Below are the 20 most recent journal entries recorded in iv_g's LiveJournal:

[ << Previous 20 ]

Monday, January 24th, 2011
9:30 am	blackbourn: Восточная Сибирь ( 3978×3826 ) (Comment on this)
Wednesday, January 12th, 2011
9:20 am	Сибнефть (Газпром нефть): от создания компании до покупки Газпромом Краткое описание компании При создании НК "Сибнефть" в её состав были включены одни из самых перспективных предприятий России. Месторождения "Ноябрьскнефтегаза", основного добывающего предприятия "Сибнефти", находятся на ранней стадии разработки. Нефть Ноябрьска отличается низкой плотностью и малым содержанием серы, что позволяет продавать её на мировом рынке под маркой Siberian Light, которая котируется выше, чем Urals. Омский НПЗ входит в числе лидеров как по мощности технологических установок, так и по глубине переработки нефти. Хорошая ресурсная база и эффективные мощности по переработке сырья предопределили высокие темпы развития компании. "Сибнефть" быстро наращивала добычу сырья и поддерживала конкурентоспособность продукции Омского НПЗ за счёт модернизации его установок. Millhouse Capital, основной акционер "Сибнефти", не скрывала своего намерения продать компанию, если за неё будет предложена высокая цена. Дважды предпринималась попытка продать активы "ЮКОСу" (в 1997 году и в 2003 году), но обе сделки были расторгнуты. Длительное нахождение в состоянии "предпродажной подготовки" стало оказывать негативное влияние на производственные показатели "Сибнефти". Большая часть получаемой прибыли направлялась акционерами на выплату дивидендов, размер которых стал рекордным в отрасли. Покупатель был найден в 2005 году. После того, как "Сибнефть" была куплена "Газпромом" и сменила название на "Газпром нефть", начался новый этап развития компании. Структура компании (по состоянию на 2005 год) Добыча Ноябрьскнефтегаз Арчинское Заполярнефть Сибнефть-Чукотка Сибнефть-Югра Переработка Омский НПЗ История компании и проекты Создание компании "Сибнефть" была образована на основании указа Президента РФ Бориса Ельцина № 872 от 24 августа 1995 года. Государственный комитет по имуществу 11 октября 1995 года предписал включить в состав компании нефтедобывающее предприятие "Ноябрьскнефтегаз", Омский НПЗ, геологоразведочное предприятие "Ноябрьскнефтегазгеофизика" и сбытовую сеть "Омскнефтепродукт". Перечисленные предприятия были выделены из "Роснефти". Приватизация В декабре 1995 года состоялся аукцион на право предоставления кредита правительству РФ под залог 51% акций "Сибнефти". Победителем было признано ЗАО "Нефтяная финансовая компания", кредитором выступил АКБ "СБС", гарантом сделки - банк "МЕНАТЕП". Размер кредита составил $100,3 млн. 20 сентября 1996 года прошел инвестиционный конкурс по продаже 19% акций "Сибнефти". Победителем стало ЗАО "Фирма "Синс", заплатившее 82,4 млрд рублей за пакет акций и обязавшееся предоставить инвестиции в размере $45 млн. 24 октября 1996 года состоялся инвестиционный конкурс по продаже 15% акций "Сибнефти". Победителем признано ЗАО "Рифайн-Ойл", заплатившее 65 млрд рублей за пакет акций и обязавшееся инвестировать $35,5 млн. 12 мая 1997 года был проведен коммерческий конкурс с инвестиционными условиями по продаже 51% акций "Сибнефти", находившихся в залоге. Победителем стало ООО "Финансовая нефтяная корпорация", которое заплатило $110 млн за пакет и обязалось инвестировать в развитие компании $40 млн. Реконструкция Омского НПЗ С мая 1996 года изменился юридический статус Омского НПЗ - он стал дочерним предприятием "Сибнефти". После этого компания начала реализацию долгосрочной программы реконструкции предприятия, рассчитанную на период до 2010 года. Программа предусматривает установку нового оборудования, которое позволит расширить количество вторичных процессов переработки нефти. Значительная часть программы уже выполнена. Среди основных достижений - прекращение выпуска этилированных автобензинов, освоение производства бензина Аи-98, снижение содержания серы и ароматических углеводородов в дизельном топливе. Предприятие уменьшило потери сырья и внедрило энергосберегающие технологии. Приобретение ВСНГК В марте 1997 года "Сибнефть" совместно с дружественными структурами приобрела на денежном аукционе 47,02% акций "Восточно-Сибирской нефтегазовой компании". ВСНГК объединяла добывающее предприятие "Енисейнефтегаз", геологоразведочное подразделение "Енисейгеофизика" и сбытовую сеть "Востсибнефтегазсервис". Главный актив ВСНГК - лицензия на разведку и разработку Юрубченского участка Юрубчено-Тахомской зоны. Геологические запасы участка на момент сделки оценивались в 700 млн тонн нефти. Выпуск еврооблигаций В сентябре 1997 года "Сибнефть" объявила о завершении размещения трёхлетних еврооблигаций на сумму $150 млн. Процентная ставка по облигациям установлена в размере LIBOR+4%. "Сибнефть" стала первой российской нефтяной компанией, которой удалось выйти на европейский рынок долговых обязательств. Средства, полученные от продажи облигаций, компания распределила следующим образом: 75% было направлено на реализацию проектов по увеличению нефтедобычи на месторождениях "Ноябрьскнефтегаза", 20% пошли на модернизацию Омского НПЗ, 5% вложены в сбытовую сеть "Омскнефтепродукт". Смена президента компании 14 июля 1998 года совет директоров НК "Сибнефть" удовлетворил просьбу Андрея Блоха об отставке с поста президента компании. Новым президентом "Сибнефти" был назначен Евгений Швидлер, ранее занимавший пост первого вице-президента. "ЮКСИ" 19 января 1997 года в Москве руководители компаний "ЮКОС" и "Сибнефть" подписали меморандум об объединении своих производственных мощностей и структур управления. Объединенная компания получила название "ЮКСИ". В новый холдинг фактически объединились 4 российских нефтяных компании - "ЮКОС", "Восточная нефтяная компания", чей контрольный пакет находился у "ЮКОСа", "Сибнефть" и "Восточно-Сибирская нефтегазовая компания", контролируемая "Сибнефтью". На момент создания "ЮКСИ" занимала третье-четвертое места среди нефтяных гигантов мира и первое - среди российских компаний. Планировалось, что на первом этапе компании будут работать как четыре самостоятельных структуры в рамках холдинга. На втором этапе должно было произойти их полное слияние. Организационные мероприятия планировалось завершить в течение 1998 года. В новом нефтяном холдинге 60% объединенного долевого участия должно было принадлежать акционерам "ЮКОСа", 40% - акционерам "Сибнефти". Президентом "ЮКСИ" был назначен Михаил Ходорковский, бывший в то время председателем правления "ЮКОСа". Первым вице-президентом "ЮКСИ" по финансам был назначен Евгений Швидлер, занимавший аналогичную должность в "Сибнефти". В мае 1998 года "ЮКОС" и "Сибнефть" опубликовали официальные сообщения о приостановлении процесса объединения. Стороны не обнародовали причину отказа от намеченного плана, заявив лишь, что "ЮКОС" и "Сибнефть" останутся самостоятельными компаниями. При этом все соглашения, подписанные "ЮКСИ" с иностранными партнерами, остаются в силе, но дальнейшие переговоры будут вестись отдельно с каждым из участников "ЮКСИ". Как выяснилось позднее, заявления о глубокой интеграции "ЮКОСа" и "Сибнефти" были сделаны авансом, в реальности они продолжали работать как отдельные компании. Этот факт предопределил легкость возврата к предыдущему состоянию и отсутствие конфликтов при разделе "ЮКСИ". Финансовый кризис 1998 года Падение цен на нефть и кризис российской финансовой системы заставил НК "Сибнефть" искать пути снижения затрат. Компания урезала инвестиционную программу "Ноябрьскнефтегаза", значительно сократив наиболее крупные статьи расходов: капитальное строительство и бурение новых скважин. Также было принято решение о выводе сервисных предприятий из состава "Ноябрьскнефтегаза". Продажа ВСНГК В октябре 1999 года "Сибнефть" продала контрольный пакет акций "Восточно-Сибирской нефтегазовой компании" РАО "Роснефтегазстрой". Позже этот пакет акций перешел в собственность НК "ЮКОС". Переход на единую акцию 13 января НК "Сибнефть" объявила официальные условия обмена своих акций 2-го выпуска на акции ОАО "Ноябрьскнефтегаз" и ОАО "Ноябрьскнефтегазгеофизика". Советом директоров компании установлены следующие коэффициенты обмена: 8 акций "Сибнефти" за 1 обыкновенную акцию "Ноябрьскнефтегаза", 4 акции "Сибнефти" за 1 привилегированную акцию "Ноябрьскнефтегаза", 3 акции "Сибнефти" за 1 обыкновенную акцию "Ноябрьскнефтегазгеофизики". Комитет по работе с миноритарными акционерами В 1999 году совет директоров АО "Сибнефть" принял решение о создании комитета по работе с миноритарными акционерами (имеющими менее 2% акций компании). В задачи комитета была включена разработка стратегии по учёту прав и интересов мелких акционеров. Необходимость создания комитета была вызвана увеличением числа акционеров в результате обмена акций дочерних предприятий компании на акции холдинга. Расширение ресурсной базы В 2000 году НК "Сибнефть" стала победителем конкурса на право разработки юго-западного участка Крапивинского месторождения, расположенного в Тарском районе Омской области. Первоначально компания планировала построить на месторождении мини-НПЗ, однако впоследствии было принято решение доставлять добытое сырьё на Омский НПЗ. В 2002 году "Сибнефть" ввела в эксплуатацию новый нефтепровод, связавший юго-западную часть Крапивинского месторождения с магистральной системой "Транснефти". Протяженность маршрута - 58 км, мощность трубопровода позволяет транспортировать до 5 тыс. тонн нефти в сутки. Ранее сырьё, добываемое на Крапивинском месторождении, доставлялось на Омский НПЗ автомобильным транспортом. По состоянию на 1 января 2007 года запасы нефти Крапивинского месторождения по категории В+С1 составляли: балансовые - 37,6 млн тонн, извлекаемые - 11,5 млн тонн. Запасы нефти по категории С2 балансовые - 1,6 млн тонн, извлекаемые - 0,5 млн тонн. Извлекаемые запасы газа: по категории С1 - 230 млн куб. м, по категории С2 - 12 млн куб. м. В 2000 году НК "Сибнефть" добыла первую тысячу тонн нефти на Ярайнерском месторождении, расположенном в Ямало-Ненецком автономном округе. В освоении месторождения принимала активное участие компания Schlumberger, с которой "Сибнефть" заключила договор о стратегическом партнерстве. По технологии Schlumberger на Ярайнерском месторождении были пробурены скважины с горизонтальным входом в продуктивный пласт, а также использован ряд других прогрессивных технологий. Суммарные запасы Ярайнерского месторождения по категориям С1 и С2 оценивались в 99 млн тонн, извлекаемые - 34,4 млн тонн. В 2000 году в ходе аукциона НК "Сибнефть" приобрела лицензии на разработку Пякутинского, Северо-Ноябрьского и Волынтойского участков. Суммарный объём извлекаемых запасов на этих участках оценивался в 100 млн тонн. ОНАКО и Оренбургнефть В 2000 