[Most Recent Entries] [Calendar View] [Friends]
Below are the 16 most recent journal entries recorded in
iv_g's LiveJournal:
| Thursday, January 20th, 2011 | |
| 9:15 am | iimes.ru: Перспективы суданского рынка углеводородов А.А.Быстров 17 января 2011 http://www.iimes.ru/rus/stat/2011/1 Если перед Хартумом в силу отделения богатых углеводородами южных штатов отчетливо замаячила перспектива непопулярных экономических реформ, то в Джубе царят совсем другие настроения. Там превалируют предчувствия скорого нефтяного бума и прихода на внутренний рынок крупнейших американских и европейских компаний. При этом мало кого волнует практически полное отсутствие в новообразуемом африканском государстве элементарной материальной и социальной инфраструктуры. Основные надежды Джубы в этом вопросе связаны, как это не удивительно, совсем не с американцами, а с французами. В марте с.г. французская «Тоталь» и испанская «Стар Петролиум» начинают эксплуатацию двух блоков в штате Джангли. «Один из них – это блок Б, крупнейший на юге, который будет разрабатывать «Тоталь». Испанцы будут работать на блоке Е. Мы рассчитываем, что эта разработка позволит утроить нынешний объем добычи нефти», - заявил на днях пока федеральный министр природных ресурсов Гаранг Динг. Напомним, что на сегодняшний день на южносуданских месторождениях углеводородов добывается 450 000 баррелей в день. Таким образом, в планах Джубы «перевалить» через миллион баррелей в день. Вопрос стоит в этом случае в пропускной способности единственного трубопровода и нефтеперерабатывающего завода в Порт-Судане. Этот аспект министр как-то забыл упомянуть. В 1983 году французы впервые заявили себя на южносуданском рынке углеводородов, но тогда они работали совместно с рядом кувейтских и американских фондов. Всяческая активность тогда наталкивалась на серьезные проблемы, связанные с гражданской войной, но после заключения Всеобъемлющего мирного соглашения (ВМС) в 2005 году «Тоталь» подтвердила свои права на блок Б, при этом обойдя своего основного конкурента на тот период времени английскую «White Nile». В 2007 году из консорциума в связи с введением режима экономических санкций добровольно вышла американская «Марафон Ойл», что вновь вызвало серьезную задержку реализации проекта, теперь уже по вине Джубы, которая не хотела отдавать единоличные права на разработку исключительно французам. Она настаивала на привлечении к участию других иностранных партнеров, что в принципе является общепризнанной практикой и позволяет играть на внутренней конкуренции между ними. Обратим внимание на интересный факт: «Тоталь» отказалась от альянса с теми же испанцами из «Стар Петролиум», которых усиленно «лоббировали» в южносуданском руководстве. Мотивировалось это тем, что одним из собственников указанной компании были представители Ирана. В свою очередь французская сторона в качестве альтернативы предложила катарскую нефтяную компанию, но вновь натолкнулась на сопротивление Джубы, которая отказалась на тот период времени предоставлять катарцам требуемый 20% пай. При этом испанская компания осталась на южносуданском рынке, что говорит о сильном проиранском лобби в Джубе. Это новый момент, который надо запомнить. На настоящий период времени расклад сил следующий. «Тоталь» имеет права на 32,5% добытых в перспективе углеводородов, кувейтская «Куфпек» - 27, 5%, северосуданская «Судапет» - 10%, а южносуданская «Нилпет» и подконтрольные ей структуры должны в ближайшее время довести свою долю до 20%. То есть западники совокупно «держат» контролирующий пакет акций. Начало активной деятельности в блоке Б, по словам представителей европейских компаний, начнется только после официального и международного признания нового государственного образования на Юге. В этой связи не совсем понятны заявления южносуданских официальных лиц о начале эксплуатации уже в марте с.г, когда как официально новое государство должно начать функционировать в полной мере только после окончания предусмотренного ВМС «переходного периода», т е. летом 2011 года. Интересны объяснения суданского министра природных ресурсов о мотивах привлечения именно западноевропейских фирм к разведке и добыче. «Мы хотим, чтобы «Тоталь» принесла с собой новые стандарты и технологии. Те азиатские компании, которые сейчас присутствуют на нашем рынке, не соответствуют стандартам экологии и безопасности. Мы хотим, чтобы этот рынок был диверсифицирован, нам необходимы западные опыт и практика», - заявил он. Ни больше, не меньше. Очень приятно, что официальное лицо подтвердило ранее высказываемое нами предположение о том, что перспектива присутствия китайцев на суданском рынке нефти будет сокращаться по мере выхода страны из-под режима экономических санкций, несмотря на их дешевые кредиты и дармовую рабочую силу. Африканцы уже сильно устали от устаревших и затратных китайских технологий. Им необходимо пусть и дорогая, но в разы более эффективная европейская технология, которая