запасы газа небольшое, поэтому «самотеком» подниматься на поверхность земли и двигаться по трубопроводам он не может. Для его добычи и транспортировки нужно создавать искусственное давление компрессорными станциями, и их использование, опять же, повышает себестоимость топлива. И третье — сланцевый газ может залегать на разных глубинах, в том числе на приемлемых (500-600 метров), на относительно больших (до 1500 метров), откуда егое ще можно извлечь, правда, с очень большими издержками, и на сверхбольших (до 2500 метров).

Н.Комарова. А не создать ли в России государственную нефтесервисную компанию?

Н. Комарова предложила создать единую государственную нефтесервисную корпорацию, которая «должна стать крупным игроком на рынке».

Теоретически идея неплохая.
Более того, эта идея совпадает с тенденциями нынешнего времени.
Возьмите, например, создание Росгеологии. И здесь неважно, будет ГК успешной или нет.
Нефтесервисная компания в одночасье станет мировым «мэйджором», в одном ряду с Schlumberger, Halliburton и другими.

Только представьте, какие денежные средства будут проходить через эту компанию!
По разным оценкам рынок нефтесервисных услуг в России оценивается на уровне в 15 — 17 млрд долл США.
И будет только расти, потому что добыча углеводородного сырья в России производится в основном на зрелых месторождениях, характеризующихся стадией трудноизвлекаемости.

Однако и это не все.
ГК Нефтесервис будет «держать в руках» закупки оборудования для ремонта и строительства в области ТЭК, превратившись в этакий ТЭКовский Госплан.

Это и хорошо, и плохо.
Высока вероятность подъема национального машиностроения в связи с возможным импортозамещением.

Но и коррупцию никто не отменял.
Нужно отметить, что в России доля госсобственности существенно больше необходимой для функционирования страны.

И.Шувалов в Давосе прямо говорит о необходимости продажи госсобственности. Причем для того, чтобы продать, нужно создать условия и заинтересовать инвесторов.
Его слова подтверждает в интервью РБК премьер Казахстана К.Масимов, по мнению которого Россия еще не исчерпала потенциал для инвесторов.
Однако «на кону» не менее 15 млрд долл США ежегодного оборота.
Это даже для России много.
Возьмите стандартный коррупционный %, получается немало.

Попытки создания нефтесервисной госкорпорации были и раньше, но пока безуспешно.
Вернее попытки были сделаны по оптимизации нефтесервисной работы в России с учетом импортозамещения.
В ТПП в 2010 г по инициативе Ю.Шафраника был проведен Круглый стол по вопросам нефтесервиса.
Предлагались даже смелые идеи о передаче месторождений в разработку иностранным компаниям.
Было решение:
— Обеспечить экспертизу крупных инвестиционных проектов в нефтегазовом комплексе (разработка стратегических месторождений, освоение шельфа, строительство трубопроводов и пр.) на предмет участия в их реализации российских промышленных предприятий. Ввести в каждый проект обязательную норму российского участия для генеральных подрядчиков.
— Обязать Газпром, Транснефть и Роснефть публиковать перечень генеральных подрядчиков по крупным проектам на своих корпоративных сайтах. В соглашения с генеральными подрядчиками вводить пункт об обязательности закупок материально-технических ресурсов на конкурсной основе с публикацией их результатов.
— Обеспечить прозрачность при согласовании в Правительстве РФ инвестиционных программ естественных монополий и проводить экспертизу предстоящих закупок промышленной продукции по импорту.
— Поручить государственным представителям в советах директоров Газпрома, Транснефти и Роснефти сформировать и направить Правительству РФ доклад о потребностях в оборудовании.
— Ввести в государственную статистическую отчетность для хозяйствующих субъектов сведения об экспорте и импорте продукции с высокой добавленной стоимостью, в том числе для нефтегазового комплекса. Это необходимо для получения достоверных данных о закупках, что информационно обеспечит работу по импортозамещению.
— Раскрыть в государственной статистической отчетности укрупненные группы нефтегазового оборудования. Сегодня сложно получить в Росстате информацию о производстве отдельных видов оборудования из-за отсутствия соответствующих кодов.
— Провести инвентаризацию оборудования с указанием степени его морального и физического износа. Результаты довести до российских предприятий с целью концентрации их потенциала на приоритетных направлениях.
— Ограничить режим связанного кредитования российского нефтегазового комплекса со стороны банков Китая.
— Внести поправки в Постановление Правительства РФ от 11 октября 2002 г. №755, уточняющие виды объектов и организаций, чья деятельность связана с обеспечением безопасности Российской Федерации, исключив объекты и организации, связанные с нефтегазовым комплексом.
— Предложить Минэкономразвития России выделить нефтегазовый сервис в отдельный вид деятельности с присвоением Общероссийского классификатора видов экономической деятельности.
— Рекомендовать предприятиям нефтегазового комплекса переходить со своими подрядчиками и поставщиками на долгосрочные договоры.
— Нефтесервисным компаниям закладывать часть прибыли на модернизацию.
— Разработать базовые суточные ставки по основным видам нефтесервисных работ, которые позволяют подрядчику обновлять оборудование. Предусмотреть для данной ставки региональные коэффициенты и ежегодно ее индексировать.
— Рекомендовать нефтяным компаниям пересмотреть методики ценообразования на проектные и строительно-монтажные работы, сложившиеся во время кризиса. Заниженные расценки вымывают с рынка профессиональные компании и приводят на рынок подрядчиков с малоквалифицированным персоналом, зачастую уходящих от уплаты налогов.
— Рекомендовать нефтяным компаниям в обязательном порядке производить предварительное квалифицирование участников тендеров по проектным работам, поставкам оборудования, сервису и строительно-монтажным работам. В качестве требований ввести наличие квалифицированного персонала, производственных мощностей и референций.
— В случае привлечения западных компаний для выполнения проектных работ предусмотреть не менее чем 50-процентное привлечение на субподряд российских проектных организаций (локализация проектных работ).
— С целью повышения прозрачности российского рынка нефтегазового сервиса и машиностроения рекомендовать Газпрому, Транснефти, Роснефти и предприятиям нефтяной отрасли внедрить единый Реестр подрядчиков нефтегазового комплекса.
— Сформировать в Правительственной комиссии по вопросам ТЭК и воспроизводству минерально-сырьевой базы Рабочую группу по вопросам модернизации российского ТЭК.

Эти решения поддержки не нашли.
В данном случае, вероятно, будет по-другому.
Идею создания нефтесервисной госкорпорации Н.Комарова озвучила на рабочей встрече с В.Путиным.
В.Путину идея понравилась, и он поручил И. Сечину и Минэнерго РФ «проработать вопрос».
Теперь сомнений в том, что ГК Нефтесервис будет создана, нет.

Не так давно, следуя мировым тенденциям, российские ВИНКи выделили из своего состава нефтесервисные подразделения.
В ряде компаний этот процесс еще продолжается.
Сначала образовался некий вакуум.
В Россию устремились зарубежные нефтесервисные компании.
Однако время шло, и на рынке появились российские нефтесервисные компании, создавшие достойную конкуренцию зарубежному нефтесервису.

А.Джапаридзе одним из первых создал БКЕ, Ф.Любашевский — Интегру , Список можно продолжить компаниями ССК, Генерация и тд.
А.Джапаридзе — легендарный основатель первой частной сервисной компании Петроальянс.
Понятен и алгоритм создания. Под лозунгом консолидации, вероятно, всем российским игрокам на нефтесервисном рынке будет сделано предложение, «от которого будет трудно отказаться».

Примечательна причина, по которой Н.Комарова предложила создать ГК Нефтесервис — это недовольство электората переходом нефтесервиса в руки частных, в том числе иностранных инвесторов, которое, по ее мнению, проявилось на выборах в ХМАО виде протестного голосования.
http://neftegaz.ru/analisis/view/7709

Нефть и газ Украины (2005)

Исторические заметки
В начале XIX в. житель села Нагуевичи Дрогобычского района Львовской области Байтала первым в Западной Украине применил дистилляцию нефти. Он сумел кустарным способом (в металлической посудине с приделанным стволом ружья) очистить нефть и получить керосин. Более десятилетия доморощенный химик продавал керосин едва ли не по всей Галиции, чем зарабатывал себе на жизнь. Затем этот метод освоил львовский аптекарь.

Согласно некоторым источникам, старейшими нефтедобывающими районами Предкарпатья являются родина знаменитого украинского писателя И. Франко с. Нагуевичи и окрестности г. Коломыи, где нефть известна с конца XVIII века, а в Старой Соли её добывали в начале 1800-х годов. Развитие капитализма в Австро-Венгерской империи, освоение нового сырья, глубокого бурения (с 1884 г. буровые скважины достигали глубины до 500-600 м) и относительно неглубокое залегание нефтеносных горизонтов способствовали расширению нефтедобычи в Предкарпатье.
Во второй половине XIX и начале ХХ вв. Дрогобыч был одним из центров по переработке озокерита, парафина и нефти. Здесь (и в соседнем Бориславе) в 1900-1910 гг. добывалось около 90% всей нефти Галиции. После присоединения западно-украинских земель к СССР, Дрогобыч на протяжении двух десятилетий (1939-1959 гг.) был столицей одноименной области, со временем объединённой с Львовской.