году "Сибнефть" приобрела у "ЮКОСа" 38% акций ОАО "Оренбургнефть", основного добывающего предприятия НК "ОНАКО", за $430 млн. Сделка состоялось незадолго до приватизации государственного пакета акций "ОНАКО". В аукционе по продаже 85% акций "ОНАКО" победило ЗАО "ЕвроТЭК", представляющее интересы акционеров "Тюменской нефтяной компании". Приобретя контрольный пакет акций "ОНАКО", ТНК проявила заинтересованность в получении оставшихся акций этой нефтяной компании, а также её основного добывающего предприятия. Стороны обсуждали различные варианты, в том числе обмен 38% акций "Оренбургнефти" и 1% акций "ОНАКО" на 8,6% акций TNK-International. В итоге компании договорились о том, что ТНК выкупит у "Сибнефти" интересующие её активы за $825 млн. Сделка была завершена весной 2003 года. Приобретение акций "Ставропольнефтегаза" В декабре 2000 года "Сибнефть" приобрела 27% акций "Ставропольнефтегаза". Основным акционером этого предприятия являлась "Роснефть", владевшая 38% акций "Ставропольнефтегаза". На годовом собрании акционеров кандидаты "Сибнефти" получили два места в совете директоров из девяти. СП "Сибнефть-Югра" В 2002 году ОАО "Сибнефть" и ОАО "АНК Югранефть" подписали соглашение о создании совместного предприятия "Сибнефть-Югра". "Югранефть" внесла в уставный капитал СП лицензии на Южно-Приобское и Восточно-Пальяновское нефтяные месторождения, а "Сибнефть" обязалась предоставить финансовые ресурсы для реализации проекта. Уставный капитал совместного предприятия поделен в равных долях между партнерами. Объём извлекаемых запасов СП оценивается в 300 млн тонн. Расширение сбытовой сети (Екатеринбург и область) В 2000 году НК "Сибнефть" приобрела контрольные пакеты акций ОАО "Свердловскнефтепродукт" и ЗАО "Екатеринбургская компания по нефтепродуктам". Приобретение этих предприятий дало возможность "Сибнефти" занять доминирующее положение на нефтепродуктовом рынке Уральского региона. На момент совершения сделки в структуру ОАО "Свердловскнефтепродукт" и ЗАО "Екатеринбургская компания по нефтепродуктам" входили 132 АЗС и 20 нефтебаз, предприятия совместно контролировали около половины топливного рынка Свердловской области. "Сибнефть-Чукотка" В 2001 году "Сибнефть" и "Чукотская торговая компания" на паритетных условиях учредили предприятие "Сибнефть-Чукотка". "Чукотская торговая компания" внесла в уставный капитал созданного предприятия лицензии на разработку ряда участков округа - Лагунного (оценочные запасы - 38 млн тонн условного топлива), Телекайского (доказанные запасы - 2,8 млн тонн нефти и 2 млрд куб. м газа) и Западно-Озерного (5 млрд куб. м газа). Лицензионные участки расположены на континентальной части Анадырского бассейна. В апреле 2004 года "Сибнефть" добыла на Чукотке первую нефть. Приток нефти получен при испытании разведочной скважины, пробуренной на Верхне-Телекайском месторождении. Извлекаемые запасы месторождения оценены в 2,2 млн тонн условного топлива. Выход на московский топливный рынок В 2001 году НК "Сибнефть" приобрела у НК "ЛУКОЙЛ" 35% акций ОАО "Московский НПЗ" и 14,95% акций ОАО "Моснефтепродукт". В 2003 году за счёт скупки акций компания довела свою долю в голосующих бумагах ОАО "Московский НПЗ" до 39%. Доля в ОАО "Моснефтепродукт" в 2003 году достигла 26,8%. Расширение сбытовой сети (Тюменская область) В 2001 году НК "Сибнефть" совместно с дружественными структурами приобрела 78,4% голосующих акций сбытового предприятия ОАО "Тюменьнефтепродукт" у "Тюменской нефтяной компании". На момент заключения сделки в состав "Тюменьнефтепродукта" входили 80 АЗС и 22 нефтебазы. Для ТНК функционирование "Тюменьнефтепродукта" было низкорентабельным по причине высоких расходов на транспортировку нефтепродуктов с Рязанского НПЗ до Сибири. Поставка нефтепродуктов с Омского НПЗ повысила эффективность работы сбытового предприятия. Приобретение "Славнефти" 6 декабря 2002 года "Сибнефть" выкупила у Белоруссии 10,83% акций "Славнефти". За пакет акций компания заплатила $207 млн. 18 декабря 2002 года состоялся аукцион по продаже 74,95% акций "Славнефти", принадлежавших Российской Федерации. Победителем аукциона стало ООО "Инвестойл", созданное "Сибнефтью" и ТНК на паритетных условиях. Пакет акций был продан за $1,86 млрд при стартовой цене $1,7 млрд. Ещё 12,98% акций "Славнефти" находились во владении трастовой компании, которую также контролировали "Сибнефть" и ТНК. "Сибнефть" и ТНК получили в совместное владение около 99% акций "Славнефти". Приобретение ОАО "Меретояханефтегаз" В апреле 2002 года ОАО "Сибнефть" приобрело 67% акций ОАО "Меретояханефтегаз" у группы российских и иностранных инвесторов. Основной актив ОАО "Меретояханефтегаз" - лицензия на разработку Меретояхинского месторождения, балансовые запасы которого оцениваются в 121 млн тонн нефти. Кроме того, предприятию принадлежит поисковая лицензия на Карасевско-Танловский участок недр. Меретояхинское месторождение расположено поблизости от основного района работы ОАО "Ноябрьскнефтегаз". Это дало возможность начать промышленную разработку месторождения в кратчайшие сроки, используя развитую инфраструктуру "Ноябрьскнефтегаза". Расширение сбытовой сети (Красноярский край) В 2002 году НК "Сибнефть" учредила новое дочернее общество - ООО "Сибнефть-Красноярскнефтепродукт". Предприятие реализует нефтепродукты на территории Красноярского края. Доля "Сибнефти" в уставном капитале "Красноярскнефтепродукта" составила 100%. Присоединение нефтетрейдеров Внеочередное собрание акционеров ОАО "Сибнефть", состоявшееся в феврале 2003 года, приняло решение о присоединении к компании независимого трейдера ООО "ЮНИКАР". Присоединение трейдерских структур осуществлялось в рамках долгосрочной политики, направленной на консолидацию финансовых и товарных потоков. Ранее к "Сибнефти" были присоединены трейдерские компании "Терра", "Вестер", "Оливеста" и "Аргус". Раздел активов "Славнефти" 5 марта 2003 года "Сибнефть" и ТНК заключили предварительное соглашение по разделу активов "Славнефти". Добывающие и сбытовые активы "Славнефти" партнеры решили разделить между собой в равных долях. Вместе с тем соглашение не устанавливает строгий порядок в осуществлении поставок сырья на НПЗ "Славнефти". Планируется, что компании будут совместно управлять работой заводов, обеспечивая оптимальную загрузку перерабатывающих мощностей с возможностью перераспределения долей в поставке сырья. ЮкосСибнефть В апреле 2003 года НК "ЮКОС" и основные акционеры НК "Сибнефть" (Millhouse Capital) достигли принципиального соглашения об объединении компаний. Объединённая компания получила название "ЮкосСибнефть". Её возглавил Михаил Ходорковский, бывший в то время председателем правления НК "ЮКОС", президент "Сибнефти" Евгений Швидлер получил пост председателя совета директоров "ЮкосСибнефти". 14 мая 2003 года "ЮКОС" и "Сибнефть" объявили о подписании окончательного соглашения между основными акционерами компаний. "ЮКОС" приобрёл пакет акций, составляющий 20% акционерного капитала "Сибнефти" минус одна акция, за $3 млрд. Кроме того, стороны договорились об обмене принадлежащих Millhouse Capital 72% акций "Сибнефти" на 26,01% акций "ЮкосСибнефть". 15 августа 2003 года Министерство по антимонопольной политике России одобрило сделку о слиянии "ЮКОСа" и "Сибнефти". Учитывая негативный опыт предыдущей попытки объединения "ЮКОСа" и "Сибнефть" (создание "ЮКСИ"), стороны договорились, что в случае отказа от совершения сделки, сторона, не выполнившая свои обязательства, выплатит компенсацию в размере $1 млрд. Слияние "ЮКОСа" и "Сибнефти" приводило к появлению компании, становящейся абсолютным лидером российской нефтяной промышленности и занимающей четвёртое место по объёму добычи нефти среди негосударственных компаний в мире. Осенью 2003 года "ЮКОС" и "Сибнефть" завершили сделку по слиянию, в результате которой "ЮКОС" получил от Millhouse Capital 92% акций "Сибнефти". Сделка была осуществлена в три этапа: 20% акций "ЮКОС" выкупил за $3 млрд, 57,5% получил в обмен на 17,2% своих акций дополнительной эмиссии и ещё 14,5% обменял на 8,8% собственных акций, находившихся на балансе компании. 28 ноября 2003 года на собрании акционеров "ЮКОСа" было объявлено о прекращении процесса объединения "ЮКОСа" и "Сибнефти". Инициатива по расторжению сделки исходила от акционеров "Сибнефти". За время, прошедшее с момента заключения сделки, положение "ЮКОСа" значительно ухудшилось из-за конфликта с государственными органами РФ. Акционеры "Сибнефти" выразили намерение отказаться от объединения с "ЮКОСом", чтобы минимизировать негативное влияние на принадлежащие им активы. В ходе переговоров акционеры "ЮКОСа" и "Сибнефти" договорились о проведении "зеркальной" сделки, которая позволит вернуться к исходному состоянию: "ЮКОС" возвратит акционерам "Сибнефти" принадлежавшие им акции, а они, в свою очередь, передадут "ЮКОСу" 26,01% его акций и $3 млрд. Стороны также договорились, что "Сибнефть" не будет выплачивать компенсацию в размере $1 млрд, предусмотренную за отказ от выполнения условий сделки. По словам Ю.Бейлина, эта компенсация предусматривалась условиями сделки, которая была завершена в октябре 2003 года. "В рамках той сделки претензий к "Сибнефти" нет", - отметил он. 7 октября 2004 года "ЮКОС" возвратил 57,5% акций "Сибнефти" прежнему владельцу - управляющей компании Millhouse Capital. После передачи этого пакета в собственности "ЮКОСа" осталось 37,2% акций "Сибнефти". В середине июля 2005 года "ЮКОС" возвратил Millhouse Capital 14,5% акций "Сибнефти". В собственности "ЮКОСа" осталось 20% акций "Сибнефти", которые он приобрёл за $3 млрд в ходе объединения компаний. Ноябрьская газоэнергетическая компания В начале января 2003 года ОАО "АК "СИБУР" и ОАО "Сибнефть" подписали меморандум о создании совместного предприятия ЗАО "Ноябрьская газоэнергетическая компания" на базе Муравленковского ГПЗ. Доля "СИБУРа" в уставном капитале совместного предприятия должна была составить 51%, доля "Сибнефти" - 49%. Вклад "СИБУРа" в уставный капитал СП представлен в виде имущественного комплекса Муравленковского ГПЗ, "Сибнефть" намеревалась внести в уставный капитал денежные средства, которые должны были быть направлены на строительство газотурбинной электростанции. Создание "Ноябрьской газоэнергетической компании" было приостановлено в связи с объединением "ЮКОСа" и "Сибнефти". Реализация проекта строительства газотурбинной электростанции на Муравленковском ГПЗ была возобновлена только после того, как контрольный пакет акций "Сибнефти" был продан "Газпрому". Развитие сбытовой сети (Санкт-Петербург) В 2003 году НК "Сибнефть" учредила 100%-ное дочернее предприятие "Сибнефть-Санкт-Петербург". Цель нового предприятия - создание и развитие сбытовой сети в Санкт-Петербурге. Ранее в городе отсутствовали АЗС "Сибнефти". В 2001-2002 годах "Сибнефть" предпринимала