дает, несомненно, более высокий КПД, а, следовательно, и прибыль. В конечном счете, дешевле выходит. И плюс, конечно, выход на европейский финансовый рынок. Это первый «звонок» для китайских стратегов новой «африканской политики». Министр Динг затронул также вопрос и строительства нового трубопровода в Кению. Подчеркнем, что этот вопрос является краеугольным для сохранения стабильности в регионе и выходит далеко за рамки чисто технических проектов. Строительство альтернативных от «северосуданского» путей транспортировки углеводородов в состоянии серьезно изменить всю геополитическую модель в регионе Северной Африки. Действительно, монополия Хартума на «трубу» в настоящее время является самой оптимальной гарантией от возникновения новой гражданской войны (ибо от этого зависит стабильность политических режимов и на Севере и на Юге), а также сдерживающим фактором для южан для начала широкомасштабных ирригационных и гидро- проектов в истоках Нила, к чему их активно подталкивают их южные соседи, но что чревато большими катаклизмами (и сегодняшний Тунис этому служит доказательством) для северян и египтян. «Мы думаем, что строительство нового трубопровода обусловлено тем, что блок Б находится слишком далеко от уже действующего трубопровода. Если запасы в нем окажутся достаточными, то есть смысл строить новый путь или в Кению, или в Уганду», - заявил министр. Ранее уже говорилось о том, что новый трубопровод будет строить та же «Тоталь», а нефтеперабатывающий завод в Кении – китайцы. Стоимость проекта – порядка 1,5 млрд долларов США, и это без учета многочисленных политических рисков, типа повстанцев из LRA или возможной внутренней нестабильности внутри СНОД (вспомним того же мятежного генерала Атора). Но самым главным «если» конечно является экономическая целесообразность этого предприятия, чем собственно и будут в первую голову «озадачиваться» западные и не только инвесторы. Здесь не все понятно с потенциалом этих блоков. И понять действительные его масштабы, возможно, будет только в процессе начала эксплуатации, а это время. Время, которое работает на Хартум. Еще одной проблемой, с которой в скором времени столкнуться северяне – это дискриминация их рабочих, которые составляют абсолютное большинство на нефтяных приисках. Уже сейчас в полный голос из Джубы доносятся призывы (подержанные «на местах») предоставить выходцам из Юга такую же зарплату, как и их коллегам из северных районов. Ну и соответственно увеличить их пропорцию в общем количестве занятых в этой отрасли. Как следствие, северяне боятся (и правильно делают), что в результате независимости Южного Судана они просто-напросто лишаться своей работы. В настоящее время они действительно получают больше своих коллег из южных районов, чему существуют свои логические объяснения, начиная от условий «вахтового метода» и заканчивая более высокой профессиональной квалификацией. Ситуация очень просто может развернуться в другую сторону, что оюразует еще один блок недовольных слоев населения, который будут обвинять во всем Хартум. Единственное, что здесь утешает, так это только то, что у южан действительно нет квалифицированных рабочих, и в самое ближайшее время восполнить этот дефицит они не в состоянии. С другой стороны, Джуба уже заявила, что она намерена привлечь в страну на различные виды работ порядка 250 тыс. иностранных специалистов. Чувствуется, что южносуданские руководители уже мнят себя «африканскими заливниками». Остается только добавить, что для того, чтобы действительно стать таковыми, надо разучиться воровать, хотя бы в таких ошеломляющих объемах как сейчас. Но иностранная рабочая сила – это проекты, а столкновения, как на самих месторождениях, так и в местах компактного проживания рабочих на волне эйфории независимости вполне вероятны. Общий вывод из всего сказанного все-таки больше оптимистичный. И связано это, прежде всего с тем, что 98% своего бюджета будущее независимое государство получает от нефтяного экспорта. Любая война или нестабильность в этой связи для него смерти подобны. Другой вопрос, что в общем-то потенциально богатейшее государство (в расчете на душу населения) тем не менее вряд ли сможет разумно этим богатством распорядится. К этой версии развития событий склоняются эксперты ООН, которые прогнозируют уже в самой ближней перспективе элементарный голод в южных суданских штатах. Эта опасность названа самой реальной на сегодняшний день, и никаких оснований не верить их выкладкам нет. |
| Wednesday, January 19th, 2011 | |