В 1864 г. на всех прикарпатских промыслах добыто 2 тыс. тонн нефти, в 1886 г. — 29,1 тыс. тонн, а наивысшего уровня добычи нефти Восточная Галиция достигла в 1909 г. — более 2 млн. тонн. По тем временам эти объёмы составляли около 5% мировой добычи жидкого топлива. Освоение нефтедобычи и переработки привела к бурному развитию региона и постепенно перешла под контроль иностранных (преимущественно французских и американских) предпринимателей. Им также принадлежал сопутствующий промысел — добыча и переработка озокерита (спутника нефти), широко используемого для изготовления тогда актуальных свечей и в лечебных целях. В последующие годы добыча нефти и озокерита в Предкарпатье сокращалась.

Днепровско-Донецкая впадина является крупнейшей нефтегазоносной областью Украины. Она заполнена многокилометровыми преимущественно осадочными отложениями девонского (мощность более 4000 м), карбонового (3700 м), пермского (1900 м), триасового (450 м), юрского (650 м), мелового (650 м), палеогенового (250 м) и неогенового (30 м) периодов истории развития Земли. Месторождения нефти и газа здесь приурочены к палеозойским (девонским, карбоновым и пермским) и мезозойским (триасовым) породам, образовавшимся 410-245 млн. лет тому назад.
Предкарпатские месторождения углеводородного сырья несколько моложе — они сформировались на рубеже мезозойской и кайнозойской эр. На протяжении мелового и палеогенового периодов (135-24 млн. лет тому назад) в этом районе накапливались многокилометровые толщи так называемых флишевых пород (созданных слоями песчаников, глин, мергелей и туфовых пород), из которых нефть и газ добывают уже более двух веков

Карта-схема основных нефтегазовых месторождений Украины.

Месторождения нефти: 1 — Старосамборское, 2 — Бориславское, 3 — Долинское, 4 — Прилукское, 5 — Ниновское, 6 — Бургуватовское, 7 — Козиевское, 8 — Решетняковское, 9 — Восточно-Саратское;

Месторождения газа: 10 — Залужанское, 11 — Гриневское, 12 — Косовское, 13 — Солотвинское, 14 — Абазовское, 15 — Семенцовское, 16 — Руденковское, 17 — Перещепинское, 18 — Ефремовское, 19 — Шебелинское, 20 — Приазовское, 21 — Стрелковое, 22 — Джанкойское, 23 — Задорненское, 24 — Глебовское, 25 — Голицынское, 26 — Штормовое.

Нефтегазовые месторождения: 27 — Надворнянское, 28 — Талалаевское, 29 — Гнидинцовское, 30 — Анастасьевское, 31 — Качановское, 32 — Радченковское, 33 — Опошнянское, 34 — Дружелюбовское.

Нефть Украины
Днепровско-Донецкий нефтегазоносный регион сформировался на Левобережье Украины, где в Сумской, Полтавской, Черниговской и Харьковской областях разведаны и эксплуатируются месторождения высокока-чественной нефти. Некоторые из них содержат значительное количество сопутствующего природного газа, используемого для газификации окружающих городов и сёл. В 1970-х годах нефть Левобережной Украины начали добывать с глубины около 3000 м преимущественно фонтанным способом, когда нефть из земных глубин поднимается под давлением нефтяных газов. Нефтегазодобывающие управления функционируют в Сумской (Ахтырское и Качановское месторождения), Черниговской (Гнидинцовское, Прилукское месторождения и др.) и Полтавской (Сагайдацкое, Зачепиловское, Радченковское месторождения и др.) областях.

Нефтегазовые месторождения
В Карпатском нефтегазоносном регионе нефть добывают более двух веков, и её запасы здесь значительно истощены. В 1950-х годах были открыты новые месторождения, которые некоторое время поддерживали относительно высокий уровень добычи «чёрного золота». В настоящее время нефтепромыслы эксплуатируются в районах городов Борислава (Львовская область), Долины и Надворной (Ивано-Франковская область). Масштабы добычи нефти здесь незначительны и в связи с существенным сокращением запасов в последние годы не расширяются.

В Причерноморско-Крымском нефтегазоносном регионе, расположенном на юге страны, разведаны относительно небольшие месторождения нефти. Некоторые специалисты отмечают сходство геологического строения шельфа Чёрного и Азовского морей с богатыми нефтью регионами Персидского залива и Каспийского моря и даже предрекают в недалёком будущем возможность открытия здесь нефтяных запасов мирового значения.

В настоящее время Украина не обеспечивает своих нужд в нефти и нефтепродуктах за счёт собственных ресурсов. Большая их часть поступает из Российской Федерации (Западная Сибирь, Поволжье и др.). Потенциал украинских нефтеперерабатывающих заводов (Лисичанского, Кременчугского, Херсонского, Надворнянского, Дрогобычского, Львовского и Бердянского), ориентированных в том числе и на привозное сырьё, уже много лет не используется на полную мощность.

Газ Украины
В отличие от нефти масштабы запасов и добычи природного газа в Украине значительно крупнее. Газовая промышленностьУкраины зародилась на Прикарпатье в 1920-е годы. В 1940 г. в Предкарпатье сосредоточивалось 87% добычи газа всего Советского Союза. Основными газовыми промыслами были Угерско-Бильче-Волицкий (здесь в середине 1960-х годов добывалось почти 60%прикарпатского газа), Рудковско-Ходовицкий, Опарский, Дашавский, Калушский и Косовский участки (расположенные на территории Львовской и Ивано-Франковской областей). Здесь была создана система газопроводов, наиболее протяжённые из которых — Дашава — Киев — Москва, Рудки — Минск — Вильнюс — Рига и др.
Постепенно участие западно-украинского региона в газодобыче сокращалась, за счёт быстрого освоения углеводородных месторождений, расположенных в центральной и восточной части СССР. В 1951 г. в Предкарпатье добывали 42,2%, в 1957 г. — 26,4%, в 1965 г. — около 10% газа Советского Союза. В 1965 г. добыча газового топлива на западе Украины составлял около 19 млрд. м3. Современная добыча газа в Предкарпатье, сосредоточенная на месторождениях Ивано-Франковской области, незначительна и составляет менее 20% всей газодобычи Украины.

В 1960-е годы газовая промышленность начала интенсивно развиваться в пределах Днепровско-Донецкой впадины. Основные месторождения газа сосредоточены здесь в Полтавской и Харьковской областях. Наиболее известное из них — Шебелинское, откуда в своё время в разных направлениях были проложены газопроводы: Шебелинка — Харьков, Шебелинка — Полтава — Киев, Шебелинка — Днепропетровск — Кривой Рог — Одесса — Кишинев,Шебелинка — Белгород — Курск — Брянск — Москва.

Значительные месторождения природного газа открыты на юге страны, в равнинной части Крымского полуострова и прилегающих к ней участках шельфа Чёрного и Азовского морей.Сооружён газопровод Глебовка — Симферополь — Севастополь с ответвлением к Ялте, Евпатории и Сакам.

По мнению ряда специалистов, Украина имеет большие перспективные площади, где возможно открытие месторождений углеводородного сырья (особенно газа) мирового масштаба. Прежде всего, такие предположения и надежды (о наибольших в мире запасах природного газа) относятся к северной (украинской) части шельфа Чёрного моря. В качестве одного из аргументов приводится факт, что Чёрное море — это единственный морской водоём в мире, где толща воды от дна до глубин 150-50 м заполнена сероводородом. Высказываются догадки, что под дном моря накопилось огромное количество природного газа, который по разломам проходит к воде и насыщает её и дело лишь за малым — научиться его оттуда извлекать.
http://neftegaz.ru/analisis/view/7677/
http://www.photoukraine.com/russian/articles?id=111

Добыча нефти в странах ОПЕК в 2010-2011 гг.

ОПЕК — Организация экспортеров нефти, международная межправительственная организация, созданная нефтедобывающими державами в целях стабилизации цен на нефть.

Члены организации контролируют примерно две трети разведанных запасов нефти на планете. ОПЕК обеспечивает 40% мировой добычи и половину мирового экспорта этого драгоценного сырья.
В 2011 году средняя цена барреля нефти ОПЕК составила 107,46 доллара, в 2010 году — 77,45 доллара. Рекорд цены «корзины» был установлен 3 июля 2008 года — 140,73 доллара за баррель.
В январе 2012 года средняя цена «корзины» составила 111,76 доллара за баррель.

Цена «корзины» ОПЕК определяется как средний арифметический показатель физических цен следующих сортов нефти, добываемой странами картеля: Saharan Blend (Алжир), Girassol (Ангола), Oriente (Эквадор), Iran Heavy (Иран), Basra Light (Ирак), Kuwait Export (Кувейт), Es Sider (Ливия), Bonny Light (Нигерия), Qatar Marine (Катар), Arab Light (Саудовская Аравия), Murban (ОАЭ) и BCF 17 (Венесуэла).


http://neftegaz.ru/analisis/view/7746

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

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

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

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

Интервью главы Минприроды Ю.П.Трутнева

02 марта 2012 г.
Министр природных ресурсов и экологии РФ Юрий Трутнев ответил на вопросы корреспондента информационного агентства «Интерфакс».