попытки выйти на топливный рынок Санкт-Петербурга через покупку местного оператора "Фаэтон", однако эта сделка не состоялась. Консолидация ЗАО "Арчинское" и ООО "Шингинское" Весной 2004 года НК "Сибнефть" объявила об увеличении доли собственности до 100% в уставных капиталах ЗАО "Арчинское" и ООО "Шингинское". ЗАО "Арчинское" владеет лицензиями на поиск, разведку и добычу углеводородного сырья на Арчинском и Урманском месторождениях, ООО "Шингинское" располагает пакетом лицензий на разработку Шингинского месторождения. Месторождения находятся в Парабельском районе Томской области. "Разработка месторождений в Томской области соответствует нашей стратегии, направленной на расширение географии деятельности, - сказал президент ОАО "Сибнефть" Евгений Швидлер. - Близость к Западно-Крапивинскому месторождению способствует созданию на юге Западной Сибири единого нефтедобывающего комплекса компании". Расширение ресурсной базы В марте 2005 года НК "Сибнефть" выиграла открытый аукцион на право разработки нефтяных участков Салымский-2 и Салымский-3 на территории Ханты-Мансийского автономного округа. Суммарные извлекаемые запасы этих участков составляют 49,4 млн тонн нефти. Лицензионный участок Салымский-3 с извлекаемыми запасами нефти в 23,4 млн тонн приобретён за 200,3 млн рублей, Салымский-2 с извлекаемыми запасами нефти в 25,9 млн тонн приобретён за 342,8 млн рублей. В мае 2005 года "Сибнефть" приобрела лицензию на Среднетаймуринский участок в Красноярском крае. Стоимость лицензии - 27,5 млн рублей. Объем геологических ресурсов участка составляет 166,9 млн тонн нефти и 429,7 млрд куб. м природного газа. Лицензия на Среднетаймуринский участок стала для "Сибнефти" первой на территории Восточной Сибири. 1 июля 2005 года ОАО "Сибнефть" было признано победителем открытого аукциона на право разведки и добычи углеводородного сырья на Тымпучиканском участке (Республика Саха). Объем извлекаемых запасов Тымпучиканского участка по категории С1+С2 составляет 16,9 млн тонн нефти и 13,4 млрд куб. м природного газа. За лицензию на разработку участка компания заплатила 440 млн рублей. В сентябре 2005 года НК "Сибнефть" победила в аукционе на право разведки и добычи углеводородного сырья на Хотого-Мурбайском участке в республике Саха (Якутия). За лицензию на разработку участка компания заплатила 8,8 млн рублей. Объём извлекаемых запасов участка по категории С1+С2 составляет 10,6 млрд куб. м природного газа. Эта покупка стала вторым приобретением "Сибнефти" в Якутии после покупки лицензии на Тымпучиканский участок. Осенью 2005 года создано подразделение "Сибнефть-Восток" для работы в качестве оператора в Омской и Томской областях, а также регионах Восточной Сибири. 20 декабря 2005 года "Сибнефть-Восток" выиграла аукцион на право освоения Еллейского нефтяного участка в Томской области. Лицензионный участок был приобретён за 294 млн рублей, что превысило стартовую цену в 2 раза. Лицензионное соглашение, заключаемое на 25 лет, предполагает геологическое изучение, разведку и добычу углеводородного сырья. Запасы нефти на участке по категории С1: геологические - 1,34 млн тонн, извлекаемые - 0,47 млн тонн, перспективные ресурсы категории С3: геологические - 21,48 млн тонн, извлекаемые - 7,74 млн тонн, прогнозные извлекаемые ресурсы категории Д1+Д2 - 47,24 млн тонн. Сибнефть-Хантос В апреле 2005 года создано ООО "Сибнефть-Хантос". В его состав вошли территориальные проекты по добыче нефти "Приобский" и "Пальяновский". Основной задачей предприятия является разработка месторождений в ХМАО и Тюменской области: Приобского, Пальяновского и Зимнего, а также группы Салымских участков ("Салым-2", "Салым-3", "Салым-5"). Реконструкция Омского НПЗ В сентябре 2005 года была завершена реконструкция установки каталитического риформинга Л-35-11/1000 с блоком гидроочистки. Установка производит высокооктановый компонент бензина с октановым числом до 102. Производительность установки по сырью - 1 млн тонн в год. Строительство установки было начато в феврале 1996 года. С 1998 года по 2000 год работы были приостановлены в связи с финансовым кризисом в России. Первоначально планировалось произвести только реконструкцию блока риформинга, но было принято решение заменить также блок гидроочистки. Лопуховский блок В 2005 году "Сибнефть" купила у ТНК-BP 75% ООО "ТНК-Сахалин". Основным активом этого предприятия является лицензия на разработку Лопуховского блока. Лопуховский блок расположен на мелководном шельфе Сахалина между месторождениями, входящими в проекты "Сахалин-4" и "Сахалин-5". Площадь участка составляет 3,5 тыс. кв. км, прогнозные запасы блока оцениваются в 130 млн тонн нефти и 500 млрд куб. м газа. Результаты сейсморазведки, проведённой 2003-2004 годах специалистами ТНК-BP, показали низкую перспективность блока. EPetrol В марте 2006 года "Сибнефть" подписала договор с "РК-Газсетьсервисом", в рамках которого компания выкупила 14 многофункциональных автозаправочных комплексов в Московской и Тверской областях, работающих под брендом EPetrol. Приобретённые автозаправочные комплексы имеют оборудование, позволяющее осуществлять реализацию газомоторного топлива. Ранее "Сибнефть" не присутствовала на рынке газового топлива. Газпром нефть 28 сентября 2005 года ОАО "Газпром" и Millhouse Capital подписали документы на приобретение 72,7% акций ОАО "Сибнефть". Сумма сделки составила $13,09 млрд. Ранее "Газпром" купил 3% акций "Сибнефти" у "Газпромбанка". Таким образом, "Газпром" получил контроль над 75,7% акций ОАО "Сибнефть". 23 декабря 2005 года состоялось внеочередное собрание акционеров ОАО "Сибнефть". Акционеры избрали нового президента компании, которым стал заместитель председателя правления "Газпрома" Александр Рязанов. На собрании также был избран новый состав совета директоров. Ни один из прежних членов совета директоров не сохранил свое место в совете. Вместо них в новый совет директоров были избраны 7 представителей Газпрома, во главе с председателем правления "Газпрома" Алексеем Миллером и 2 представителя "ЮКОСа". Собрание акционеров также сменило аудитора. Вместо Ernst & Young аудитором "Сибнефти" избран постоянный аудитор "Газпрома" PriceWaterhouseCoopers. 13 мая 2006 года состоялось внеочередное собрание акционеров ОАО "Сибнефть", на котором было приняло решение о смене названия компании на "Газпром нефть". Также компания сменила адрес регистрации - с Омска на Санкт-Петербург. http://www.ngfr.ru/library.html?sibneft (Comment on this)
Tuesday, November 16th, 2010
8:00 am	Usgs Assessment Alaska Petroleum Studies http://energy.usgs.gov/alaska/ Petroleum Geology and Resources of the Dnieper-Donets Basin, Ukraine and Russia http://pubs.usgs.gov/bul/2201/E/ The Timan-Pechora Basin Province of Northwest Arctic Russia: Domanik – Paleozoic Total Petroleum System http://pubs.usgs.gov/of/1999/ofr-99-0050/OF99-50G/ Petroleum Geology and Resources of the Nepa-Botuoba High, Angara-Lena Terrace, and Cis-Patom Foredeep, Southeastern Siberian Craton, Russia http://pubs.usgs.gov/bul/2201/C/ Petroleum Geology and Resources of the Baykit High Province, East Siberia, Russia http://pubs.usgs.gov/bul/2201/F/ The North Sakhalin Neogene Total Petroleum System of Eastern Russia http://pubs.usgs.gov/of/1999/ofr-99-0050/OF99-50O/geology.html Petroleum Geology and Resources of the Middle Caspian Basin, Former Soviet Union http://pubs.usgs.gov/bul/2201/A/ Petroleum Geology of the Amu Dar'ya Basin & Adjacent Regions of Turkmenistan & Uzbekistan (Comment on this)
Friday, October 29th, 2010
10:05 am	Китай выделили России 6 миллиардов баксов на разработку угольных месторождений в Тыве и на Сахалине В Тыве это будет Элегестское месторождение. Разрабатываемый уголь, разумеется, пойдет в Китай. Китай диверсифицирует поставки угля из Австралии и Монголии, а Россия осваивает территории. Еще на Дальний Восток - строительство ж/д и портов дали китайцы деньги http://megakhuimyak.livejournal.com/946144.html http://www.chinapro.ru/rubrics/1/5192/ http://www.caspenergy.com/index.shtml?id_node=2477&id_file=19200&lang=ru Комментарии к записи Что уж говорить, если Китай готов инвестировать средства в реализацию проектов по информатизации Архангельской области. Часть средств готова вложить китайская компания Huawei. Предложенная сумма необходима для развития портала государственных услуг, выпуска пилотной партии универсальных электронных карт жителей Архангельской области. http://www.echosevera.ru/news/2010/10/27/887.html (Comment on this)
Thursday, September 23rd, 2010
10:33 am	Лено-Тунгусская нефтегазоносная провинция расположена в зап. части Якутской ACCP, в сев. и центр. p-нах Красноярского края, в зап. и сев. p-нах Иркутской обл. Пл. 2,8 млн. км2. Включает Северо-Тунгусскую, Анабарскую, Южно- Тунгусскую, Катангскую, Непско-Ботуобинскую, Западно-Вилюйскую, Северо-Алданскую, Ангаро-Ленскую, Присаяно-Енисейскую и Байкитскую нефтегазоносные области. Слабо изучена. Наиболее значит. выявленные м-ния: Среднеботуобинское, Верхневилючанское. Даниловское, Верхнечонское, Марковское, Ярактинское газоконденсатные и нефтегазоконденсатные. Планомерные поиски нефти и газа начались в 1948. Первое нефтегазовое м-ние (Марковское) открыто в 1962. K 1982 открыто 16 м-ний (карта). Географически провинция занимает часть Среднесибирского плоскогорья. Осн. терр. провинции расположена в зоне тайги и значительно заболочена. Пути сообщения на Ю. провинции - жел. дороги (участки Канск - Иркутск и Тайшет-Усть-Кут) и реки; на C. провинции - реки. Магистральные автомоб. дороги отсутствуют. Грузоперевозки осуществляются по зимникам и воздушным транспортом. Тектонически провинция занимает большую часть Сибирской платформы (без Алданского щита и Вилюйской синеклизы). Фундамент платформы добайкальский, гетерогенный. Платформенный чехол представлен 4 крупными комплексами терригенных, карбонатных и карбонатно-галогенных отложений: рифейским, венд-нижнепалеозойским, верхнепалеозойско- триасовым и мезозойско-кайнозойским. B сев.-зап. p-нах провинции широко развиты интрузии траппов. Мощность чехла в наиболее прогнутых участках достигает 9 км. B осадочном чехле установлен ряд крупных антеклиз (Непско-Ботуобинская и др.), синеклиз (Тунгусская и др.), сводов (Непский, Сурингдаконский и др.), впадин. Нефтегазоносны рифейские, вендские и кембрийские отложения. Продуктивные горизонты выявлены на глубинах 1,5-3,5 км. Залежи пластовые сводовые и пластовые литологически ограниченные. Рабочие дебиты скважин средние. Нефть лёгкая, сернистая, малопарафинистая. Свободные газы метановые, обычно жирные, c низким содержанием азота и углекислого газа. http://dic.academic.ru/dic.nsf/enc_geolog/2758/Лено (2 Comments |Comment on this)
Tuesday, September 21st, 2010