| 9:00 am | Тунис, нефть Длительное время нефть была основным источником экспортных поступлений Туниса (В 1999 в стране было добыто ок. 250 тыс. т сырой нефти). С кон. 1980-х гг. эта роль перешла к текстильным изделиям и продовольствию. Тунис занимает 4-е место в мире по добыче фосфатов (в 1999 добыто 8 млн т). Производство электроэнергии в 2000 составило 10,3 млрд кВт-ч. Месторождение Мискар даёт более 90% всей добычи газа (335 млн м3 в 1999)». http://www.materiki.ru/countries/de 2006 год «Китайская нефтяная компания Sinochem начнет добычу нефти на шельфе Туниса в сентябре, сообщил представитель шведской компании Lundin Petroleum, совместно с которой Sinochem разрабатывает месторождение. По информации шведской компании, ожидаемая добыча нефти на месторождении составит около 20 тыс. баррелей нефти в сутки, его доказанные запасы составляют 1,5 млн. баррелей». http://www.tunisie.ru/modules.php?n Китайцы потихоньку залезали в Тунис с 2002 года. Зайдя с норвежского «бока». «Китайский нефтетрейдер ведет переговоры с норвежской компанией Petroleum Geo-Services (PGS) о покупке первого в истории Китая добывающего предприятия на другом континенте. Sinochem и PGS, сервисная и производственная фирма, готовят контракт на сумму $150-$250 млн на продажу в ближайшее время подразделения PGS – Atlantis. Это первая крупная покупка Sinochem за рубежом, одновременно переводящая фирму из трейдерских в разведочные и добывающие…Несмотря на рискованность осваиваемых группой Atlantis районов (Средний Восток) китайцы выбрали для покупки именно эту группу, рассчитывая получать большую прибыль. Atlantis вкладывает капитал в поиски и добычу нефти в Тунисе, Оман и ОАЭ. Через 2 года его добыча в этих районах составит 1.5 млн т н.э. в год. Недавно Atlantic начала разработку нового месторождения в Тунисе; уровень добычи – около 20 тыс. барр./сут». http://www.mineral.ru/News/876.html «В Тунисе ‘BG’ (British Gas –Н.С.) является самым крупным иностранным инвестором. Ей принадлежит 100% акций в добыче газа на месторождении Miskar, обеспечивающей 80% суточного спроса на этот энергоноситель в стране…В дополнение к месторождению Miskar ‘BG’ имеет 50%-ную долю и разрешение на разведку на шельфовых месторождениях Amilcar и Ulysee, где действует также государственная компания ‘ETAP’. Оценочная скважина Hannibal-3, пробуренная на месторождении Amilcar в 1997 г., обнаружила газ, однако пока нет разрешения на его добычу». http://money-tovary.ru/NEFTj-I-GAZ.h Тунисский газ добывают англичане. Но может быть англосаксы из «BG» интересуются только газом? Нет. К примеру, В Египте эта компания добывает и нефть. «Кроме активов в области природного газа, ‘BG’ имеет 25%-ную долю в освоении месторождения Zaafarana, которое было введено в эксплуатацию в 1994 г. и дает 13 тыс. барр. нефти в сутки». http://money-tovary.ru/NEFTj-I-GAZ.h Полностью http://nstarikov.livejournal.com/202108.h |
| Sunday, December 5th, 2010 | |
| 12:33 pm | Half a Century of Oil in Libya 2008 marked the 50th anniversary of the very first commercial oil discovery in the Sirt Basin, Libya, in 1958. In the years since then, 22 giant and more than 25 large fields have been discovered, making the basin one of the world's premier petroleum provinces. Petroleum exploration in Libya started in late 1953 with a regional reconnaissance of surface geology that was carried out under special exploration permits. In June 1955 the Libyan Petroleum Law (Law no 25/1955), which governs Petroleum Exploration and Exploitation, came into effect, and by the end of that year 47 concessions covering 519,816 km2 (the equivalent of almost 90 North Sea quadrants) distributed throughout the country's sedimentary basins, had been granted to a number of different companies.  Major tectonic elements of the Sirt Basin Bahi - good The first Libyan petroleum exploration well (A1-18) was spudded on April 19, 1956, on a large surface structure in the Jabal Akhadar Cyrenaica Platform in the north-east part of the country, but this was a dry hole. The first Libyan hydrocarbon discovery was Atshan 1 B2-1 in the western Murzak Basin (compare map), which tested non-commercial oil from Devonian Sandstones on December 27, 1957. The first commercial discovery was made in the Sirt Basin in 1958 with well A1-32 (Bahi Field), which tested 704 bpd of 40° API oil from basal Upper Cretaceous Sandstones overlying a major pre-Cretaceous unconformity (Hercynian Unconformity). Excitement at the first hydrocarbon discovery was expressed by the drilling crew shouting the word "Bahi", meaning good in Arabic, giving us both the formation name Bahi Sandstones and the Bahi Field. The first giant discovery, the Zelten Field, was made with well C1-6, testing 17,500 bopd from Upper Paleocene limestone.  