— Как вы оцениваете ситуацию с геологоразведкой в России за последние пять лет, какие меры по стимулированию ресурсной базы были сделаны и что еще предстоит сделать Минприроды?
— Можно сказать, что за эти годы произошел переход от кризиса, когда мы проедали уже разведанные запасы, к расширенному воспроизводству запасов. У нас шестой год идет расширенное воспроизводство запасов нефти, газа, золота, платины, угля, никеля. Инвестиции в отрасль выросли по сравнению с 2004 годом в 6 раз, доходы от продажи прав пользования недрами увеличились за этот период в 10 раз, поступления от НДПИ возросли в 8 раз. За это время было открыто около 500 новых нефтегазовых месторождений, в том числе несколько крупных — с запасами нефти свыше 100 млн. тонн. В прошлом году был создан концерн «Росгеология». Мы надеемся, что он окажет немалую помощь в улучшении геологической изученности.
Говорить о том, что с геологоразведкой все в полном порядке, и дальше мы будем жить только светло и счастливо, не совсем правильно. У нас были проблемы, связанные с экономическим кризисом в 2008 году, было потом некоторое падение. Но за счет того, что машина уже ехала, колесо уже крутилось, сильного проседания мы не допустили.

— В этом году также будет наблюдаться воспроизводство запасов?
— Думаю, что в этом году мы его достигнем. Во всяком случае, у нас нет пока оснований думать об обратном. Более того, динамика поступлений в бюджет РФ от продажи прав пользования недрами такова, что у нас уже на сегодняшний день порядка 30% бюджетного задания по 2012 году выполнено.

— Минприроды подготовило программу по освоению шельфа. Какие инвестиции она предполагает? Какие в ней отражены подходы к разработке шельфа?
— По нашим оценкам и оценкам экспертов других ведомств, для освоения шельфа в срок до 2040 г. необходимо потратить порядка 9,5 трлн. рублей. Расчетные инвестиции только в геологическое изучение «серой зоны» на шельфе Баренцева моря оцениваются грубо в $1-1,2 млрд. Однако сейчас самая принципиальная развилка связана с тем, кто будет осваивать шельф. Если будем продолжать пытаться делать это усилиями двух госкомпаний, то просто будем отставать. Я уверен в том, что круг пользователей можно пытаться расширить. Надеюсь, что какие-то решения на эту тему будут приниматься.

— «Роснефть» начала активно набирать лицензии на шельфе и приглашать работать на них иностранные компании. Такой подход сможет обеспечить необходимый уровень освоения шельфа?
— Я бы соврал, если бы сказал, что такой путь невозможен. Но проблема в том, что при таком подходе «Роснефть» становится чем-то больше, чем нефтяная компания. «Роснефть» превращается в эдакое министерство шельфа Российской Федерации и начинает выполнять государственные функции. Справится ли с этим «Роснефть», достаточен ли ее управленческий потенциал для руководства таким колоссальным проектом? Я не уверен… Тем более что мы другого от шельфа хотели, не просто чтобы кто-то плавал, делал геофизику, ставил запасы на баланс. Разговор шел о программе, по которой к разрабатываемым участкам подводилась инфраструктура. Мы хотели с помощью шельфа поднять всю экономику, строить причалы, новые танкеры, в том числе ледового класса, размещать заказы на предприятиях судостроительной отрасли, научиться строить оборудование для бурения. Этим «Роснефть» будет заниматься? Как-то не очень убеждает, правда…

— Глава «ЛУКОЙЛа» Вагит Алекперов в свое время предлагал ввести понятие национальной компании и дать ей возможность работать на шельфе, в том числе в качестве оператора. Такой вариант возможен?
— Может быть, я что-то путаю, но любая компания, зарегистрированная в России, это и есть наша национальная компания. Сегодня человек, который организовал сельскохозяйственный кооператив в деревне Зюкайка Пермского края, создал замечательную национальную компанию. Чем больше будет компаний, которые приносят пользу гражданам, исправно платят налоги, соблюдают законодательство, тем лучше. Что нам еще от нее надо? Мы постоянно говорим об уменьшении государственного участия в экономике. Зачем тогда его увеличивать?

— Я правильно понимаю, что любой полезной, законопослушной компании — аккуратной налогоплательщице можно предоставить доступ к шельфу?
— Мы это предлагаем, и предлагали уже много раз, докладывали на совещаниях Совета безопасности. Понятно, что это решение точно «национальное» и должно быть принято не министерством, а руководством страны.

— В прошлом году ведомства активно обсуждали идею введения налога на дополнительный доход (НДД) для нефтяных месторождений. Минприроды предложило выделить некие пилотные проекты на шельфе и на суше для апробации системы НДД. Сейчас эта идея как-то прорабатывается Минприроды?
— По суше налоговая система в целом работает и как фискальная, и как стимулирующая. Менять ее пока нет большой необходимости. Что касается шельфа — то он сложнее по освоению, связан с большими рисками, требует большей капиталоемкости, Для него надо разрабатывать другую систему налогообложения. Правда, на мой взгляд, в вопросе шельфа мы должны соблюдать последовательность: сначала надо определить, кто на шельфе работает; потом — как государство взаимодействует с этими участниками рынка, а затем уже предлагать меры стимулирования. Тем более что механизм НДД все-таки связан с определенными рисками. Он схож, в определенной мере, с механизмом, применяемым в соглашениях о разделе продукции. А в рамках СРП мы знаем, как люди, скажем так, управляют ситуацией, и на эти грабли второй раз наступать не хочется.

— Где сейчас находится законопроект о предотвращении загрязнений шельфа и когда он может вступить в действие?
— Он в Госдуме, прошел первое чтение. Где-то к июню готовится на второе чтение. Каких-то больших сложностей не видим, все идет своим чередом. Кроме того, сейчас готовится еще один законопроект, связанный с работой по предотвращению разливов в ледовой обстановке, поскольку во льдах есть свои сложности с их устранением. В феврале он внесен в Правительство.

— В чем отличие готовящегося документа от законопроекта по борьбе с загрязнением морей?
— Отличие в технологических методах борьбы с загрязнениями.

— Почему задерживается процесс предоставления лицензий на добычу по нефтяным месторождениям на Каспии, например на структуре Центральная, не выдаются добывающие лицензии КНК?
— Никаких особых, на мой взгляд, проблем нет. На вопросы, находящиеся в национальной юрисдикции, ответы ищутся не так быстро, как хотелось бы, что касается вопросов совместного ведения двух государств, то там все умножается в несколько раз, разные регламенты, разные представления о том, как должна быть подготовлена информация. Сейчас между специалистами России и Казахстана идет обмен геологической информацией, после которого наши коллеги представят свое видение работы этих проектов. Российские участники со своей стороны уже готовы. Никаких интриг вокруг этого нет.

— А с выдачей лицензии на Имашевское газоконденсатное месторождение, расположенное в трансграничной зоне России и Казахстана, какие связаны проблемы?
— С ним немножко сложнее. Там нет полной определенности с границами, в том числе в части разрабатываемого месторождения. Поэтому по нему идет более сложная работа, не просто дипломатическая переписка.

— То есть сейчас этот вопрос решается на уровне МИДа?
— Да.

— Прошедшие на прошлой неделе в Ненецком округе аукционы по продаже трех нефтегазовых участков удивили всех — стартовые цена были повышены в сотни раз. Позволит ли это стимулировать проведение аукционов, выставлять крупные месторождения на аукционы, а не на конкурсы?
— С одной стороны, аукционы с высоким ростом стоимости меня радуют. Во-первых, это говорит об их прозрачности, о том, что была правильная конкуренция, во-вторых, бюджет получает деньги, которые ему точно пригодятся. Поэтому мы стараемся по максимуму продавать месторождения через аукционную процедуру. Кроме того, у нас есть вопросы к Роснедрам на тему обеспечения прозрачности конкурсов, выполнения антимонопольного законодательства при продаже прав пользования. Мы хотим проанализировать все случаи отказов компаниям, все ли они были обоснованы…

Но, с другой стороны, заявлять, что давайте все крупные месторождения отдадим на аукционы, я бы не стал. С точки зрения продажи прав пользования лучшей формы, чем аукцион, не существует, но с точки зрения дальнейшего освоения месторождения и социально экономического развития региона конкурс дает определенные преимущества. Нам надо научиться создавать на базе крупных месторождений новые центры развития, добиваться того, чтобы строились железные дороги, линии электропередачи, новые населенные пункты, обучались люди. Это не внутриотраслевая задача, здесь нужна скоординированная работа и Минэкономразвития, и Минрегиона, и Минэнерго. Мы должны вместе научиться это делать.

— Минприроды не так давно предлагало проводить электронные аукционы. Почему понадобился такой механизм? Когда он может заработать?
— Мы считаем это направление правильным: чем меньше субъективного участия в торгах чиновников, чем процедура прозрачнее и публичнее, тем лучше и понятнее результат. Мы сейчас много делаем для совершенствования предоставляемых услуг как в части подготовки к проведению электронных аукционов, так и в части принятия управленческих решений. Например, мы давно уже создали систему, которая позволяет отслеживать выполнение условий лицензий. Ведем работу по улучшению системы мониторинга состояния окружающей среды. В прошлом году был принят закон, объединяющий около 14 видов мониторинга по разным ведомствам в единую систему. Но эта единая система пока написана только на бумаге, ее еще надо создать. Работа рассчитана до 2020 года в рамках модернизации наблюдательной сети Росгидромета. Задача сделать так, чтобы человек мог узнать экологическую ситуацию в любой точке России. Например, есть ли превышение предельно допустимой концентрации в воздухе Норильска, нормально там дышится или нет?