11:20 am	Месторождение Верхнечонское, Восточная Сибирь Расположено в Катангском районе Иркутской области, в верхнем течении реки Чона (в 1100 км к северо-востоку от Иркутска). Долгое время ресурсы месторождения не разрабатывались из-за отсутствия необходимой транспортной инфраструктуры, однако с началом постройки нефтепровода Восточная Сибирь—Тихий океан (ВСТО) интерес к нему возрос. В 2002 лицензию на эксплуатацию получило ОАО "Верхнечонскнефтегаз", 62,42% акций которого принадлежали ТНК-BP, а 25,82% — "Интерросу", позднее продавшему свою долю "Роснефти". В 2005 ТНК-BP объявила о намерении вложить в добычу нефти на месторождении $270 млн. В том же году началась опытно-промышленная эксплуатация, были построены первые скважины. В 2008 завершилось строительство трубопровода, соединившего месторождение с ВСТО. Ожидается, что в 2009 здесь будет извлечено 1,5 млн т нефти, а в полную силу скважины заработают в 2010. В ближайшее время у месторождения может смениться еще один владелец — ТНК-BP намерена продать контрольный пакет "Газпрому". http://www.kommersant.ru/doc-rss.aspx?DocsID=1020998 Верхнечонское месторождение расположено на севере Восточной Сибири, в 1 100 км к северу от Иркутска. Название ему дала река Чона, тянущаяся на 800 км и впадающая в Вилюйское водохранилище в Якутии. На сегодняшний день разведанные запасы месторождения составляют 200 млн тонн углеводородов. Начатое в 2006 году строительство нефтепровода «Восточная Сибирь – Тихий Океан» (ВСТО) в непосредственной близости от Верхнечонского месторождения сделало месторождение уникально удобной и колоссальной по масштабам ресурсной базой. ТНК-ВР унаследовала участие в Верхнечонском проекте в качестве совладельца компании РУСИА Петролеум. С разделом нефтяных и газовых активов образовалась компания «Верхнечонскнефтегаз», в которой ТНК-ВР сейчас принадлежит 68,5% акций. Партнером ТНК-ВР по проекту является компания «Роснефть». Верхнечонское месторождение является уникальным по своему характеру и строению. Оно было открыто в ещё в 1978 году и до сих пор считается крупнейшим в Восточной Сибири. Однако долгое время не существовало реальной инженерной и экономической схемы для разработки месторождения, а также людских и технических ресурсов для её осуществления. Его нефтеносная порода образовалась в докембрийский период, в результате чего её твёрдость и значительные солевые отложения стали одной из проблем при его освоении. Высокий технологический потенциал и сочетание международного опыта с российской нефтяной традицией позволили ТНК-ВР провести тщательную оценку и начать разработку Верхнечонского месторождения. Сложность геологического строения нефтеносных пластов продиктовала необходимость применения особого технологического решения при разработке Верхнечонского месторождения. Оно заключается в бурении крутых наклонных и горизонтальных скважин, проникающих через несколько слоев продуктивного пласта. На первом этапе (2003—2005 гг.) помимо бурения были проведены обширные исследования, в том числе и на взаимовлияние скважин. Работы показали, что помимо одного горизонта месторождения в геологической структуре есть еще два: нефтяной и газовый, содержащий около 95 млрд кубометров газа. В 2005—2006 годах была начата опытно-промышленная эксплуатация месторождения, а в 2008 году была получена первая тонна нефти. В этом же году было завершено строительство трубопровода длиной 85 км, соединяющего Верхнечонское месторождение с ВСТО, автомобильной дороги с семью постоянными мостами, введены в эксплуатацию установки по подготовке нефти и электростанция, работающая на попутном газе. В промышленную эксплуатацию месторождение введено в октябре 2008 года и до конца года было добыто 156 тыс. тонн нефти. В 2009 году, по планам ТНК-ВР добыча на Верхнечонском месторождении превысит 1 млн тонн, а пик добычи ожидается в 2014 году на уровне 7 млн тонн. Общий объем инвестиций в Верхнечонский проект уже составил более 1 млрд долл., и может достичь 4—5 млрд долл. в зависимости от необходимого количества скважин. Сегодня на Верхнечонском месторождении работает более 2000 человек, включая полторы тысячи специалистов из 45 подрядных организаций. http://www.tnk-bp.ru/operations/exploration-production/projects/verkhnechonsk/ (Comment on this)
Tuesday, June 1st, 2010
10:45 am	2007 г.: Через 5 лет «Иркутская нефтяная компания» планирует добывать 1,3 млн тонн нефти в год Нефть и Капитал №4. 2007 г. Через 5 лет «Иркутская нефтяная компания» планирует добывать 1,3 млн тонн нефти в год Полномасштабную разработку крупнейших месторождений Восточной Сибири — Ванкорского, Талаканского и Верхнечонского — планируется начать осенью 2008 года, к моменту запуска первой очереди ВСТО. Между тем промышленная добыча нефти идет в Иркутской области уже третий год: «Иркутская нефтяная компания» (ИНК) добывает на Ярактинском, Марковском и Даниловском месторождениях более 160 тыс. твг нефти и газового конденсата. Доставка сырья с промыслов ИНК на дальневосточные НПЗ сегодня имеет сложную логистику: разборный полевой нефтепровод, автоцистерны, наливная эстакада в Усть-Куте, железная дорога. Измененный маршрут ВСТО пройдет недалеко от месторождений компании, что позволит ей кратно увеличить добычу. На пике — к 2012 году — компания планирует сдавать в ВСТО не менее 1,3 млн твг. И это только с действующих месторождений, без учета ресурсов перспективных участков, на которых ИНК ведет поисково-разведочные работы. Искать нефть на севере Иркутской области начали в 50-х годах XX века: геологи связывали перспективность этого района с наличием огромного поднятия — Непского свода. Результаты проведенной здесь в 1952 году «Востсибнефтегазгеологией» детальной структурной съемки были подтверждены поисковым бурением только через 10 лет. В 1960 году вблизи деревни Верхнемарково Усть-Кутского района началось строительство первой поисковой скважины, а в 1962 году с глубины 2165 м ударил фонтан нефти с дебитом 1000 тонн/сутки. Однако запасы Марковского месторождения — кстати, первого в Восточно-Сибирской нефтегазоносной провинции — были невелики, а соседние скважины не оправдали ожидания. Только одна скважина, заложенная примерно в 100 км к северу от Марково, вскрыла продуктивный горизонт, и в конце 1970 года дала промышленный фонтан нефти с дебитом более 100 м3/сутки. Разведка открытого ею Ярактинского месторождения — до 1978 года было пробурено около 40 поисковых и разведочных скважин — показала, что залежь имеет большую площадь и сложную конфигурацию. К этому времени поисковые буровые работы охватили весь север Иркутской области, где были открыты Аянское, Дулисьминское, Даниловское и Верхнечонское месторождения, а также выявлен ряд перспективных нефтегазоносных площадей. Из топливного тупика В начале 90-х годов опытно-промышленную эксплуатацию Марковского и Ярактинского нефтегазоконденсатных месторождений вела компания «Венд», образованная после распада объединения «Востсибнефтегазгеология». В 1996-97 годах на базе «Венда» при участии администрации Усть-Кутского района было создано новое нефтедобывающее предприятие ОАО «УстьКутНефтегаз», получившее лицензии на Ярактинское и Марковское месторождения. Одновременно в Катангском районе было зарегистрировано ООО «НК «Данилово», к которому перешла лицензия на Даниловское месторождение. Условием выдачи лицензий было обязательство компаний поставлять добытую нефть по льготным ценам для котельных поселков соседних районов. Однако из-за неплатежей компании балансировали на грани банкротства и не имели средств на развитие промыслов. Чтобы компании не лишились лицензий, а поселки — дешевого топлива, в 2000 году районные власти решили привлечь инвесторов. Но не московских (им маленькие месторождения в глуши были не интересны), а местных, из богатого золотом соседнего Бодайбинского района, куда в числе прочих поставлялась марковская и ярактинская нефть. В ноябре 2000 года владельцы «Бодайбинской энергетической компании» (отец и сын Буйновы) создали ООО «Иркутская нефтяная компания» (ИНК), под контроль которой вскоре перешли «УстьКутНефтегаз» и НК «Данилово». Новый акционер в первую очередь отремонтировал скважины и погасил долги компаний перед бюджетом. Если в конце 90-х разведочные скважины обеспечивали добычу 15-17 тыс. твг, то уже в 2000 году она превысила 30 тыс. тонн, а в 2002 году достигла почти 50 тыс. тонн. Однако чтобы уйти от убыточной топливной специализации, кардинально нарастить добычу сырья и наладить его переработку, ИНК нужно было обеспечить круглогодичную транспортировку нефти — с Ярактинского и Даниловского промыслов она вывозилась только автоцистернами по зимникам. Первая иркутская нефть Новый этап в развитии компании начался в 2003 году, когда был сдан в эксплуатацию полевой сборно-разборный нефтепровод мощностью 900 тыс. твг и протяженностью 94 км от Яракты до Верхнемарково. Нефтепровод позволил в 2004 году начать круглогодичную промышленную эксплуатацию Ярактинского месторождения, которое в настоящее время обеспечивает 90% добычи нефти ИНК. Нефть Даниловского месторождения в настоящее время вывозится автотранспортом по зимнику за 240 км до Ярактинского промысла. Сюда же по сборному нефтепроводу поступает сырье Дулисьминского месторождения, разрабатываемого ООО «НК «Дулисьма». Затем сырье Даниловского, Ярактинского и Дулисьминского транспортируется по нефтепроводу Яракта-Верхнемарково до ЦПС Марковского месторождения, откуда автотранспортом доставляется по всесезонной дороге за 130 км до железнодорожных станций Лена и Якурим (Усть-Кут). В текущем году ИНК планирует сдать в эксплуатацию (уже идут испытания) сборный нефтепровод Верхнемарково — эстакада на станции Лена пропускной способностью до 700 тыс. твг — который позволит упростить транспортную схему до запуска ВСТО. Как сказали «НиК» в ИНК, в настоящее время компания обеспечивает газом с Марковского месторождения (20-30 млн м3 в год) электростанцию Верхнемарково, а также поставляет на топливные нужды Усть-Кутского, Киренского и Бодайбинского районов 10-15 тыс. тонн нефти. Остальные углеводороды (нефть и конденсат) на эстакаде в Усть-Куте ИНК наливает в цистерны, и отправляет по железной дороге на переработку на Комсомольский, Хабаровский или Ванинский НПЗ. С учетом роста цен на нефть такая схема последние годы обеспечивает компании стабильный доход. К полномасштабной разработке Сегодня три основных месторождения ИНК вышли на стадию промышленной разработки, несмотря на то, что скважины на Даниловском эксплуатируются только зимой. В 2003 году после запуска нефтепровода Яракта-Верхнемарково компания сразу увеличила добычу нефти и газового конденсата до 73,3 тыс. тонн, а на следующий год удвоила ее — до 132,4 тыс. тонн. В прошлом году «УстьКутНефтегаз» и НК «Данилово» вместе добыли более 166 тыс. тонн высококачественной нефти и конденсата (доля которого в общем объеме превысила 