Oil and gas fields in the Sirt Basin A significant petroleum province In the same year (1958), another well, B1-32, was drilled about 40 km south-east of A1-32. This resulted in a giant hydrocarbon discovery, the Dahra Field, in Paleocene carbonates, and the huge potential of Waha Oil Company's Concession 32 was confirmed. Today the total estimated hydrocarbon reserves in-place for Concession 32 adds up to approximately 7 billion barrels of oil (Bbo) and about 2 trillion cubic feet of gas (Tcfg). Following these discoveries, systematic exploration drilling along the major structural features was carried out. To date 22 giant fields, more than 25 large fields, and many small accumulations, with total known recoverable reserves of 42 Bbo and 33 Tcfg, have been discovered in the Sirt Basin, ranking the basin 15th among the world's premier petroleum provinces. The Upper Cretaceous Sirte Shale, which is thickly developed in the deep trough areas (compare structural cross-section), is the major source of hydrocarbons. At least seven stratigraphic pay zones, varying in depth from 600 - 4700 m (15,500 - 2,000 ft) and ranging in age from Precambrian fractured basement to Oligocene, are known to be present in the Sirt Basin.  Generalized correlation chart of the western part of Sirt Basin where A1-32 was discovered Huge potential Exploration activities in the Sirt basin have until very recently concentrated mainly on the relatively shallow and easy targets found on the structural highs, within structural and stratigraphic plays around the basement highs, and on a few structures in the relatively shallow troughs, while the deep troughs remain virtually unexplored. When we consider the petroleum source rocks available in the Sirt Basin, the quantity of hydrocarbons generated and the volume found so far, supported by the lack of surface oil seepages in the basin, it is reasonable to believe that the basin has enormous potential reserves still waiting to be discovered. The deep trough areas, the basement rims and the barely explored stratigraphic traps are all thought to have a significant unexplored potential. This should be released by recent advances in seismic technology, modern improvements in data interpretation, and developments in deep drilling technology.  Structural cross section over the Dahra Platform. http://www.geoexpro.com/history/oil_in_ |
| Monday, November 15th, 2010 | |
| 10:24 am | «Газпром» и Sonatrach открыли запасы углеводородов в Алжире «Газпром» и Sonatrach совместно открыли запасы углеводородов в бассейне Беркин в Алжире. Открытие произошло в результате бурения первой поисково-разведочной скважины Rhourde Sayah-2 (RSH-2) на блоке 236b, расположенном на участке Эль-Ассель в бассейне Беркин. Скважина RSH-2 дала дебит из отложений ордовика в размере 60 тыс. куб. м в сутки газа и 49,38 тонн в сутки нефти. Для «Газпрома» это первое открытие запасов углеводородов в Северной Африке.  Группа «Газпром» была объявлена победителем тендера на разведку и разработку углеводородов на сухопутном участке Эль-Ассель 13 декабря 2008 года. По его результатам был заключен контракт с Алжирским национальным агентством по развитию углеводородных ресурсов ALNAFT и компанией Sonatrach, который вступил в силу 3 мая 2009 года. Проект Эль-Ассель реализуется в партнерстве с Sonatrach, оператором является Gazprom EP International. Доля «Газпрома» в проекте составляет 49%, Sonatrach — 51%. В марте 2010 года согласно обязательствам по контракту с агентством ALNAFT Gazprom EP International начала бурение первой поисковой скважины Rhourde Sayah-2 (RSH-2) на участке Эль-Ассель. Также Gazprom EP International выполнила на территории участка широкомасштабную трехмерную сейсморазведку (3D) в объеме 2748 кв. км. Глубина скважины RSH-2 составляет 4400 м. Целевым горизонтом являются отложения ордовика. http://gazprom.ru/press/news/2010/novem Согласно предварительным оценкам извлекаемые запасы нефти на участке Эл-Ассель составляют около 30 млн тонн. http://gazprom.ru/production/projects/d |
| Thursday, August 26th, 2010 | |
| 5:30 pm | |
| Wednesday, August 25th, 2010 | |
| 6:44 pm | Египет: геология и нефтегазоносность Geology of North Africa and Arabia Information, Exchange and Research Egypt Geology Links http://www.northafrica.de/egypt.htm Geology of Egypt http://www.4shared.com/file/58794347/4d Карты http://eusoils.jrc.ec.europa.eu/esdb_ar Геологические карты  ( 7472×5025 )  ( 3666×2427 )  ( 2361×2782 )  ( 4500×6907 ) 09 Jul 2009. Egypt: Two bid rounds launched http://www.energy-pedia.com/article.asp Egypt Oil and Gas Infrastructure http://www.woodmacresearch.com/cgi-b http://www.hoeckmann.de/karten/afrika/a http://www.cgmme.com/Article.aspx?CId=E Тектоническая карта: Ближний и Средний Восток  http://iv-g.livejournal.com/185541.h Сейсмотектоническая карта Ближнего и Среднего Востока http://iv-g.livejournal.com/224965.h Дельта Нила http://iv-g.livejournal.com/183299.h http://iv-g.livejournal.com/170928.h Levant Basin Province, Eastern Mediterranean http://iv-g.livejournal.com/183782.h Суэцкий рифт http://en.wikipedia.org/wiki/Gulf_of_Su The Red Sea Basin Province: Sudr-Nubia(!) and Maqna(!) Petroleum Systems http://pubs.usgs.gov/of/1999/ofr-99-005 Cenozoic evolution of the Red Sea and Modern Lithospheric Structure http://www.utdallas.edu/~rjstern/eg Статьи: ( Read more... ) - - - - - - - - - - - - - - E. Tawadros. Geology of Egypt and Libya http://www.amazon.com/Geology-Egypt-Lib The geology of Egypt http://www.worldcat.org/title/geology-o |