— Есть ли системы, позволяющие мониторить работу компаний по улучшению состоянию недр, повышению коэффициента нефтеотдачи, например?
— Сначала нам надо продумать систему стимулирования повышения нефтеотдачи. В геологоразведке мы продвинулись по целому ряду направлений, а вот коэффициентом извлечения нефти надо заниматься.

— Что мешает? Эту задачу, насколько я помню, Минприроды ставило перед собой много лет подряд.
— Повышение коэффициента извлечения нефти — эта задача отнюдь не только технологическая. В длинные проекты, требующие в будущем перехода на технологии повышения нефтеотдачи, вкладываются тогда, когда абсолютно уверены в его инвестиционной привлекательности, в защищенности экономики. Наш бизнес должен до конца поверить в то, что деньги надо вкладывать в Россию, что это безопасно, надежно, надолго и так далее. Я не считаю, что у бизнеса есть большие основания в чем-то не доверять государству, но доверие — это такая штука, которая не возникает за день, особенно, когда речь идет о крупных капиталах.

— В прошлом году очень долго обсуждалась идея создания национальной сервисной компании, аналогичной холдингу «Росгеология». Сейчас эта идея умерла или какие-то шаги делаются в этом направлении?
— Я не знаю, умерла ли эта идея, но, на мой взгляд, лучше бы, она именно так и поступила.

— Почему?
— Создание из 38 маленьких, по-разному живущих, вырывающих друг у друга заказы государственных предприятий одного холдинга «Росгеология» с оптимизацией управления, возможностями модернизации, закупки новых технологий — это улучшение качества государственных функций. Ситуация, когда государство берет на себя региональные геологические работы, где нет экономического результата, компенсируя расходы разовыми платежами, всех устраивает. Но если мы создадим компанию, которая будет заниматься бурением и повышением нефтеотдачи, то есть, по сути, освоением месторождения, то кому это интересно?

— Компания может выступать как подрядчик при разработке сложных месторождений, например, Баженовской свиты, где требуются колоссальные затраты…
— Секунду. Для разработки Баженовской свиты нам пришлось вносить изменения в законодательство в части разработки нижележащих горизонтов и расширения границ горных отводов. Это вот первое. Второе: говорить о стимулировании разработки глубоких горизонтов — это корректная и правильная постановка вопроса. Об этом точно надо подумать, но не через инструмент создания национальной сервисной корпорации.

— Какова может быть дальнейшая судьба «Росгеологии»?
— Посмотрим, она пока должна встать на ноги, стать сильной компанией. Что с ней делать после этого, еще десять раз надо посоветоваться. Понятно, что любой экономической деятельностью бизнес все-таки занимается эффективнее государства.

— То есть возможна ее приватизация?…
— Когда-нибудь, может быть, и да. Но с начала из нее сделать реальную компанию.

— Почему не привлекли «Росгеологию» для доразведки трех месторождений в ХМАО и а передали эти работы «Сургутнефтегазу», «ЛУКОЙЛу» и «Роснефти»?
— Этот странный механизм никогда до этого в России не применялся. Надо разобраться с точки зрения антимонопольного законодательства, не дает ли он некоторым компаниям преимущества при проведении конкурсов по данным месторождениям. Или это просто попытка затянуть вопрос с предоставлением этих месторождений на перспективу…

— Как идет решение вопроса об утилизации попутного нефтяного газа? Где сейчас находятся поправки, смягчающие требования по утилизации ПНГ? Когда Россия сможет перейти на 95% использование ПНГ?
— Конечно, не в этом году. Но очень важно, чтобы наши действия были последовательны. Если начнем метаться и постоянно менять решения, то тогда очень трудно задавать длительные тренды для экономики. Поэтому наша позиция неизменна: надо взимать повышенную плату за сжигаемый свыше разрешенных 5% ПНГ. Недавно состоялось заседание правкомиссии по ТЭК, где мы нашли взаимопонимание с коллегами по трем вопросам, когда можно идти на исключение. Первое — это возможность консолидации объемов используемого газа в рамках одной компании. Второе — для новых месторождений мы предлагаем разрешить льготу по утилизации на семь лет, поскольку к ним сложно предъявлять такие же требования, как для зрелых месторождений. И, наконец, последнее — когда попутный газ по своему химическому составу содержит большое количество примесей, которые просто трудно утилизировать. Решение по льготам в этом вопросе подтверждено правкомиссией по ТЭК, на базе этого может быть уже сформирована позиция правительства. Проект соответствующего постановления мы уже сдали. Думаю, что в течение двух-трех месяцев эта работа будет закончена.

— А когда все-таки возможен в России переход на 95%-ное использование ПНГ?
— Как только механизм наказания начнет действовать, динамика изменится достаточно быстро. Это не произойдет за несколько месяцев: компании, которые сейчас уже близки к нужному показателю, выйдут очень быстро, а те, кто отстает, могут изменить ситуацию коренным образом за полтора-два года.

— Недавно Минприроды выступило с инициативой сделать стратегическими и ряд месторождений угля. Почему возникла такая необходимость?
— С точки зрения запасов, в России с углем проблем нет. Однако если посмотреть с точки зрения управления энергетическим балансом страны, то Минэнерго необходим инструмент администрирования для обеспечения более комплексной разработки этих запасов. Поэтому было предложено сделать стратегическими месторождения с запасами каменного угля от 300 млн. тонн, бурого угля — от 1 млрд. тонн. Собственно, ничего плохого в этом механизме мы не видим, поэтому уже внесли соответствующие предложения в правительство.

— А когда появятся стратегические месторождения в угольной отрасли?
— Существует общий порядок. Сейчас идут согласования.

— В мае планируется провести конкурс по крупнейшим медно-никелевым рудам в Воронежской области. Какие еще компании, помимо «Норникеля», проявляют к нему интерес, кто уже подал заявки на участие?
— Интерес проявляла УГМК, причем даже раньше «Норникеля». Заявки пока никто не подал, они обычно подаются буквально в самый последний момент, поэтому в этом нет ничего удивительного.

— В ходе работы министром у вас не возникло ощущение, что вы стали реформатором геологической отрасли? Какие наиболее значительные шаги были сделаны министерством за этот период?
— Мне слова какие-то по отношению к себе придумывать сложно. Я бы по-другому сказал: есть направления деятельности министерства, за которые мне точно не стыдно. Когда мы приходили, в недропользовании были сплошные конкурсы, доходы государства были мизерные, в геологоразведку ничего не вкладывалось. Сейчас мы занимаем третье место в мире по эффективности управления в области природных ресурсов. За это время были приняты такие важные документы, как Стратегия развития геологической отрасли. Успехи достигнуты в водных ресурсах — проведены ремонты сотни километров защитных сооружений, разработана Водная стратегия. Но если же говорить о слове «реформа», то оно, наверное, более всего применимо к экологическому направлению. Здесь мы подготовили сильный пакет законопроектов, переделывающий фактически все существующее законодательство, который позволяет внести порядок в этой области, несмотря кучу проблем, постоянное сопротивление и прочее. В гидрометеорологии мы запустили процесс модернизации сети, создали систему предупреждения о чрезвычайных ситуациях, ведем работу по ускорению создания космической группировки…

Честно скажу, хуже обстоят дела с охотничьим хозяйством. Я ругаюсь там постоянно. Но у нас есть точное понимание принципов реформирования законодательства, теперь нужно выходить на уровень согласованных документов, которые можно рассматривать и принимать. Например, нужно реформировать вопросы, связанные с доступностью охотничьих угодий. В свое время, еще в период Минсельхоза, вышел закон о том, что в субъектах не менее 20% таких земель должно относиться к охотничьим угодьям общего пользования, а остальное можно сдавать в аренду. У нас охотопользователей сегодня в стране около 1% от общего числа охотников, которых — свыше 3-х млн. человек. В настоящее время в ряде регионов, где проживает до 80% всех охотников, за определенными охотопользователями закреплено до 100% охотугодий. Я точно не коммунист, но в мое понимание социальной справедливости такая пропорция не укладывается. В этой отрасли много других таких же чудес, ею надо вплотную заниматься.

Ну, и может быть, последнее, чтобы не заканчивать на грустной ноте. Я очень доволен тем, что мы начали уборку страны. Уже обнаружено 21 тыс. свалок по стране, 13 тыс. из них ликвидировано. Начата уборка на Байкале, острове Врангеля, земле Франца-Иосифа. Из бюджета были выделены 1,5 млрд. рублей на улучшение состояния системы особо охраняемых природных территорий. Мне кажется, что по большинству из направлений деятельности есть очевидная положительная динамика. Так что я понимаю, на что потратил это время жизни.