20%). В текущем году добыча жидких углеводородов на промыслах ИНК должна увеличиться до 243 тыс. тонн. Однако когда, по словам генерального директора компании Марины Седых, «в январе этого года, когда ИНК увеличила добычу до 750 тонн в сутки, она сразу столкнулась с проблемой вывоза и перевалки сырья. Аналогичные сложности — у разработчиков Верхнечонского и Талаканского месторождений. Если будут созданы условия по приему и транспортировке восточносибирской нефти — добыча будет расти быстрыми темпами, легче станет привлекать деньги на развитие новых месторождений». После запуска нефтепровода Верхнемарково-Усть-Кут в ИНК планировали начать строительство трубы Данилово-Яракта, однако после того, как весной прошлого года был изменен маршрут ВСТО, эти планы претерпели изменения. Во-первых, вместо сборного нефтепровода к Яракте протяженностью 240 км было решено к 2009 году построить постоянную трубу до врезки в ВСТО (изыскания по ее маршруту начнутся уже в 2007 году). Во-вторых, компания начала переговоры с «Транснефтью» об условиях подключения к восточной магистрали Ярактинского и Марковского месторождений. По словам Марины Седых, «строители ВСТО запросили у нас технические условия на пересечение нашего трубопровода Яракта–Верхнемарково, а мы, в свою очередь, предложили рассмотреть возможность подключения к магистрали. К моменту запуска ВСТО мы будем готовы поставлять в магистраль со всех месторождений компании до 1 млн тонн нефти в год». Решение транспортной проблемы позволяет компании планировать рост добычи, которая на эксплуатируемых месторождениях на пике (к 2012 году) должна составить 1,3 млн твг. Для реализации этой задачи компания собирается в течение 5 лет пробурить 31 нефтяную и 4 газовых скважины на Ярактинском месторождении; 3 нефтяных и 9 газовых скважин на Марковском, и 4 нефтяных скважины на Даниловском месторождении. ---- Газовая программа В СООТВЕТСТВИИ с заключенным в ноябре 2006 года меморандумом между «Газпромом» и ИНК, компания обязалась подать не позднее 2008 года в систему магистральных газопроводов (которые построит «Газпром») природный газ с Марковского месторождения, и не позднее 2010 года — с Аянского месторождения общим объемом до 900 млн м3 в год. ---- Как говорят в ИНК, если с заказами на проведение геофизических работ в Иркутской области вполне справляется «Иркутскгеофизика», то с буровыми подрядчиками дело сложнее. Поэтому ИНК создала собственную сервисную компанию «ИНК-Сервис», которая уже имеет буровую установку «Уралмаш ЭУК-3000» для кустового эксплуатационного бурения и скоро получит в свое распоряжение две заказанные в Китае мобильные буровые установки. Буровая бригада «ИНК-Сервис» уже пробурила на Ярактинском месторождении две наклонно-направленные и одну горизонтальную скважину, а две бригады КРС выполнили капитальный ремонт с заменой устьевого оборудования и расконсервацию 12 скважин, пробуренных в 70-80-х годах. На сегодняшний день основные объекты инфраструктуры на промыслах ИНК построены (нефтебазы, вахтовые поселки на 200 человек, электростанции с суммарной мощностью 6 МВт, внутрипромысловые дороги и сборные сети протяженностью около 50 км). В 2008 году на Ярактинском месторождении будет введена в эксплуатацию более мощная установка подготовки нефти, а к 2009 построен постоянный нефтепровод до ВСТО. К 2010 году на Яракте также планируется запустить новую технологическую схему, предполагающую обратную закачку газа в пласт с одновременным отбором «жирных» фракций, разработанную Schlumberger и «Гипровостокнефтью». Она позволит поддерживать внутрипластовое давление и увеличить отдачу газоконденсатного пласта на 15-20%. Наконец, к 2011 году на Ярактинском и Марковском месторождениях будут построены дополнительные дожимные насосные станции, ЛЭП, внутренние нефте- и газопроводы, дороги, электростанции, а на Марковском также установка демеркаптанизации нефти. До 2012 года капиталовложения в разработку трех месторождений оцениваются в 12 млрд рублей. На перспективу В настоящее время ИНК через дочерние и аффилированные структуры владеет десятью лицензиями, в т.ч. 2 на геологическое изучение, 2 — на добычу и 6 совмещенными — на геологическое изучение, разведку и добычу углеводородного сырья. ОАО «УстьКутНефтегаз» эксплуатирует Ярактинское и Марковское месторождения, ООО НК «Данилово» — Даниловское. ООО «ИНК-НефтеГазГеология», учрежденное ИНК на паритетных началах с питерской компанией «Проекты и технологии», владеет лицензиями на Аянское газовое месторождение, Потаповскую площадь, Аянский, Большетирский и Западно-Ярактинский участки, которые компания приобрела на аукционах в 2005-06 годах. Кроме того, ИНК (через подконтрольное ОАО «СНГК») владеет лицензиями на геологическое изучение Нарьягинского и Ангаро-Илимского участков. Извлекаемые запасы категорий С1+С2 трех действующих месторождений ИНК по состоянию на 1 января 2006 года составляют 16,3 млн тонн нефти, 7,4 млн тонн конденсата, 70,4 млрд м3 газа. Прирост запасов по итогам геологоразведочных работ, как на новых лицензионных участках, так и в процессе доразведки разрабатываемых месторождений, станет в ближайшие годы одним из приоритетов в деятельности ИНК. В полевой сезон 2007-08 годов на трех разрабатываемых месторождениях планируется выполнить сейсморазведку 2D в объеме около 800 пог. км, и около 700 пог. км на новых объектах: Аянском месторождении, Аянском участке и Потаповской площади. По Ангаро-Илимскому и Нарьягинскому участкам уже переработаны архивные сейсморазведочные материалы 2D в объеме 946 пог. км, и отработано новых сейсмопрофилей на 961 пог. км. В результате выявлена перспективная на углеводороды структура на северо-востоке Ангаро-Илимского участка и определена сложнопостроенная структурная ловушка (Кедровое поднятие) в подсолевой части Нарьягинского участка. На обоих участках выбраны точки заложения поисковых скважин, бурение которых начнется уже в текущем году. Общий объем капитальных затрат на геологоразведку, поисковое бурение и капитальный ремонт скважин всех новых участков компании (включая Западно-Ярактинский и Большетирский) в период до 2011 года ИНК оценивает в 4,5 млрд рублей. http://www.irkutskoil.ru/press/releases?id=18 (Comment on this)
10:40 am	Восточная Сибирь: Дулисьминское месторождение нефти ( Read more... ) Его запасы, в соответствии с оценкой компании «DeGolyer and MacNaughton», по категории 2P (доказанные и возможные) составляют 109,4 млн баррелей нефти и газового конденсата, по категории 3P (доказанные возможные и предполагаемые) – 196,3 млн баррелей нефти и газового конденсата и 1,7 трлн куб. футов газа. В 2006 году добыто 25 280 т нефти. Предполагается, что максимальный объем добычи нефти в 29 тыс. баррелей в сутки будет достигнут к 2011 году. http://www.vstoneft.ru/news.php?number=405 (Comment on this)
Monday, May 24th, 2010
10:00 am	БАМ.Северомуйский перевал, карты, фото БАМ-2001. Преодоление Северомуйского перевала http://periskop.livejournal.com/615183.html (Comment on this)
Tuesday, May 18th, 2010
10:34 am	Стратегия разработки углеводородов на Таймыре 06 ноября 2008 г. 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. http://www.neftegaz.ru/ru/science/view/244 (Comment on this)
Wednesday, May 5th, 2010
9:55 am	Восточная Сибирь и Якутия: запасы, добыча, перспективы Ход реализации программы геологического изучения и предоставления в пользование месторождений углеводородного сырья Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) http://www.geo-strategy.ru/publication_7.htm Длительное время освоение ресурсов углеводородов (УВ) Сибирской платформы сдерживалось нерешенностью ряда проблем. Рассматриваемая территория характеризуется большой удаленностью от рынков сбыта, отсутствием производственной и транспортной инфраструктур, суровыми природными условиями, низкой степенью изученности ресурсной базы. Основной объем запасов и ресурсов нефти и газа находится в нераспределенном фонде недр. Многочисленные расчеты показывают, что в этих условиях их эффективное освоение возможно только в рамках единой федеральной государственной программы, обеспечивающей комплексное решение всех ключевых задач: лицензирования недр, проведения ГРР для подготовки сырьевой базы, организации добычи и переработки нефти и газа, создания производственной и социальной инфраструктур, строительства трубопроводной системы для транспортировки нефти и газа на внутренний и внешний рынки и др. На настоящий момент разработка такой комплексной программы по-прежнему остается актуальной. В то же время важнейшие шаги в направлении освоения УВ-ресурсов Сибирской платформы сделаны. В 2004 г. Правительство РФ приняло решение о проектировании и строительстве единой нефтепроводной системы "Восточная Сибирь – Тихий Океан" (ВСТО) в направлении рынка стран Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР) общей мощностью до 80 млн т нефти в год и разработке программы геологического изучения и предоставления в пользование месторождений УВ Восточной Сибири и Дальнего Востока (Распоряжение Правительства РФ №1737-р от 31.12.2004 г.). В апреле 2006 г. начато строительство первой очереди нефтепроводной системы ВСТО – "Тайшет – Сковородино" протяженностью 2757 км и мощностью 30 млн т нефти в год. ( Read more... ) Вторая очередь проекта предусматривает строительство нефтепровода мощностью 50 млн т нефти в год от Сковородино до Козьмино, увеличение пропускной способности системы до 80 млн т нефти в год. Загрузку трубопроводной системы ВСТО на первом этапе планируется осуществлять за счет поставок нефти восточно-сибирских и западно-сибирских месторождений после выхода системы на проектную мощность – в основном за счет восточно-сибирских месторождений (таблица). Объемы поставок нефти по трубопроводной системе ВСТО Схема трубопроводной системы ВСТО и сырьевая база для ее наполнения показаны на рис. 1. Для обеспечения запланированного объема поставок нефти необходимо вовлечение в освоение нефтегазоносных территорий, прилегающих к системе ВСТО на юге Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия), а также к системе действующих нефтепроводов от Западной Сибири до Иркутска (Александрово-Устьтымский район на юго-востоке Западной Сибири). Для существенного снижения рисков, сопутствующих строительству нефтепровода, и повышения надежности ресурсной базы целесообразно также учитывать прогнозные объемы добычи нефти в пределах Большехетской зоны Восточной Сибири. В настоящее время существуют одобренные ОАО "НК "Роснефть" предложения по строительству трубопроводов в южном направлении от Большехетской зоны (Ванкорское месторождение) с последующим интегрированием их в систему ВСТО. Для подготовки сырьевой базы нефтегазодобычи Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия), обеспечения необходимых объемов добычи нефти и