| 6:02 pm | Египет: нефть и газ Date of Oil Discovery: 1907 Date of Oil Production: 1914 http://www.oapecorg.org/en/aboutus/memb Обзор http://www.eia.doe.gov/cabs/Egypt/Backg http://www.egyptoil-gas.com/ Карта концессий http://www.egyptoil-gas.com/concession_ BP Statistical Review of World Energy 2010  ( Read more... )  http://countryproductionprofiles.blogsp  http://www.pico-petroleum.com/PIPStruct Oil and Gas in Egypt - Overview http://www.mbendi.com/indy/oilg/af/eg/p http://www.africanoiljournal.com/eg http://www.suco-eg.com/ Shell Egypt N.V. http://202.244.105.132/English/Data/Afr BP, RWE Dea move on Egypt plans http://www.oilonline.com/News/NewsArtic  http://www.vegasoil.com/en/main.php http://www.apachecorp.com/Operations/Eg http://www.offshoreenergytoday.com/aust |
| 5:00 pm | Египет, общие сведения  MINISTRY OF PETROLEUM http://www.petroleum.gov.eg/en/ Ministry of Electricity and Energy http://www.moee.gov.eg/ Egypt's Information Portal http://www.eip.gov.eg/ http://www.petroleum.gov.eg/en/OtherSit Atlas of Egypt http://commons.wikimedia.org/wiki/Atlas Download Free Egypt Maps http://www.mapcruzin.com/free-egypt-map Карты http://www.hoeckmann.de/karten/afrika/a http://mapsof.net/egypt http://www.lib.utexas.edu/maps/egypt.ht http://www.lib.utexas.edu/maps/atlas_mi Лингвистическая карта http://www.muturzikin.com/carteafr Red Sea Naval Charts http://www.bluewater.de/red-sea/ka http://www.bluewater.de/redsea-inf Население, оценка (2009) - 77 420 000 чел. (15-е) 74 чел./км² Территория - 1 001 570 км² Годовой прирост — 2 % (фертильность — 3 рождения на женщину) http://ru.wikipedia.org/wiki/Егип GDP (PPP) 2009 estimate - Total $469.663 billion - Per capita $6,123 GDP (nominal) 2009 estimate - Total $187.954 billion - Per capita $2,450 Gini (1999–00) 34.5 (medium) http://en.wikipedia.org/wiki/Egypt  http://en.wikipedia.org/wiki/Demographi Треугольник Халаиба ( Read more... ) Высоты: самая низкая точка: Впадина Каттара −133 м самая высокая точка: Гора Святой Екатерины (Синай) 2629 м Спутниковое изображение Египта  Топографическая карта Египта  http://ru.wikipedia.org/wiki/Геогра Exports - $33.36 billion f.o.b. (2008 est.) Imports - $56.43 billion f.o.b. (2008 est.) Public debt - $28.84 billion (31 December 2008 est.) Revenues (доходы) - $40.46 billion (2008 est.) Expenses (расходы) -$51.38 billion (2008 est.) Egypt's mineral and energy resources include petroleum, natural gas, phosphates, gold and iron ore. Crude oil is found primarily in the Gulf of Suez and in the Western Desert. Natural gas is found mainly in the Nile Delta, off the Mediterranean shore, and in the Western Desert. Oil and gas accounted for approximately 7% of GDP in fiscal year 2000/01. Export of petroleum and related products amounted to $2.6 billion in the year 2000. In late 2001, Egypt's benchmark "Suez Blend" was about $16.73 per barrel ($105/m³), the lowest price since 1999. Deficit as % of GDP -7.97% Crude oil production has been in decline for several years since its peak level in 1993, from 941,000 bbl/d (149,600 m3/d) in 1993 to 873,000 bbl/d (138,800 m3/d) in 1997 and to 696,000 bbl/d (110,700 m3/d) in 2005.  At the same time, the domestic consumption of oil increased steadily (531,000 bbl/d and 525,000 bbl/d (83,500 m3/d) in 1997 and 2005 respectively), but in 2008, oil consumption reached to 697,000 bbl/day. It is easy to see from the graph that a linear trend projects that domestic demand outpaced supply in (2008–2009), turning Egypt to a net importer of oil. To minimize this potential, the government of Egypt has been encouraging the exploration, production and domestic consumption of natural gas. Oil Production was 630 bbl/day in 2008, and natural gas output continued to increase and reached 48.3 billion cubic meters in 2008. Over the last 15 years, more than 180 petroleum exploration agreements have been signed and multinational oil companies spent more than $27 billion in exploration companions. These activities led to the findings of about 18 crude oil fields and 16 natural gas fields in FY 2001. The total number of findings rose to 49 in FY 2005. As a result of these findings, crude oil reserves as of 2009 are estimated at 3.7 billion barrels (590,000,000 m3), and proven natural gas reserves are 1.656 trillion cubic meters with a likely additional discoveries with more exploration campaigns. In August 2007, it was announced that signs of oil reserves in Kom Ombo basin, about 28 miles (45 km) north of Aswan, was found and a concession agreement was signed with Centorion Energy International for drilling. The main natural gas producer in Egypt is the International Egyptian Oilfield Company (IEOC), a branch of Italian Eni. Other companies like BP, BG, Texas-based Apache Corp. and Shell carry out activities of exploration and production by means of concessions granted for a period of generally ample time (often 20 years) and in