— Сейчас ходят слухи о возможности разделения ведомства на два министерства: Минэкологии и Минресурсов. Есть ли в этом смысл или Минприроды работает сейчас как целостная система?
— Я слышу периодически возникающие в прессе тезисы — а давайте экологию выделим отдельно, сделаем ее независимой, чтобы она сама боролась за свои права. Но у меня один вопрос — люди, которые это предлагают, всерьез считают, что можно отдельно от экономики и промышленного развития, отдельно от территориального развития и недропользования рассматривать вопросы экологии? Мы и сейчас можем совершенно легко придумать такие экологические требования, что все возрадуются. А дальше что будет? Остановим все предприятия? Поставим все машины в гаражи и выбросим ключи? Экология — это всегда вопрос баланса интересов, они всегда будут сходиться или в министерстве, или в правительстве. Другой вопрос — насколько мы удачно находим решения по соблюдению этого баланса. Я надеюсь, что по целому ряду направлений нам удается достаточно эффективно работать и быстро двигаться вперед. Но, поверьте, мне точно не приходит в голову идея, что все делается идеально. Наверняка, где-то можно работать быстрее, какие-то решения можно принимать удачнее. Но если бы в мире была идеальная структура управления, то ее бы давным-давно придумали
http://neftegaz.ru/analisis/view/7748

Азербайджан: нефть и газ

Добыча нефти и газа
1) BP Statisical review
Нефть

Газ

2) U.S. Energy Information Administration

Energy Overview
Proven Oil Reserves (January 1, 2010) 7 billion barrels /0.9548 млрд. т/
Oil Production (2009) 1.01 million barrels per day /50.298 млн.т./год/
Oil Consumption (2009) 100 thousand barrels per day / 4.98 млн.т./год/

Proven Natural Gas Reserves (January 1, 2010) 30 trillion cubic feet /0.84 трлн. куб.м/
Natural Gas Production (2009) 583 billion cubic feet /16.324 млрд. куб.м/
Natural Gas Consumption (2009) 374 billion cubic feet /10.472 млрд. куб.м/

Oil and Gas Industry
Major Oil/Gas Ports Baku, Sangachal (BTC)
Foreign Company Involvement Agip, Chevron, ExxonMobil, Lukoil, Statoil, TotalFinaElf
Major Oil Fields (production, bbl/d) ACG (400,000 bbl/d)
Major Natural Gas Fields (production, Bcf/d) Shah Deniz (2006): 350 bcf per year by 2009
Major Pipelines (capacity, bbl/d) BTC Pipeline (1 million), Western Early Oil (155,000), Northern Early Oil (95,000)
Major Refineries (capacity, bbl/d) Baku (238,978), New Baku (160,000)

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

http://www.eia.gov/countries/country-data.cfm?fips=AJ

Данные с сайта Межгосударственного статистического комитета СНГ

http://www.cisstat.com/rus/macro/azer1.htm

Перспективы развития нефтегазовой промышленности Азербайджана до 2013 года
28 июля 2011 г.
Следуя официальным статистическим данным, предполагаемые запасы жидких углеводородов Азербайджана колеблются на отметке 4-8 млрд. тонн, из них порядка 0,9 — 1,8 млрд. относятся к разряду разведанных. В 2007 году предполагался рекордный показатель за время промышленного производства нефти в республике — добыча ожидалась порядка 30 млн. тонн и удвоилась уже к 2009 году. К 2013 году реальная динамика роста продукции нефтегазового сектора Азербайджана по отношению к 2002 году составит 509%.

Судя по отчету Государственного комитета по статистике АР, посвященного итогам и перспективам развития экономики Азербайджана, добыча нефти в стране составит 66,5 млн. тонн против 42,6 млн. тонн в 2007 году и 15,4 млн. тонн в 2003 году.
По итогам 2008 года газодобыча составила 27,4 млрд. кубометров, при этом к 2013 году удельный вес нефтяного сектора в ВВП страны снизится до 43%, тогда как в 2007 году этот показатель составлял 57%, а в 2003 году — 30%.

Доля нефтяного сектора в ВВП будет постепенно снижаться после 2009 года. Так, по итогам 2008 года показатель составит 59%, в 2009 году — 58%, в 2010 году — 53%, 2011-м — 48%, 2012-м — 45 и в 2013 году — 43%.
В документе сказано, что за последние 5 лет добыча нефти в Азербайджане возросла в 2,7 раза, а газа — в 2,1 раза.

В 2003-2007 гг. Азербайджаном было экспортировано 90,5 млн. тонн нефти. За минувшие 5 лет на нефтяном месторождении «Чыраг» добыто более 33,4 млн. тонн, с начала эксплуатации на месторождении Азери — 49 млн. т нефти, на месторождении «Шах-Дениз» — 3,3 млрд. кубометров газа, и этот газ позволяет полностью покрыть потребности страны. В рамках проекта «Азери-Чыраг-Гюнешли» (АЧГ) сданы в эксплуатацию 4 добывающие платформы, а на месторождении «Шах-Дениз» пробурены 4 скважины. При этом Госнефтекомпания Азербайджана (ГНКАР) довела объем буровых работ до 190 тыс. м — это наибольший показатель за последние 12 лет. Завершены работы в грузинском терминале Кулеви, продолжено строительство нефтеперерабатывающего завода в порту Джейхан.

По данным Госкомстата, в 2008-2013 гг. ожидается проведение комплекса мероприятий по поиску, разведке и бурению новых месторождений. В частности, будут вестись разведочные работы на месторождении «Шах-Дениз», готовится к разработке перспективных структур «Карабах» и «Ашрафи» и вестись разведочно-буровые работы для полного изучения структур «Умид», «Инам», «Бабек», «Нахчыван», «Абшерон» и «Ялама». Также будет продолжена полномасштабная разработка глубоководной части АЧГ в рамках проекта Западный и Восточный Азери, ожидается начало добычи газоконденсата на Стадии-2 разработки «Шах-Дениз», бурение новых и восстановление бездействующих скважин на разрабатываемых месторождениях, внедрение новых технологий для увеличения коэффициента нефтеотдачи на разрабатываемых месторождениях.

Претерпит изменения и нефтегазовая инфраструктура. Планируется расширение инфраструктуры, строительство, реконструкция и модернизация инфраструктуры добычи, транспортировки и переработки нефти и газа, улучшение качества поступающего в коксовую установку сырья, дальнейшее увеличение ресурсов производства дизельного топлива, снижение потерь и технологических расходов при добыче и транспортировке нефти и газа, производстве и транспортировке нефтепродуктов. Будет проведена специальная модернизация нефтепереработки для дальнейшего увеличения выхода светлой продукции и во избежание образующей бензол фракции бензина прямой перегонки, а также строительство газоперерабатывающего и химического заводов.

К 2013 году запланировано также снижение негативного экологического влияния нефтегазового сектора (сведение к минимуму выбросов отходов нефтепродуктов, строительство очистных сооружений, рекультивация и поэтапная реабилитация загрязненных земель, осушение возникших на промыслах озер, разбор вышек, эксплуатация которых прекращена, сбор отходов с поверхности моря вдоль побережья и пр.).
«Объем выявленных запасов нефти и газа оценивается более чем в 1 млрд. тонн условного топлива, и достаточен для снабжения Азербайджана энергоносителями и их экспорта в ближайшие 100 лет», — отмечено в документе.
http://neftegaz.ru/analisis/view/7614

Bold’ом отмечены недостоверные данные:
1) В первом абзаце говорится о добыче в 2007 г. 30 млн.т, во втором — 42.6 млн.т
2) Первый абзац: Удвоение к 2009 г. от уровня 30 млн.т, такой уровень в 2009 не был достигнут

В 2010 году экспорт азербайджанского газа в различных направлениях составит 7,8 миллиардов кубических метров, сказал в среду министр промышленности и энергетики Натик Алиев на 17-ой международной конференции «Нефть и газ Каспия», проводимой в Баку.

По его словам, в этом году в Турцию будет экспортировано 6,4 миллиардов кубометров газа, в Грузию — 0,3 миллиарда, в Россию — 1 миллиард, в Иран — 0,1 миллиарда кубометров.

Добыча газа в Азербайджане, по данным министра, в 2010 году составит 30 миллиардов кубометров, 8 миллиардов из которых придется на месторождение «Шах Дениз». В 2009 году в Азербайджане было добыто 23 миллиарда кубометров газа, из которых 5,4 миллиардов пришлось на «Шах Дениз».
на сайте
http://www.mineral.ru/News/41045.html
взяли из ?
http://www.trend.az/capital/energy/1697853.html
— — — — — — — — — — — — — — —

Текущие новости
На территории Азербайджана в январе-сентябре 2011г. было добыто около 35,5 млн т нефти и конденсата, что на 7,5% меньше аналогичного показателя 2010г., сообщает Trend со ссылкой на данные Государственного статистического комитета республики. Добыча газа в январе-сентябре с.г. в Азербайджане составила около 19,37 млрд куб. м, что на 2,6% меньше, чем в январе-сентябре прошлого года. Производство электроэнергии за 9 месяцев с.г. выросло на 5,2% и составило 14,58 млрд кВт/ч.
Всего в 2010 г. на территории Азербайджана было добыто 50,83 млн т нефти. Основной объем добычи пришелся на блок нефтегазовых месторождений «Азери-Чираг-Гюнешли» и газоконденсатное месторождение «Шах Дениз», которые разрабатываются совместно с иностранными партнерами. В прошлом году в республике было добыто 26,23 млрд куб. м. газа, из которых 16,67 млрд куб. м пришлось на товарный газ.
http://www.rbc.ru/rbcfreenews/20111019135011.shtml
Формально расматривая добычу
нефти в 35,5 млн т
газа 19,37 млрд куб. м
как 3/4 от годовой, получим на 2011 г. добычу
нефти 47.3 млн т
газа 25.8 млрд куб. м

Прогнозные данные по добыче нефти

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

OCTOBER 2011
Azerbaijan’s output to fall 9% in 2011

Azerbaijan’s oil production is set to fall by around 9% in 2011 compared with last year. The CGES now expects Azerbaijan’s oil production to average 945,000 bpd this year; around 95,000 bpd down on last year’s level (see Figure 1). The decline comes as a result of BP’s decision to successively take the three platforms on the Azeri field out of operation for two weeks to undertake maintenance that the company has decided to carry out in the wake of last year’s Macondo blow-out in the Gulf of Mexico.