загрузки системы ВСТО разработана, утверждена (приказом Министра природных ресурсов РФ № 219 от 29.07.2005 г.) и реализуется "Программа геологического изучения и предоставления в пользование месторождений УВ Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия)" (далее – Программа). Разработчики Программы – МПР России, Роснедра, ФГУП "СНИИГГиМС". В Программе обоснованы основные показатели процесса подготовки запасов, добычи и транспортировки нефти и газа, эффективность различных сценариев этого процесса, а также программа лицензирования недр на период до 2020 г. Ожидаемые конечные результаты: - опережающее воспроизводство минерально-сырьевой базы УВ Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия); - обеспечение годовых объемов добычи нефти в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) на уровне 56 млн т к 2020 г. и до 80 млн т к 2025 г., природного газа – 86-88 млрд м3 к 2020 г. Запасы и ресурсы нефти и газа В соответствии с оценкой по состоянию на 01.01.2006 г. общий объем извлекаемых запасов нефти категорий А+В+С1+С2 по южным территориям Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) – районам, примыкающим к трубопроводу ВСТО, составляет 1168,8 млн т, в том числе в Красноярском крае (на территории Эвенкийского района) – 603,4 млн т, Иркутской области – 235,6 млн т, Республике Саха (Якутия) – 329,8 млн т. Суммарные извлекаемые запасы нефти категории С1 при этом оцениваются в объеме 538,4 млн т, С2 - 630,4 млн т (рис. 2). Оцененные ресурсы нефти во много раз превосходят имеющиеся запасы – объем извлекаемых ресурсов нефти категорий С3 и Д1 составляет 4751,1 млн т, в том числе: в Красноярском крае (включая Эвенкийский район) – 2282,8 млн т, Иркутской области – 2025,0 млн т, Республике Саха (Якутия) – 443,3 млн т. Большая часть запасов и значительная часть ресурсов нефти сосредоточена в зонах первоочередного освоения, территориально прилегающих к крупным разведанным месторождениям, которые могут послужить основой (базой) для освоения запасов и ресурсов УВ. В качестве базовых Программой рассматриваются следующие месторождения: Куюмбинское нефтегазоконденсатное, Юрубчено-Тохомское газоконденсатонефтяное, Верхнечонское газоконденсатонефтяное, Талаканское газонефтяное. Общий объем извлекаемых запасов категории С1 по этим месторождениям оценивается на уровне 392 млн т, категории С2 – 521,9 млн т. К базовым прилегают более мелкие месторождения-спутники (Вакунайское, Даниловское, Тымпучиканское, Алинское, Чаяндинское, Среднеботуобинское, Тас-Юряхское, Иреляхское, Маччобинское, Станахское, Мирнинское, Иктехское, Верхневилючанское, Марковское, Ярактинское, Дулисьминское, Пилюдинское, Собинское, Пайгинское). Объем балансовых запасов природного газа категорий А+В+С1+С2 составляет 7690,7 млрд м3, в том числе в Красноярском крае (без Туруханского, Эвенкийского и Таймырского районов) – 122,8 млрд м3, Эвенкийском районе – 1063,7 млрд м3, Иркутской области – 4025,6 млрд м3, Республике Саха (Якутия) – 2478,6 млрд м3 (рис. 3). Территориальное положение основных месторождений Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) и степень их подготовленности таковы, что позволяют на данный момент выделить 2 основных перспективных центра нефтедобычи (Талаканско-Верхнечонский и Юрубчено-Куюмбинский) и 3 перспективных центра газодобычи (Ковыктинский, Чаяндинский и Ангарский). Освоение ресурсного потенциала этих центров обеспечивает основной вклад в выполнение мероприятий Программы. Прогноз прироста запасов промышленных категорий и добычи нефти и газа В соответствии с Программой планируемый прирост запасов нефти категории С1 по южным территориям Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) к 2020 г. должен составить около 1794,6 млн т, в том числе за счет запасов категории С2 базовых месторождений – 365,4 млн т, за счет запасов категории С2 месторождений-спутников – 75,9 млн т, прирост ресурсов категорий С3+Д1 – 1353,3 млн т. За пределами 2020 г. прирост запасов нефти промышленных категорий будет осуществляться в основном за счет ресурсов категорий С3 и Д1. К 2030 г. общий прирост запасов нефти промышленных категорий составит около 2100 млн т. При своевременном выполнении мероприятий Программы по подготовке сырьевой базы нефтедобычи разработка базовых месторождений позволит к 2020 г. обеспечить годовую добычу нефти на уровне 36 млн т, месторождений-спутников – 6,3 млн т. Вовлечение в освоение ресурсов нефти категорий С3 и Д1 южных территорий Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) позволит увеличить суммарную годовую добычу к 2020 г. до 56 млн т, к 2025 г. – до 73 млн т. Наращивание в перспективе сырьевой базы и последующей добычи нефти возможно также за счет нелокализованных прогнозных ресурсов УВ категорий Д1+Д2 новых, перспективных на нефть и газ территорий, расположенных севернее рассматриваемых в Программе. По оценкам СНИИГГиМСа прирост запасов нефти промышленных категорий по северным территориям Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) к 2030 г. может составить около 1064,7 млн т. Освоение ресурсного потенциала этих территорий позволит довести к 2025 г. годовой уровень добычи нефти до 80 млн т и поддерживать его в течение длительного времени (рис. 4). ( Read more... ) В соответствии с ней прирост запасов природного газа будет осуществляться за счет проведения ГРР, направленных на выявление нефтяных залежей, т.е. подготовку газоносных объектов предполагается проводить параллельно с подготовкой нефтяных объектов. - в Красноярском крае (включая Эвенкийский район) – 2550 млрд м3; - Иркутской области – 1500 млрд м3; - Республике Саха (Якутия) – 800 млрд м3. ( Read more... ) Для последовательной и планомерной подготовки ресурсной базы нефти и газа Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) и реализации практических шагов по распределению участков недр в рамках Программы разработана соответствующая программа лицензирования недр. Согласно программе лицензирования территория Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) была разделена на 4 газоносные и 12 нефтегазоносных зон, включающих свыше 200 лицензионных участков (коммерчески доступная сырьевая база, которая будет осваиваться в первую очередь). Границы и оптимальные размеры перспективных участков, предлагаемых для проведения конкурсов и аукционов, намечены и ежегодно уточняются по согласованию между агентствами (управлениями) по недропользованию субъектов Федерации территории Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) и ФГУП "СНИИГГиМС". Была выполнена оценка ресурсного и экономического потенциала по каждому участку, результаты которой позволили определить очередность лицензирования. Наиболее перспективные, а также уже подготовленные к лицензированию участки предлагалось распределить в течение ближайших 2 лет. Участки, предлагаемые к лицензированию в более поздние сроки, как правило, слабо изучены сейсморазведкой и глубоким бурением, в их пределах нет выявленных запасов и перспективных ресурсов. В связи с этим их инвестиционная привлекательность в настоящее время невысока. Для ее повышения необходимо выполнить цикл ГРР, финансируемых за счет госбюджета. Всего в период 2005-2013 гг. программой лицензирования предусмотрено предоставление в пользование 213 участков недр, при этом в 2005 г. планировалось распределить 41 участок. Фактически в 2005 г. распределено 18 участков, в 2006 г. – 25 (из 57 запланированных с учетом нераспределенных участков предыдущего года). ( Read more... ) Распределенные по состоянию на 01.01.2007 г. участки, а также участки по плану лицензирования на 2008 г. и последующие годы показаны на рис. 5. По состоянию на 01.01.2007 г. в пределах действия Программы лицензирования по югу Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) в ведении 39 недропользователей находятся 100 участков недр. В целом к настоящему моменту выданы лицензии на треть нефтегазоперспективных площадей и практически на все крупные месторождения УВ в полосе, примыкающей к строящемуся нефтепроводу. Геолого-разведочные работы на нефть и газ Важнейшей составляющей Программы является программа ГРР на нефть и газ. Геологическое изучение недр включает работы, финансируемые за счет федерального бюджета (преимущественно региональные работы на нераспределенном фонде недр), и работы, финансируемые недропользователями (работы поисково-оценочного и разведочного этапов). Основной объем региональных ГРР в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) направлен на продолжение геологического изучения перспективных на нефть и газ территорий в 200-километровой зоне, примыкающей к трассе магистрального нефтепровода ВСТО. В основу плана ГРР до 2020 г. положена концепция первоочередной отработки системы региональных сейсморазведочных профилей и бурения отдельных параметрических скважин преимущественно на нераспределенном фонде недр территорий, примыкающих к трассе нефтепровода. При необходимости в пределах таких территорий после комплексного обоснования предусматривается проведение на отдельных площадях поисково-оценочных сейсморазведочных и буровых работ. В соответствии с программой ГРР на проведение работ в 2005-2006 гг. предусматривалось финансирование в объеме 43,1 млрд р., из которых средства федерального бюджета должны были составить 4,0 млрд р., а финансовые вложения недропользователей – 39,1 млрд р. Результаты реализации программных мероприятий свидетельствуют о том, что планы бюджетного финансирования и выполнения ГРР за счет средств госбюджета на рассматриваемых территориях в основном выполняются. В то же время имеет место недовыполнение объемов, запланированных к реализации за счет средств нефтегазовых компаний, владеющих лицензиями на разведку и разработку участков восточно-сибирских недр. Фактически за эти 2 года на проведение ГРР было израсходовано 14,569 млрд р. (33,8 % предусмотренных Программой), при этом средства федерального бюджета составили 3,821 млрд р. (95,5 % предусмотренных Программой), недропользователей – 10,748 млрд р. (27,5 %). ГРР за счет средств госбюджета. В 2005 г. затраты федерального бюджета на финансирование ГРР по югу Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) возросли по сравнению с 2004 г. почти в 2 раза и составили 1,305 млрд р. (33 % общих федеральных затрат на ГРР на нефть и газ по России). При реализации запланированных объемов ГРР осуществлен выход за пределы территории первоочередного лицензирования (южные территории этого региона), регламентированных Программой 2005 г. В результате ГРР выявлены новые перспективные зоны нефтегазонакопления в районах, примыкающих к территории действия Программы (Айхало-Вилюйский район, Сюгджерская седловина, Ыгнаттинская впадина, Сунтарский свод, Присаяно-Енисейская синеклиза). С учетом территориального расширения зоны проведения ГРР общие объемы федерального финансирования ГРР в 2005 г. составили 1,397 млрд р. (93,1 % плана), в 2006 г. – 2,424 млрд р. (97 %). В 2005 г. региональные ГРР за счет бюджетного финансирования были проведены на 33 объектах. Общий объем сейсморазведочных работ 2D составил 5811 пог. км. Дополнительно к сейсморазведке выполнялись в небольших объемах относительно малозатратные электро- и гравимагниторазведочные исследования и полевые геохимические работы. В результате выполненных работ были локализованы прогнозные ресурсы нефти категории Д1(лок) в объеме 31 млн т и ресурсы газа категории Д1(лок) – 140 млрд м3. Кроме того, локализована Огнелинская ловушка в Иркутской области с прогнозными ресурсами УВ категории Д1(лок) – 140 млн т у.