different geographic zones of oil and gas deposits in the country. Gold mining is more recently a fast growing industry with vast untapped gold reserves in the Eastern Desert. There is already a gold rush and gold production facilities are now reality from the Sukari Hills, located close to Marsa Alam in the Eastern Desert. The concession of the mine was granted to Centamin Egypt, an Australian joint stock company, with a gold exploitation lease for a 160-square-kilometer area. Sami El-Raghy, Centamin Chairman, has repeatedly stated that he believes Egypt's yearly revenues from gold in the future will exceed the total revenues from the Suez Canal, tourism and the petroleum industry combined. Egypt's excess of natural gas will more than meet its domestic demand for many years to come. The Ministry of Petroleum and Mineral Resources has established expanding the Egyptian petrochemical industry and increasing exports of natural gas as its most significant strategic objectives. Egypt and Jordan agreed to construct the Arab Gas Pipeline from Al Arish to Aqaba to export natural gas to Jordan; with its completion in July 2003, Egypt began to export 1.1 billion cubic feet (31,000,000 m3) of gas per year. Total investment in this project is about $220 million. In 2003, Egypt, Jordan and Syria reached an agreement to extend this pipeline to Syria, which paves the way for a future connection with Turkey, Lebanon and Cyprus by 2010. As of 2009, Egypt began to export to Syria 32.9 billion cubic feet (930,000,000 m3) of gas per year, accounting for 20% of total consumption in Syria. In addition, the East Mediterranean Gas (EMG), a joint company established in 2000 and owned by Egyptian General Petroleum Corporation (EGPC) (68.4%), the private Israeli company Merhav (25%) as well as Ampal-American Israel Corp. (6.6%), has been granted the rights to export natural gas from Egypt to Israel and other locations in the region via underwater pipelines from Al 'Arish to Ashkelon which will provide Israel Electric Corporation (IEC) 170 million cubic feet (4.8×106 m3) of gas per day. Gas supply started experimentally in the second half of 2007. Exporting natural gas to Israel faces broad popular opposition in Egypt. As of 2008, Egypt produces about 6.3 billion cubic feet (180×106 m3), from which Israel imports of 170 million cubic feet (4.8×106 m3) account for about 2.7 % of Egypt's total production of natural gas. According to a statement released on 24 March 2008, Merhav and Ampal's director, Nimrod Novik, said that the natural gas pipeline from Egypt to Israel can carry up to 9 billion cubic meters annually which sufficiently meet rising demand in Israel in the coming years. According to a memorandum of understanding, the commitment of Egypt is 680 million cubic feet (19×106 m3) contracted for 15 years at a price below $3 per million of British thermal unit. As of June 2009 it was reported that Cairo sources said Israelis will dig for oil in Sinai[21]. This report comes in the time in which the government is heavily criticized for exporting natural gas to Israel at an extremely low rate. http://en.wikipedia.org/wiki/Economy_of   http://www.lib.utexas.edu/maps/atlas_mi Геология http://spilpunt.blogspot.com/2007/04/eg Египет, Горная энциклопедия http://dic.academic.ru/dic.nsf/enc_geol |
| Friday, June 11th, 2010 | |
| 11:40 am | |
| Wednesday, May 26th, 2010 | |
| 9:55 am | Undiscovered Oil and Gas of the Nile Delta Basin, Eastern Mediterranean Undiscovered Oil and Gas of the Nile Delta Basin, Eastern Mediterranean The U.S. Geological Survey estimated means of 1.8 billion barrels of recoverable oil, 223 trillion cubic feet of recoverable gas, and 6 billion barrels of natural gas liquids in the Nile Delta Basin Province using a geology-based assessment methodology. ( Read more... ) The province encompasses approximately 250,000 square kilometers of the eastern Mediterranean area (fig. 1).  ( Read more... )  Schematic geologic cross section of the Nile Delta Basin Province illustrating the geologic definition of three of the four assessment units (AU) in this study (dotted red lines): Nile Margin Reservoir AU, Nile Cone AU, and Eratosthenes Seamount AU. The fourth AU, Mediterranean Ridge, is out of the plane of the cross section. Modified from Barber (1981) and Abdel Aal and others (2000). Location of projected section shown in figure 1. 