The shutdowns follow maintenance work on the Chirag platform, which was taken out of operation in July, and a part of a worldwide programme of preventative maintenance being carried out by the company at many of its offshore operations.


Azerbaijan’s oil production should recover in 2012, perhaps once again exceeding the 1-mbpd level, as it did in 2009 and 2010.
This will require the uninterrupted operation of all the BP-operated platforms in the Caspian Sea.
http://www.cges.co.uk/resources/articles/2011/10/05/azerbaijan’s-output-to-fall-9-in-2011

JULY 2011
Azerbaijan’s oil output begins to slip

http://www.cges.co.uk/resources/articles/2011/07/13/azerbaijan’s-oil-output-begins-to-slip

MARCH 2010
Azerbaijan launches the next phase of its oil development


http://www.cges.co.uk/resources/articles/2010/03/16/azerbaijan-launches-the-next-phase-of-its-oil-development

23 сентября. Переговоры между Баку и Анкарой по транзиту азербайджанского газа через Турцию в Европу могут быть завершены до 26 сентября, а подписание окончательного документа состоится в октябре. Об этом заявил журналистам начальник управления инвестициями Госнефтекомпании Азербайджана (ГНКАР) Вагиф Алиев. Речь идет о поставках 16 млрд кубометров газа с новых месторождений к 2017 году.

На днях президент Госнефтекомпании Азербайджана Ровнаг Абдуллаев заявил, что Азербайджан готов поставлять газ в Европу начиная с 2017–2018 годов. «Мы надеемся, что успешное завершение переговоров с Турцией откроет путь азербайджанскому газу в Европу. Практически сразу же после решения транзитных вопросов с Турцией мы готовы поставлять в Европу 2 миллиарда кубометров», – сказал Абдуллаев, выступая с докладом на третьей ежегодной конференции Gas Infrastructure World Caspian 2011 в Баку. По его словам, в 2017–2018 годах добыча газа в Азербайджане достигнет 30 млрд. куб. м, в 2025 году – 50 млрд. куб. м.

Чтобы представить, насколько Азербайджан сумел продвинуться вперед в освоении своих газовых месторождений, достаточно отметить, что еще в 2006 году Баку импортировал газ из России. Добиться увеличения добычи газа позволило открытие в Азербайджане нескольких газовых месторождений, к которым относятся Шах-Дениз, Умид, Апшерон, что позволило довести объем подтвержденных запасов газа до 2,5 трлн. куб. м. Но это еще не окончательная цифра. Эксперты связывают большие надежды на структуры Бабек, Нахчыван, Зафар-Машал, а также глубокозалегающие пласты блока Азери-Чираг-Гюнешли.
http://www.rosbalt.ru/exussr/2011/09/23/893286.html

Азербайджан в 2009г. увеличил экспорт природного газа на 23,4% — до $832 млн по сравнению с предыдущим годом. По данным платежного баланса, обнародованного Центральным банком Азербайджана, экспорт нефти в минувшем году снизился на 32,8% по сравнению с 2008г. и составил 19,1 млрд долл. Экспорт нефти составил 90,7% от общего объема экспорта страны, передает РБК со ссылкой на информационное агентство “Тренд”.

Из общего объема нефтяного экспорта на долю продукции нефтепереработки пришлось $1,196 млрд, а в виде сырой нефти из страны вывезено 17,9 млрд долл. При этом Азербайджанским международным операционным консорциумом экспортировано сырой нефти на $16,8 млрд. Продукции на оставшиеся $1,1 млрд. было экспортировано за рубеж другими предприятиями. В том числе газового конденсата с месторождения “Шах-Дениз” вывезено на $200,7 млн., сырой нефти, отправленной компанией SOCAR (Госнефтекомпания Азербайджана), — на $913,5 млн. За отчетный период общая стоимость экспортных товаров, приходящихся на не нефтяной сектор, достигла $1,13 млрд.
Общий объем экспорта страны по итогам прошлого года составил $21,1 млрд.

Напомним, что в 2010г. Азербайджан планирует увеличить экспорт нефти на 8,5% — до 47 млн т против 43,3 млн т в 2009г. В 2011г. из Азербайджана будет экспортировано около 49 млн т нефти, в 2012г. — около 46,3 млн т, а в 2013г. — около 49,1 млн т. Прогнозируется, что в 2010г. Азербайджанская международная операционная компания (АМОК), разрабатывающая блок морских месторождений “Азери-Чираг-Гюнешли”, экспортирует около 45 млн т нефти против около 41 млн т в 2009г. Компания SOCAR, согласно прогнозам, экспортирует в 2010г. более 2,1 млн т нефти против 2,5 млн т в 2009г. В настоящее время азербайджанская нефть экспортируется по нефтепроводам Баку-Тбилиси-Джейхан, Баку-Супса и Баку-Новороссийск.

С 1 января 2010г. Азербайджан начал поставки газа в Россию. Среднесрочный контракт (с возможностью пролонгации) о купле-продаже азербайджанского газа в Россию был подписан между SOCAR и Газпромом в Баку 14 октября 2009г. Он охватывает 2010-2014гг. Согласно контракту, азербайджанская сторона ежегодно будет поставлять в Россию газ в объеме не менее 500 млн куб. м.
http://www.himneftegas.ru/2010/03/31/азербайджан-в-в-прошлом-году-увеличил/

neftegaz.ru: Энергетическая стратегия Казахстана к 2020 году

05 октября 2011 г.
Астана в очередной раз стала местом проведения крупного международного форума. Вчера свою работу начал VI Евразийский энергетический форум KazEnergy

Учитывая главную тему форума, которая звучала так: «Казахстан: 20 лет устойчивого роста, новые горизонты инвестиций и стабильного сотрудничества», премьер-министр Казахстана Карим Масимов, открывая мероприятие, сообщил, что за все годы независимости добыча нефти в республике выросла в три раза, а добыча газа — в пять раз.

Тем временем, по словам министра нефти и газа Сауата Мынбаева, несмотря на возможность второй волны мирового финансового кризиса, Казахстан намерен и дальше наращивать добычу нефти и довести ее к 2020 году до 132,2 млн тонн.

Он упомянул, что первая нефть с главного проекта республики — Кашагана — будет, как и было обещано ранее, в конце 2012 — начале 2013 года. Речь идет об объемах в 370 тысяч баррелей в сутки в ходе первой фазы освоения месторождения.

Однако, по словам казахстанского министра, ожидать экспорта нефти с Кашагана при осуществлении второй фазы освоения месторождения стоит не ранее 2019-2020 годов. Причина такой задержки, по словам Мынбаева, в том, что до сих пор существует неопределенность между участниками проекта по бюджету освоения второй фазы Кашаганского проекта.

— Да, пока сохраняется неопределенность в переговорах по второй фазе Кашагана. Но при тесном взаимодействии подрядных организаций и полномочного органа и при учете взаимных интересов проект может быть значительно более успешным, — подчеркнул он.

Чуть позже в кулуарах форума, отвечая на вопросы журналистов относительно трений между министерством и акционерами Кашагана, Мынбаев сказал, что пока они не получали никаких официальных заявлений о выходе из проекта.

— Никаких писем и обращений, что кто-то из участников Кашаганского проекта хочет выйти, мы (министерство. — Прим. «Литера») не получали, — сказал министр.
Напомним, что ранее в ряде казахстанских СМИ появилась информация со ссылкой на анонимные источники о том, что американская «Конокофиллипс» и датско-голландская «Шелл» намерены выйти из этого грандиозного проекта.

На фоне неопределенности с Кашаганом приятной была новость об успехах на другом крупном месторождении страны — Тенгизе. Совместными усилиями с инвесторами власти Казахстана намерены довести производство нефти с 26 млн тонн до 36 млн тонн в год.

— К началу будущего года должен быть завершен проект третьей фазы расширения месторождения Тенгиз, который будет представлен на рассмотрение полномочному органу. А еще через год будет принято решение по инвестиционной реализации этого проекта

К сожалению, ожидаемой и обещанной новости о результатах переговоров правительства с акционерами третьего важного для экономики страны проекта освоения газового месторождения Карачаганак в ходе форума не прозвучало. Как выяснилось, они затянулись еще на полгода и завершатся, скорее всего, только в конце года.

По словам Сауата Мынбаева, причина такой задержки в том, что стороны намерены досконально обсудить все спорные моменты, чтобы не возникало никаких проблем в будущем. Что касается стоимости доли, на которую рассчитывает Казахстан, то конкретного ответа также не прозвучало.

— Налоги при принятии решений в переговорах никогда не списываются. Это касается в первую очередь Карачаганака. И здесь никаких списаний взамен за будущую долю не будет, — отрезал он.
Как известно, Казахстан намерен получить 10-процентную долю в Карачаганакском проекте — единственном крупном проекте на своей территории, где он не присутствует.
Читать далее

История компании BP

История компании BP началась в 1908 году, когда после долгих и изнурительных поисков в Персии была обнаружена нефть. Это открытие положило основание «Англо-персидской нефтяной компании», которая позднее была преобразована в BP. В прессе активно обсуждали потенциал новой компании, и когда ее акции начали котироваться на биржах Лондона и Глазго, люди выстраивались в очереди, чтобы приобрести акции.