т. В 2006 г. ГРР за счет госбюджета выполнялись на 37 объектах, в том числе на 10 новых. Общий объем сейсморазведки 2D – 9569 км. Объем параметрического бурения составил 2817 м: параметрические скважины Восток-4 – 2312 м и Аргишская 273 – 505 м; начато строительство параметрической скважины Западно-Ботуобинская 362. В результате выполненных региональных ГРР локализованы прогнозные ресурсы УВ категории Д1(лок), при этом ресурсы нефти выросли на 129,8 млн т, а ресурсы газа – на 283,7 млрд м3. Полученные данные указывают на высокие возможности открытия новых месторождений УВ: преимущественно нефтяных – на склонах Непско-Ботуобинской антеклизы и преимущественно газовых – на бортах Присаяно-Ленской синеклизы и в южной части Ангаро-Ленской ступени. ГРР за счет средств недропользователей. Затраты компаний на ГРР в 2005 г. составили 4,196 млрд р. (22,1 % плана), в 2006 г. – 6,552 млрд р. (32,5 %). В 2005 г. ГРР за счет средств недропользователей выполнялись на 24 лицензионных участках. В результате этих работ пробурено 46 427 м поисково-разведочных скважин, отработано 5984 км сейсморазведочных профилей 2D и 619,7 км2 сейсморазведки 3D. При этом на территории Иркутской области пробурено 16 304 м поисково-разведочных скважин, отработано 1148 км сейсморазведочных профилей 2D и 67 км2 сейсморазведки 3D; на юге Красноярского края пробурено 16 853 м поисково-разведочных скважин, отработано 1276 км сейсморазведочных профилей 2D и 372 км2 сейсморазведки 3D; на территории Республики Саха (Якутия) пробурено 13 270 м поисково-разведочных скважин, отработано 2656 км сейсморазведочных профилей 2D и 181 км2 сейсморазведки 3D. В 2006 г. ГРР за счет средств недропользователей выполнялись уже на 64 лицензионных участках. В результате этих работ пробурено 57 919 м поисково-разведочных скважин, пройдено 6615 км сейсморазведочных профилей 2D, покрыто 874,3 км2 сейсморазведочными работами 3D. При этом на территории Иркутской области пробурено 17 168 м поисково-разведочных скважин, отработано 11 350 км сейсморазведочных профилей 2D. На юге Красноярского края и Эвенкийского района пробурено 23 613 м поисково-разведочных скважин, отработано 2978 км сейсморазведочных профилей 2D и 655 км2 сейсморазведки 3D. На территории Республики Саха (Якутия) пробурено 17 138 м поисково-разведочных скважин, пройдено 2287 км сейсморазведочных профилей 2D и покрыто 219,3 км2 сейсморазведочными работами 3D. В результате выполнения ГРР компаниями открыты новые месторождения УВ-сырья и получены приросты запасов нефти и газа промышленных категорий. В то же время общий прирост запасов нефти категории С1 составил за 2 года всего 21,6 млн т, или 12 % ожидаемого (в 2005 г. – 5,8 млн т, в 2006 г. – 15,8 млн т). Весь объем прироста получен на базовых месторождениях Юрубчено-Куюмбинского центра. ( Read more... ) В частности, с 2007 г. начинает выполняться программа параметрического бурения в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) с общим объемом финансирования на 2007-2009 гг. в 3,3 млрд р. Основной целью при этом является обоснование новых зон нефтегазонакопления и первоочередных объектов поиска скоплений УВ в непосредственной близости к трассе нефтепровода ВСТО. ( Read more... ) (Comment on this)
Saturday, April 4th, 2009
1:07 am	Газпром: Восточная газовая программа Потенциал Дальнего Востока и Восточной Сибири Восточная Сибирь и Дальний Восток составляют порядка 60% территории Российской Федерации. Начальные суммарные ресурсы газа суши Востока России составляют 52,4 трлн куб. м, шельфа — 14,9 трлн куб. м. Вместе с тем, геологическая изученность газового потенциала региона является крайне низкой и составляет 7,3% для суши и 6% для шельфа. Запасы и ресурсы газа Восточной Сибири и Дальнего Востока позволяют организовать новые крупные центры газодобычи, обеспечивающие на длительный срок внутренние потребности восточных регионов России и экспортные поставки в страны Азиатско-Тихоокеанского региона. Базовым документом для развития газовой отрасли на Востоке России является государственная Восточная газовая программа. Еще до ее официального утверждения «Газпром» приступил к фактической реализации заложенных в ней положений. Восточная газовая программа Государственная «Программа создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения с учетом возможного экспорта газа на рынки Китая и других стран АТР» (Восточная газовая программа) утверждена в сентябре 2007 года приказом Министерства промышленности и энергетики РФ. Координировать деятельность по реализации Программы Правительство РФ поручило ОАО «Газпром». Восточная газовая программа предполагает формирование центров газодобычи в Красноярском крае, Иркутской области, Республике Саха (Якутия), Сахалинской области и Камчатском крае. Программой определено, что вместе с созданием центров газодобычи и единой системы транспортировки газа будут синхронно развиваться газоперерабатывающие и газохимические производства, в том числе мощности по производству гелия и сжиженного природного газа (СПГ). Таким образом, газовая и перерабатывающая отрасли на Востоке России будут развиваться комплексно. Преимущества восточного газа, содержащего много ценных компонентов, будут использованы с максимальной эффективностью. Ресурсная база «Газпрома» на Востоке России В настоящее время «Газпрому», его дочерним и зависимым обществам принадлежит более четырех десятков лицензий на право пользования участками недр в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. В том числе, на право пользования недрами Чаяндинского месторождения в Якутии, Чиканского месторождения в Иркутской области, Собинского месторождения в Красноярском крае, Киринского месторождения на шельфе о. Сахалин. Для увеличения ресурсной базы «Газпром» ведет геологоразведку в Красноярском и Камчатском краях, Иркутской области, в Республике Саха (Якутия) и на шельфе о. Сахалин. К 2030 году в Сибирском и Дальневосточном федеральных округах «Газпром» планирует прирастить до 7 трлн куб. м газа. Реализация «Газпромом» Восточной программы Чиканское месторождение (Иркутская область). В 2008 году введено в опытно-промышленную эксплуатацию. В настоящее время ведется проектирование газопровода от Чиканского месторождения для обеспечения природным газом городов Саянск, Ангарск и Иркутск. Собинское месторождение (Красноярский край). Проводятся работы по обустройству нефтяных оторочек. Прорабатывается возможность создания на базе газа Собинского месторождения газоперерабатывающего и газохимического комплексов. Чаяндинское месторождение (Республика Саха (Якутия)). Уникальное по запасам газа месторождение в Якутии, содержащее также значительные объемы гелия. Проводятся геологоразведочные работы. Планируется строительство газопровода «Якутия — Хабаровск — Владивосток», прорабатываются вопросы создания на базе газа Чаяндинского месторождения газоперерабатывающих мощностей, а также мощностей по производству СПГ в Приморском крае. http://www.gazprom.ru/production/projects/east-program/ Перспективные и прогнозные ресурсы газа Якутии оцениваются в 10,4 трлн куб. м. Запасы Чаяндинского месторождения по категории С1+С2 составляют 1,24 трлн куб. м газа, 68,4 млн тонн нефти и конденсата. Распоряжением Правительства РФ от 16 апреля 2008 года «Газпрому» предоставлены права пользования недрами Чаяндинского месторождения. Реализация проекта На данный момент «Газпромом» активно ведутся геологоразведочные работы и сейсмические исследования на Чаяндинском месторождении. Проведены инженерно-геологические и геодезические исследования, пробурены первые скважины. В г. Ленске создан филиал ООО «Газпром добыча Ноябрьск» — Чаяндинское нефтегазопромысловое управление, которому поручено обустройство и разработка месторождения. Перспективы Начало добычи нефти на Чаяндинском месторождении запланировано на 2014 год, газа — на 2016 год. Одновременно в 2016 году должны быть введены в эксплуатацию первоочередные мощности по газопереработке и газохимии. Их создание является важной составной частью эффективного освоения Чаяндинского месторождения, газ которого имеет сложный компонентный состав и в том числе содержит гелий. Для транспортировки якутского газа будет создана газотранспортная система (ГТС) «Якутия — Хабаровск — Владивосток», к строительству которой «Газпром» приступит в 2012 году после завершения проекта создания ГТС «Сахалин — Хабаровск — Владивосток». http://www.gazprom.ru/production/projects/deposits/chayandinskoe/ (Comment on this)
1:06 am	Многопараметровая физико-геологическая модель Верхнечонского газоконденсатно-нефтяного месторождения http://www.vipstd.ru/gim/content/view/722/222/ (Comment on this)