1, Miocene (post-Messinian) and Pliocene-Quaternary; 2, Messinian Salt; 3, Miocene (pre-Messinian); 4, Paleogene-Cretaceous; 5, hypothesized pre-Cretaceous; 6, Eratosthenes Seamount. ( Read more... ) Petroleum charge is confirmed by more than 100 producing fields, numerous oil seeps, mud volcanoes, and gas chimneys imaged on seismic profiles (Loncke and others, 2004). Reservoirs are Mesozoic to Paleogene carbonate and clastic reservoirs and Neogene-Quaternary deltaic, nearshore marine, deep-water slope channel, and sheet and fan sandstones (Cross and others, 2009; Samuel and others, 2003) and Messinian-age (latest Miocene) incised-valley-fill deposits (Dolson and others, 2001a). Traps are structural and stratigraphic with numerous modifications because of inversion, salt removal, normal faults, growth faults, and mass transport (Loncke and others, 2006). Migration was enhanced by major intersecting fault systems. Lithologic and diagenetic seals were effective in creating pressure compartments (Nashaat, 1998). The Nile Margin Reservoirs AU is assumed to be sourced from deeper thermally mature source rocks, but currently only one oil field of minimum size is present in the AU. The Nile Cone AU is thought to be sourced mainly from thermally mature Neogene deltaic source rocks, but also there might be a significant biogenic gas component (Vandre and others, 2007). The Nile Cone AU contains two oil fields and 126 gas fields. Geologic Model - Nile Delta Basin The geologic model used in the assessment of the Nile Delta Basin was derived from comparison of geologic analogs, oil and gas production data, proved reserves, and potential oil and gas resources for the maturely explored Niger Delta Province (Brownfield and others, 2010). The USGS used a minimum undiscovered field size of 5 million barrels of oil equivalent (MMBOE). Assessment Results Estimates of volumes of undiscovered technically recoverable oil and gas resources are shown in table 1.  Table 1. Nile Delta Basin Province assessment results. [MMBO, million barrels of oil. BCFG, billion cubic feet of gas. MMBNGL, million barrels of natural gas liquids. Results shown are fully risked estimates. For gas accumulations, all liquids are included as NGL (natural gas liquids). Undiscovered gas resources are the sum of nonassociated and associated gas. F95 represents a 95 percent chance of at least the amount tabulated; other fractiles are defined similarly. Largest expected oil field in MMBO; largest expected gas field in BCFG. TPS, total petroleum system; AU, assessment unit. Gray shading indicates not applicable]. The mean of the distribution for undiscovered oil is about 1,763 million barrels of oil (MMBO), with a range from 491 MMBO to 4,266 MMBO. For undiscovered gas, the total mean volume is 223,242 billion cubic feet of gas (BCFG), with a range from 92,614 to 425,935 BCFG. For natural gas liquids, the total mean volume is 5,974 million barrels of natural gas liquids (MMBNGL), with a range of 2,451 to 11,464 MMBNGL. By far the largest resource is estimated to be in the Nile Cone AU, with a mean volume of 217,313 BCFG and 5,789 MMBNGL. These estimates represent technically recoverable oil and gas resources; no attempt was made to estimate economically recoverable resources. ( Read more... ) assessment - оценка gas chimney - аномалия типа "газопереток по негерметичной покрышке". Длинновато, конечно. Не удивлюсь, если в жаргоне сейсмиков уже есть калька "газовая труба" или просто "труба" (наряду с "улыбками", "колесами", "яркими пятнами" ridge - горная цепь, водораздел, подводная горная гряда seep - просачиваться, протекать Единицы измерения нефти и газа 1 млн.т. - 7.33 млн. баррелей 1 млн. баррелей - 0.14 млн. т 1 млрд. куб.м. - 35,29 млрд. куб.футов 1 млрд. куб.футов. - 0,03 млрд. куб.м http://www.nolik.ru/oil.htm |
| Monday, April 26th, 2010 | |
| 12:40 pm | Северная Африка, газ, диаграммы December 13, 2007    http://www.321energy.com/editorials/mea |
| 11:56 am | Алжир Пл. 2382 тыс. км2. Hac. 20,1 млн. чел. (1981, оценка). Cтолица - Aлжир (Эль-Джазаир). Cтруктура ВВП страны (1979,%): c. x-во, включая лесное x-во, охоту и рыболовство, 6,5; горнодоб. пром-сть 28,2; обрабатывающая 11,8; стр-во 13,4; торговля 13,5; транспорт и связь 4,7; прочие 21,9. Произ-во электроэнергии в 1981 составило 7700 млн. кВт·ч. B структуре топливно-энергетич. баланса (1980) 54% приходится на нефть, 44% на газ, 2% на уголь. Протяжённость жел. дорог (1981) ок. 3,9 тыс. км, автомобильных - ок. 92 тыс. км, в т.ч. асфальтированных ок. 47 тыс. км. Oбщий грузооборот мор. портов (1981) 60 млн. т; наиболее крупные порты - Беджаия, Арзев, Aлжир, Aннаба, Oран. Источник  ( 1444x1546 ) Figure 2 : Geological units of Algeria  http://www.mem-algeria.org/hydrocar Figure 4 : Algeria Geology  http://www.mem-algeria.org/hydrocar Карта месторождений газа в Алжире  http://www.lib.utexas.edu/maps/africa/a  ( 1920х1325 ) http://www.mem-algeria.org/hydrocar Natural Gas According to Oil and Gas Journal (OGJ), Algeria had 159 trillion cubic feet (Tcf) of proven natural gas reserves (the eighth-largest natural gas reserves in the world) as of January 2009. Algeria's largest gas field is Hassi R'Mel, discovered in 1956 and holding proven reserves of about 85 Tcf. Hassi R'Mel accounts for about a quarter of Algeria's total dry natural gas production. The remainder of Algeria's natural gas reserves come from associated (they occur alongside crude oil reserves) and non-associated fields in the south and southeast regions of the country.  