Несмотря на многообещающий старт, в 1914 году «Англо-персидская нефтяная компания» оказалась на грани банкротства. Обладая значительными запасами нефти, компания испытывала сложности со сбытом: автомобили в то время считались роскошью, рынок топлива находился в зачаточном состоянии, а рынок индустриальных масел был уже поделен между европейскими и американскими компаниями.

На этом этапе огромную роль в судьбе компании сыграл Уинстон Черчилль, считавший нефть стратегически важным ресурсом, необходимым для сохранения экономической мощи Великобритании. Черчилль убедил Кабинет министров в том, что в целях обеспечения доступа к надежным запасам нефти при разумном уровне цен правительство должно стать владельцем или, во всяком случае, контролировать источники значительной части необходимой нефти. Было решено, что само правительство станет акционером «Англо-персидской компании», которая будет выступать в качестве защитника национальных интересов Великобритании на мировом нефтяном рынке. Государственные инвестиции помогли компании преодолеть финансовый кризис.
Первая мировая война ознаменовала новую страницу в истории «Англо-персидской компании». Глава компании Чарльз Гринуэй преследовал определенную цель: превратить предприятие из поставщика сырой нефти в нефтяную компанию полного цикла. В разгар войны Гринуэй уже смог подготовить компанию к послевоенной конкуренции. В 1917 году он приобрел у британского правительства одну из крупнейших в Соединенном Королевстве сетей сбыта топлива — компанию «Бритиш Петролеум». Вопреки названию, она принадлежала «Дойче Банку», который в Англии продавал через нее свою нефть из Румынии. Когда началась война, британское правительство взяло на себя управление этой германской собственностью. С приобретением «Бритиш Петролеум» «Англо-персидская компания» получила не только передовую систему сбыта, но и торговое наименование. Компания развивала и свой танкерный флот.

Эти действия изменили структуру бизнеса компании. До 1916-1917 годов более 80% ее активов приходилось на месторождения в Персии, а уже в следующем финансовом году половину основного капитала составляли танкеры и система дистрибьюции. Компания действительно стала комплексной.

Грандиозное нашествие автомобилей в 20-30-е годы ХХ века целиком и полностью изменило облик Америки и Европы. «Автомобильная революция» явилась причиной расцвета «Англо-персидской компании». По всему Туманному Альбиону, как грибы после дождя, появлялись придорожные бензоколонки с вывесками, изображающими логотип BP на фоне британского флага. Если в 1921 году таких бензоколонок было 69, то к 1925-му их количество достигло 6 000.

В 1935 году Персия изменила название на Иран, после чего компания стала называться «Англо-иранской».
Но все хорошее когда-нибудь кончается. Все изменилось осенью 1939 года, когда Великобритания вступила во Вторую мировую войну. Правительство пришло к выводу, что в условиях войны всякая конкуренция должна быть исключена, поэтому вся британская нефтепромышленность будет функционировать в рамках одного гигантского концерна под эгидой государства. В этот концерн вошла и «Англо-иранская компания». Весь бензин, производимый концерном, продавался под названием Pool. Национальные интересы возобладали над интересами бизнеса, и рост продаж BP в континентальной Европе резко сократился.

В период послевоенного восстановления Европы дела в «Англо-иранской компании» пошли на поправку: она вложила средства в заводы во Франции, Германии и Италии, расширила влияние в Скандинавии, Швейцарии и Греции.
Но хрупкое равновесие в мире вскоре дало трещину из-за кризиса на Ближнем Востоке. В Иране усилились антибританские настроения. В 1951 году премьер-министр Ирана убедил парламент национализировать нефтяную промышленность, после чего нефтеперерабатывающий завод «Англо-иранской компании» в Абадане был закрыт и английские сотрудники покинули Иран.
Этот путь оказался тупиковым для Ирана: многие страны бойкотировали поставки иранской нефти, и экономическая ситуация в стране только ухудшилась. В течение двух лет нефть не приносила дохода, инфляция была безудержной, положение страны стало намного хуже, чем до национализации нефтяной промышленности. Это привело к смещению премьер-министра и смене власти в 1952 году. Когда стороны вернулись за стол переговоров, было достигнуто соглашение о создании консорциума западных компаний с целью ведения бизнеса в Иране. Доля «Англо-иранской компании» составила 40%.

В 1954 году решением совета директоров «Англо-иранская компания» была переименована в «Бритиш Петролеум» (British Petroleum Company, BP). BP была преисполнена решимости сократить свою фактически полную зависимость от Ближнего Востока. Было принято стратегически важное решение искать нефть в других регионах, в частности в Западном полушарии.
Для ослабления зависимости BP от Ближнего Востока компания «Синклер ойл» предложила ей совместное ведение разведки на Аляске. После дорогостоящего бурения на арктической прибрежной впадине Норт-Слоуп шести скважин, оказавшихся сухими, обе компании были готовы приостановить работы. Однако после того как компании «Арко» и «Хамбл ойл» обнаружили крупное месторождение в Прадхо-Бей, BP продолжила работа на Аляске.

В 1987 году правительство Великобритании продало последний пакет акций BP. Став полностью частной компанией, ВР занялась оптимизацией бизнеса и избавилась от непрофильных активов, сконцентрировавшись на своем основном бизнесе — геологоразведке и добыче нефти и газа, нефтепереработке, транспортировке и продаже топлива.
В конце 1990-х годов жесткая конкуренция в энергетическом секторе положила начало волне слияний и поглощений. В состав BP вошли компании Amoco, ARCO, Castrol и Aral.

В 1997 году исполнительный директор ВР Джон Браун заявил о том, что компания должна найти компромисс между дальнейшим развитием и необходимостью защищать окружающую среду. Лорд Браун стал первым руководителем крупной энергетической компании, признавшим, что глобальное потепление представляет собой угрозу глобального масштаба, и заявившим, что его компания обязана участвовать в решении данной проблемы.

В начале XXI века компания BP стала уделять особое внимание альтернативной энергетике и вопросу снижения уровня выбросов в атмосферу. BP стала инициатором кампаний «За чистый город», проводимых по всей Европе, развернула программу продажи квот на выбросы парниковых газов и расширила производство солнечной энергии. Было создано специальное подразделение, занимающееся альтернативной энергетикой, задачей которого стало расширение возможностей компании в выработке энергии солнца, ветра, а также водородной и газовой энергии.

В 2000 году по завершении периода слияний и поглощений BP объявила о запуске нового глобального бренда. Его символом стал логотип Helios в виде солнца с зелеными, желтыми и белыми лучами, символизирующий энергию в различных формах.

За прошедшее столетие BP превратилась в глобальную энергетическую компанию, которая развивается в двух направлениях: первое — добыча и переработка нефти, второе — выработка энергии из альтернативных источников. Сейчас компания BP является организацией, воплощающей энергию во всех видах
http://neftegaz.ru/analisis/view/7654

Юрхаровское нефтегазоконденсатное месторождение

Очень большие карты
tim-o-fay: карта месторождений нефти и газа Западной Сибири
blackbourn: Petroleum Geology of Western Siberia, карта
MEA-1999: б.СССР, Турция
— — — —

Рис. 1. Районирование Западно-Сибирской НГП. Нефтегазоносные области: I – Ямальская; II – Гыданская; III – Приуральская; IV – Фроловская; V – Надым-Пурская; VI – Пур-Тазовская; VII – Среднеобская; VIII – Васюганская; IX – Каймысовская; X – Пайдугинская. Месторождения Надым-Пурской НГО: 1 – Уренгойское; 2 – Ямбургское; 3 – Медвежье; 4 – Губкинское; 5 – Комсомольское; 6 — Юрхаровское

Юрхаровское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ) располагается на севере Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (НГП) в пределах Надым-Пур-Тазовского района (рис. 1).

Согласно нефтегеологическому районированию Западно-Сибирская НГП подразделяется на десять нефтегазоносных областей (рис. 1), которые выделяются по основным местам скопления нефти и газа, связанным с региональными положительными структурами (мегавалами, поднятиями и пр.).

Одной из богатейших НГО с точки зрения суммарных запасов УВ является Надым-Пурская нефтегазоносная область (рис. 1). В ее строении выделяется ряд крупных поднятий, валов (Ямбургский, Уренгойский, Танловский) и сводов, с которыми связано большинство месторождений УВ данной территории. Строение положительных структур осложнено локальными поднятиями, значительная часть которых также является нефтегазоносными.

Анализ распределения месторождения УВ в Надым-Пурской НГО свидетельствует о четком разделении ее на северную нефтегазоносную и южную нефтеносную территории. Так, в северной части известны крупные газоконденсатные месторождения с нефтяными оторочками – Ямбургское, Губкинское и др. В южной части области обнаружены исключительно нефтяные месторождения – Новогоднее, Етынурское, Варьеганское и пр.

Юрхаровское месторождение приурочено к одноименному поднятию северо-восточного простирания. Максимальной амплитуды (более 200 м) поднятие достигает по кровле валанжина.

Осадочный чехол Юрхаровского месторождения имеет мощность около 4 км и представлен отложениями меловой, палеогеновой и четвертичной систем. Породы фундамента на площади не вскрыты.

Юрхаровское месторождение характеризуется одной залежью природного газа, 19 газоконденсатными залежами и тремя нефтегазоконденсатными залежами. Основные продуктивные залежи газа связаны с сеноманскими и валанжинскими отложениями. Сеноманская газовая залежь находится на глубинах 1043–1350 м, валанжинская газоконденсатная – на глубинах 2545–3200 м.

Литература:
Васильев В. Г. Газовые и газоконденсатные месторождения. Справочник. М.: Недра, 1975. 527 с.
Немченко Н.Н., Ровенская А.С., Шоелл М. Происхождение природных газов гигантских газовых залежей севера Западной Сибири // Геология нефти и газа. №2. 1999.
Справочник по стратиграфии нефтегазоносных провинций СССР. Под ред. Безносова Н. В. и др., М.: Недра, 1987, 336 с.
http://trubagaz.ru/gkm/jurkharovskoe-neftegazokondensatnoe-mestorozhdenie/

Активы НОВАТЭК


http://www.novatek.ru/ru/business/assets/

Юрхаровское месторождение, открытое в 1970 году, расположено за северным Полярным кругом в юго-восточной части Тазовского полуострова. Лицензией на разведку и добычу углеводородов на месторождении владеет наше 100% дочернее общество ООО «НОВАТЭК-ЮРХАРОВНЕФТЕГАЗ». Добыча газа и газового конденсата ведется с 2003 года. Юрхаровское месторождение — второе по объему добычи и первое по запасам среди месторождений «НОВАТЭКа» и основной источник роста добычи и запасов в среднесрочной перспективе. В ходе выполнения доразведки месторождения в 2007 г. был открыт ряд новых залежей, благодаря чему были увеличены доказанные запасы.
http://www.novatek.ru/rus/our_business/extraction/yur.html

Юрхаровское нефтегазоконденсатное месторождение является основным добывающим активом «НОВАТЭКа».
В 2012 году на долю этого месторождения приходилось примерно 25% доказанных запасов природного газа Компании по стандартам SEC (54% от разрабатываемых запасов) и около 60% валовой добычи газа и 63% добычи жидких углеводородов. Лицензия на освоение месторождения действует до 2034 года.

Юрхаровское месторождение открыто в 1970 году и расположено за северным Полярным кругом в юго-восточной части Тазовского полуострова. Западная часть месторождения находится на Тазовском полуострове, а центральная и восточная части расположены в бассейне Тазовской губы. Разбуривание морской части месторождения производится с суши с применением горизонтальных скважин.

Запасы месторождения по стандартам SEC на конец 2012 года составляли 436,5 млрд куб. м газа и 23,2 млн т жидких углеводородов. Основная часть запасов газа приходится на валанжинский горизонт. Продуктивные залежи компактно расположены на сравнительно небольшой площади, что повышает эффективность их разработки и освоения с точки зрения капитальных и операционных расходов.

Товарная добыча газа и газового конденсата на месторождении началась в 2003 году и по итогам 2012 года составила 34,1 млрд куб. м газа и 2 672 тыс. т жидких углеводородов. Модель разработки месторождения предусматривает бурение горизонтальных скважин большого диаметра и многозабойных горизонтальных скважин, что позволяет снизить общее количество скважин, необходимых для вовлечения в разработку всех запасов месторождения, и минимизировать капитальные вложения. Диаметр эксплуа тационной колонны скважин, которые бурятся на месторождении, достигает 245 мм, а длина горизонтальной секции ствола скважин превышает 1 000 метров. Стартовый дебит скважин доходит до 4,5 млн куб. м в сутки. В 2012 году на месторождении в эксплуатацию введено 6 новых добывающих скважин, а общий эксплуатационный фонд скважин вырос до 72.

В октябре 2012 года введен в эксплуатацию четвертый пусковой комплекс второй очереди месторождения, который позволяет вывести месторождение на проектную мощность в 36,5 млрд куб. м газа в год. Четвертый пусковой комплекс состоит из двух технологических ниток низкотемпературной сепарации мощностью 3,5 млрд куб. м газа в год каждая.

Также на месторождении введена в эксплуатацию первая очередь дожимной компрессорной станции, состоящей из трех агрегатов суммарной мощностью 75 МВт. Станция необходима для поддержания максимального уровня добычи газа на месторождении.

В 2012 году в рамках реализации плана по освоению нефтяных залежей месторождения была пробурена одна тестовая нефтяная скважина, стартовый дебит которой составил 83 т в сутки.
http://www.novatek.ru/ru/business/producing/yurkharovskoye/

Добыча газа на Юрхаровском месторождении началась в январе 2003 года. С магистральным газопроводом Ямбург-Уренгой месторождение соединяется газо — и конденсатопроводом протяженностью 51 км. В январе 2003 г. Юрхаровское месторождение было введено в промышленную эксплуатацию.
http://www.vsluh.ru/news/oilgas/83093.html#Icon_In


http://www.fakttv.ru/news/na/9042/

НОВАТЭК:
В 2007 году на Юрхаровском месторождении мы ввели в эксплуатацию установку по производству метанола мощностью 12,5 тыс. тонн в год. Установка является уникальным интегрированным в процесс подготовки газа объектом: в мировой практике нет подобных малотоннажных производств на газоконденсатных месторождениях. Производство метанола непосредственно на месте добычи позволило минимизировать экологические риски, а также снизить операционную себестоимость добычи и повысить стабильность производства.

В 2008 году была запущена вторая очередь Юрхаровского месторождения, что увеличило возможности Компании по добыче газа до уровня более чем 100 млн куб. м в сутки.

В 2009 году НОВАТЭК ввел в эксплуатацию второй пусковой комплекс второй очереди Юрхаровского месторождения. Запуск второго пускового комплекса позволит увеличить возможности Компании по добыче газа и газового конденсата на 7 млрд м3 и 600 тысяч тонн в год соответственно. В рамках второго пускового комплекса Компания ввела в эксплуатацию две технологические нитки низкотемпературной сепарации газа. Ввод второго пускового комплекса позволит увеличить годовой объем добычи на месторождении до 23 млрд м3 газа и 2 млн тонн конденсата. Это увеличит производственные мощности Компании по добыче газа до 44 млрд м3 в год.

http://www.novatek.ru/rus/our_business/extraction/yur.html


http://www.neftyaniki.ru/publ/russian_oilfields/jamalo_neneckij_ao/jurkharovskoe/7-1-0-702
http://iv-g.livejournal.com/529491.html

Освоение морской части Юрхаровского месторождения, большая часть запасов газа и конденсата которого расположена под дном Тазовской губы, проводится ООО «Новатэк-Юрхаровнефтегаз» c 2002 г. с берега Тазовского полуострова наклонными скважинами с горизонтальным завершением большого диаметра (168 мм в залежи). При этом отходы стволов скважин от вертикали достигают 3 – 5 км, а начальные дебиты газа валанжинских залежей – 3 – 5 млн м3 в сутки. Данное месторождение можно считать первым разрабатываемым российским арктическим месторождением в переходной зоне «суша–море».

Добыча углеводородов (УВ) Юрхаровского месторождения началась в 2003 г. и достигла в 2010 г. 24.75 млрд м3 газа (в потенциале более 33 млрд м3), а конденсата – 2.11 млн тонн (рис.3) [7]. В этом же году начал работу конденсатопровод длиной 326 км с пропускной способностью до 3 млн тонн. На восьмом году разработки (26.04.11) накопленная добыча газа превысила 100 млрд м3, а конденсата – 8.5 млн тонн [7]. Запасы месторождения по классификации SEC (без учета вероятных и возможных) на 31.12.10 – 460 млрд м3 газа и 23 млн тонн конденсата. Кроме этого, к западу и востоку от него открыты два месторождения-спутника – Западно-Юрхаровское и Ново-Юрхаровское.

http://burneft.ru/archive/issues/2011-07-08/7

Юрхаровское месторождение открыто в 1970 г и расположено в ЯНАО, за северным Полярным кругом в юго-восточной части Тазовского полуострова в Надым-Пур-Тазовском районе. Месторождение имеет площадь примерно 260 км2 и расположено в 50 км к востоку от принадлежащего Газпрому Ямбургского месторождения и приблизительно в 300 км к северу от г Новый Уренгой.

Западная часть месторождения находится на Тазовском полуострове, а центральная и восточная части расположены на шельфе Тазовской губы, средняя глубина которой составляет 4 метра. Эксплуатационное бурение производится на суше, месторождение осваивается с применением горизонтальных скважин.
Юрхаровское месторождение имеет 1 залежь природного газа, 19 газоконденсатных залежей и 3 нефтегазоконденсатных залежи.

Глубина залегания углеводородов варьируется от 1 000 до 2 950 метров, при этом валанжинский горизонт, который характеризуется наличием проницаемого песчаника, является основной областью добычи.
Продуктивные залежи компактно расположены на небольшой географической территории, что повышает эффективность разработки и освоения этих запасов, как с точки зрения капитальных вложений, так и с точки зрения операционных затрат.

Лицензией на геологическое изучение и добычу углеводородов владеет НОВАТЭК-ЮРХАРОВНЕФТЕГАЗ, 100% дочернее общество НОВАТЭКа. Добыча газа и газового конденсата ведется с 2003 г.

Доказанные запасы (SEC) месторождения на 31.12.2011 составляют 445,6 млрд м3 газа и 24,2 млн тонн жидких углеводородов.

С магистральным газопроводом Ямбург-Уренгой месторождение соединяется газопроводом протяженностью 51 км. Параллельно идет конденсатопровод.
http://neftegaz.ru/tech_library/view/4443/