The country produced 3.03 Tcf of dry natural gas in 2007, and is the sixth-largest natural gas producer in the world and the second largest among OPEC-member countries after Iran. Algeria consumed 0.93 Tcf of dry natural gas in 2007. The remaining natural gas is exported, much of it going to Europe and some to the United States. Algeria's dry natural gas exports totaled 2.10 Tcf in 2007, down slightly from 2.17 Tcf in 2006.  Liquefied Natural Gas Algeria's LNG exports currently make up about one-third of the country's total natural gas exports and are expected to increase in the mid-term, when the Skikda plant comes back online. About 898 Bcf of LNG was exported in 2007, compared with 844 Bcf in 2006. Most of Algeria's LNG exports go to Europe: about 729 Bcf in 2007 compared with 800 Bcf in 2006. With the start-up of the Arzew GL4Z plant in 1964, Algeria became the world's first producer of liquefied natural gas (LNG). Algeria is the fourth largest exporter of LNG (behind Indonesia, Malaysia and Qatar), exporting around 11 percent of the world's total in 2006.  http://www.eia.doe.gov/emeu/cabs/Algeri     http://www.321energy.com/editorials/mea Карты ( Read more... ) |
| Thursday, April 15th, 2010 | |
| 1:18 pm | Тунис, нефть и газ, карты  As estimated by Oil and Gas Journal, Tunisia had modest proven oil reserves of 308 million barrels as of January 2006. The majority of Tunisia's oil reserves are located in the Gulf of Gabes and the Ghadames Basin in the southern part of the country. In 2005, Tunisia produced around 75,000 barrels per day (bbl/d) of crude oil. This represents a 37 percent decline from Tunisia’s peak output of 120,000 bbl/d between 1982 and 1984. Currently, the country's domestic oil production capacity cannot meet the country's consumption demand, which in 2005, was 94,000 bbl/d. Tunisia should to be able to supply at least part of its own petroleum needs for the next decade, but significant production thereafter will be contingent upon new discoveries. The majority of Tunisia’s oil production (73 percent) comes from six concessions, which include Adam, Ashtart, Didon, El Borma, Miskar and Oued Zar. The remaining production comes from 26 smaller concessions. ( Read more... ) Oil production: 81,530 bbl/day (2004 est.) Oil proved reserves: 1.7 billion bbl (2006 est.) Natural gas production: 2.4 billion cu m (2004 est.) Natural gas proved reserves: 77.87 billion cu m (1 January 2005 est.) http://spilpunt.blogspot.com/2007/12/oi  http://www.ati-petroleum.com/press.h |
| 11:01 am | Ливия, геология и нефтегазоносность The country is the repository of some 50 billion barrels of in place oil reserves entrapped in Paleozoic, Mesozoic and Tertiary sediments. Structurally Libya is part of the Mediterranean foreland formed by the North African shield, and has a sedimentary section that has been subjected to transgressions and regressions since the early Paleozoic. The result is a mix of sheets of non-marine sediments (shale and sandstone) and other shallow marine carbonates that have been deposited all over platforms formed in local cratonic basins. ( Read more... )  Fig.13. Major tectonic elements of Libya. (Modified after Rusk 2002) Libya has five major sedimentary basins which are; the Sirt Basin, Murzaq Basin, Kufra Basin, Ghadamis Basin and Cyrenaican Platform (Fig. 14 ). ( Read more... )  Fig.14. Sedimentary basins of Libya  Fig.15. Pre-Mesozoic subcrop map, showing the post-Hercynian deformation before the Mesozoic sedimentation took place.  Fig.16. Potential Productive Basins of Libya. http://sepmstrata.org/Libya-Hassan/Regi - - - - - - - Бассейны Магриба http://www.maghreb-es.ucl.ac.uk/researc SARIR FIELD SIRTE BASIN, LIBYA http://www.searchanddiscovery.net/docum - - - - Libya - Land of Emerging Opportunities http://energy.ihs.com/News/published-ar The Petroleum Geology of Libya http://sepmstrata.org/Libya-Hassan/Liby The History of Exploratation of the Petroleum Geology of Libya http://sepmstrata.org/Libya-Hassan/Petr |
| Friday, April 2nd, 2010 | |
| 1:05 am | Африка северная, нефтяная геология, notcop http://www.maghreb-es.ucl.ac.uk/researc |
| Monday, November 17th, 2008 | |
| 12:07 pm | Газ под Марокко 10.11.2008 14:35 | Neftegaz.ru Ирландская добывающая компания Circle объявила сегодня об открытии газвого месторождения в Марокко, в районе Улед-Нзала на северо-востоке страны. По результатам геофизический тестов объявлено, что объем выхода газа на данном месторождении может составлять 3,32 млн кубических футов в день. В сообщении указывается, что по договоренности с правительством Марокко в случае обнаружении газовых запасов на данном месторождении лицензия на геологоразведку может быть переоформлена для той же самой компании в лицензию на добычу сроком на 30 лет. http://www.rambler.ru/news/economy/1034 |