1:05 am	com.sibpress.ru: 2007 год для нефтяной отрасли СибФО 2007 год для нефтяной отрасли Сибири стал годом развития производства и освоения месторождений. Был осуществлен значительный задел в геологоразведке, что превращает Сибирский федеральный округ в один из перспективных нефтегазовых регионов России. Результаты работы нефтедобывающей отрасли в Сибирском федеральном округе в 2007 году оказались не вполне радужными. Отчасти это можно объяснить тем, что за предыдущие два года нефтяные компании запаслись недрами для освоения, а в этом году занялись изучением и геологоразведкой. К примеру, эффективность геологоразведочных работ в Томской области в 2007 году достигла рекордного уровня: свыше 400 тонн нефти на погонный метр поискового бурения. По словам руководителя территориального управления по недропользованию Томской области (Томскнедра) Александра Комарова, «результатом стало открытие новых месторождений, извлекаемые запасы нефти которых (по категории С1) в совокупности оцениваются в 32 млн тонн». Данную тенденцию подтверждают и другие показатели. По данным Регионального агентства по недропользованию Сибирского федерального округа (Сибнедра), количество состоявшихся аукционов в Сибири на углеводородное сырье в 2007 году существенно ниже, чем в предыдущем. Так, если в 2006 году проведен 51 аукцион на получение права пользования недрами с суммой стартовых платежей 2,72 млрд рублей и суммой окончательных платежей по итогам аукционов 25,63 млрд рублей, то в 2007 году проведено уже 35 аукционов с суммой стартовых платежей 2,63 млрд рублей и фактической по итогам аукционов — 9,32 млрд рублей. Запасы категорий А+В+С1+С2 увеличились, но не намного: на 1 января 2008 года они составили 2,16 млрд тонн нефти (запасы, учтенные государственным балансом), тогда как на 1 января 2007 года они были на уровне 2,134 млрд тонн нефти. Доказанные запасы в 2007 году (категории А+В+С1) достигли 956,48 млн тонн (на конец 2006 года — 942 млн тонн). Немного повысилась степень разведанности запасов: в 2007 году она увеличилась на 1% — до 14%. Соответственно, снизилась доля прогнозных ресурсов категорий Д1+Д2 с уровня 76% в 2006 году до 71% в 2007 году. Что касается финансирования геологоразведки на территории Сибири, то здесь традиционно львиную долю занимает частное финансирование. Но темп его роста уже второй год продолжает снижаться. Прирост инвестиций недропользователей в 2007 году по сравнению с 2006-м оказался ниже государственных на 19% вместо ожидаемых 14,5%. Государством в 2007 году инвестировано 4,2 млрд рублей (в 1,5 раза больше, чем в 2006-м), частными инвесторами — 17,6 млрд рублей (на 36,6% больше, чем в 2006 году). В итоге общий объем инвестирования в геологоразведку увеличился на 40% — с 15,6 млрд рублей до 21,84 млрд. По итогам 2008 года инвестиции в ГРР со стороны государства ожидаются в размере 5,5 млрд рублей и со стороны недропользователей — около 24,5 млрд рублей. А вот добыча нефти в Сибири снизилась. По данным Сибнедр, объем добычи в СФО по итогам 2007 года составил 12,28 млн тонн (в 2006 году — 13,2 млн тонн). Объем добычи газа увеличился на 56% — до 7,8 млрд куб. м. По словам заместителя руководителя Регионального агентства по недропользованию Сибирского федерального округа Виктора Эрнста, «снижение добычи нефти в СФО обусловлено тем, что главное нефтедобывающее предприятие округа ОАО «Томскнефть» еще не до конца преодолело «юкосовские« потрясения. И хотя предприятие постепенно увеличивает объем добычи нефти, однако уровня 2004 года (около 14 млн тонн) оно сможет достигнуть не ранее чем через 2–3 года». В целом прогноз по добыче нефти в СФО выглядит позитивным. Рост добычи нефти ожидается благодаря началу извлечения нефти на Ванкорском месторождении в Красноярском крае (оператор — «Роснефть»), увеличению добычи на Верхнечонском месторождении в Иркутской области (операторы — ТНК-ВР и «Роснефть»). Кроме того, ирландская компания Petroneft, владеющая месторождениями в Томской области, планирует получить первый поток промышленной нефти в 2008 году. Также прогнозируется рост добычи на месторождениях «Русснефти» в Восточной Сибири. По оценкам Международного Аналитического Агентства (МЭА), до 2012 года поставки нефти из этого региона достигнут 600 тыс. баррелей в сутки, что будет вполне достаточно для заполнения первой очереди трубопровода Восточная Сибирь-Тихий океан (ВСТО). Основная доля доказанных запасов нефти в СФО принадлежит пяти предприятиям — «Ванкорнефть» (Красноярский край), «Верхнечонскнефтегаз» (Иркутская область), «Томскнефть« (Томская область), »Восточно-Сибирская нефтегазовая компания« (Красноярский край), «Славнефть-Красноярскнефтегаз» (Красноярский край). В 2007 году «Ванкорнефть» увеличила запасы нефти на Ванкорском месторождении на 172 млн тонн — до 514 млн тонн. Объем финансовых вложений в геологоразведку составил почти 3 млрд рублей. «Томскнефть» инвестировала в геологоразведку в ушедшем году 1,2 млрд рублей. Из них 824 млн рублей потрачено на поисково-разведочное бурение. При этом проходка по разведочному бурению превысила 20 тыс. метров. Работы велись на Западно-Карасевском, Тагайском и других месторождениях. В результате общий прирост запасов составил 14,2 млн тонн нефти. Для сравнения: в 2006 году затраты на геологоразведочные работы равнялись 550 млн рублей, и было пробурено 11 тыс. метров проходки. Для «Верхнечонскнефтегаза» прошедший год также был не менее успешным: пробурено 25 эксплуатационных скважин, началось строительство трубопровода от Верхнечонского месторождения до нефтепроводной системы Восточная Сибирь-Тихий океан протяженностью 90 км. На сегодняшний день готовность нефтепровода составляет 45%. Запасы Верхнечонского месторождения официально пока составляют 201 млн тонн. Если учесть, что активная фаза программы лицензирования в Сибири завершается, поскольку все месторождения и наиболее привлекательные лицензионные участки распределены, то можно сделать вывод, что в дальнейшем все силы нефтяников будут брошены на геологоразведку и добычу нефти на разведанных месторождениях. Таким образом, в 2008 году в Сибири ожидается увеличение извлекаемых запасов как минимум на 10%. По итогам 2007 года в Сибири, несмотря на трудное прошлое, лидером по добыче нефти традиционно стала компания «Томскнефть ВНК» — 8,4 млн тонн, или 65% от общего объема добычи в округе. С большим отрывом за ней следует «Новосибирскнефтегаз« — 2 млн тонн. Далее — «Газпромнефть-Восток», которая добывает нефть в Томской и Омской областях на четырех месторождениях, — 1,4 млн тонн. Это основная тройка лидеров по добыче в Западной Сибири на сегодняшний день. Остальные нефтяные компании добывают пока менее 500 тыс. тонн в год. В 2008 году, как уже было сказано выше, структура добычи нефти начнет меняться, и окончательно перестановка сил произойдет к 2011 году, когда начнется добыча на разрабатываемых сейчас месторождениях. Так, на Юрубчено-Тохомском месторождении в Эвенкии в 2008 году планируется добыть 28 тыс. тонн нефти. На Верхнечонском месторождении в Иркутской области ожидается скачок с нынешних 30 тыс. тонн до 320 тыс. тонн в 2008 году, а в 2009 году планируется добыть 1 млн тонн нефти. При этом в дальнейшем ожидается рост добычи до 3 млн тонн. Намечено, что на пике добычи, в 2011 году, на месторождении будет добываться 7–8 млн тонн нефти. На Ванкорском месторождении в 2008 году будет добыто 1,9 млн тонн, в 2009-м — 9,8 млн тонн, а к 2011-му добыча достигнет 18,7 млн тонн. Порядка 3 млн тонн нефти к 2012 году будет добываться на Куюмбинском месторождении в Красноярском крае, которое сейчас только-только начинает выходить на добычу. Увеличится добыча в 2011 году и на месторождениях «Томскнефти». Например, в 2007 году на новом месторождении этой компании — Карайском — начала работу первая скважина, которая дает около 60 тонн нефти в сутки и на полную мощность выйдет через 3–4 года. Также в прошлом году запустилось Тагайское месторождение, на котором планируемый годовой объем нефти составляет 830 тыс. тонн. (Comment on this)
1:04 am	vstoneft.ru: Схема нефтепроводной системы "Восточная Сибирь - Тихий океан" ( 1986×1355 ) (Comment on this)
1:03 am	Политико-экономические результаты образования нового субъекта РФ - Красноярского края - notcop http://oad.rags.ru/vestnikrags/issues/issue0107/010703.htm (Comment on this)
1:02 am	vipstd.ru: Новая тектоническая модель северо-западной части Сибирской платформы - notcop http://www.vipstd.ru/gim/content/view/171/77/ (Comment on this)
1:01 am	Экономические последствия объединения Красноярского края, Таймыра и Эвенкии - notcop http://www.raexpert.ru/researches/regions/krasnoyarsk/ (Comment on this)
1:00 am	Красноярский край, программа развития - notcop Социально-экономическое развитие Красноярского края за 2007 год http://www.sibarea.ru/investment/subject_id/16/ (Comment on this)
Wednesday, April 1st, 2009
1:00 am	vstoneft.ru: Наполнение ВСТО: status quo сохранено 04.08.08 Сооружение нефтепровода «Восточная Сибирь – Тихий океан» создает для российских нефтяников дополнительные возможности для оптимизации своих логистических цепочек и совершенствования маркетинговых стратегий. Так, в середине июля стало известно о соглашении «Транснефти», «Роснефти» и ТНК-ВР об осуществлении обменных операций по поставкам нефти. Договоренность предусматривает транспортировку 13 млн. тонн нефти в год с Ванкорского месторождения, лицензия на которое принадлежит «Роснефти», на Рязанский НПЗ (входит в состав ТНК-ВР). В обмен ТНК-ВР намерена поставлять нефть с Самотлорского месторождения в направлении на Тайшет и далее по маршруту трубопроводной системы ВСТО, обеспечивая попутно загрузку Ангарской НХК, принадлежащей «Роснефти». Ожидается, что данная схема поставок начнет действовать с 2010 года, когда будет завершено строительство первой очереди нефтепровода. Заключенный сторонами договор о своповых поставках сырья является первым соглашением подобного масштаба в России. Благодаря нему нефтяные компании могут существенно сократить расходы на транспортировку и инфраструктуру и тем самым, улучшить собственные показатели. Следует отметить, что существенного влияния непосредственно на реализацию проекта ВСТО вышеуказанная договоренность не окажет. Это связано с тем, что своповые сделки предполагают обмен потоками нефти без создания дополнительных добывающих мощностей. Таким образом, status quo в вопросе обеспечения ресурсной базы для Восточного нефтепровода останется неизменным. При этом проблем с заполнением первой очереди ВСТО не возникнет: к 2011 году почти 100% необходимого маржинального объема в размере 30 млн. т. нефти в год будет получено за счет ввода в разработку восточно-сибирских месторождений (см. рисунок). Источник: оценки ИФК «Солид», данные компаний. Более сложным остается вопрос о регионе добычи объемов сырья, необходимых для обеспечения загрузки второй очереди ВСТО (особенно с учетом реализации проекта БТС-2, а также строительства и модернизации ряда российских НПЗ). Определенным катализатором для освоения ресурсов Восточной Сибири может стать актуализированная Минпророды программа изучения недр и воспроизводства минерально-сырьевой базы России до 2020 года. Документом предусмотрено увеличение объема инвестиций в разведку нефтегазовых месторождений, а также комплекс мер по ресурсному обеспечению крупных инфраструктурных проектов и, в частности, ВСТО. Между тем главной проблемой освоения Восточной Сибири остаются специфические для региона «горно-геологические риски», связанные с сильной рассредоточенностью запасов углеводородов. За исключением вводимых в разработку крупных месторождений региона (Ванкорское, Талаканское, Юрубчино-Тахомское, Верхнечонское, Собинско-Пайгинское и др.) остальное сырье Восточной Сибири распределено по огромному количеству мелких месторождений, что значительно увеличивает объем вложений в геологоразведку. Определенную привлекательность восточному направлению может добавить строительство НПЗ в конечной точке трубопровода. Немаловажным фактором рентабельности восточносибирских углеводородных активов для нефтяников является величина предельного тарифа, который будет установлен «Транснефтью» на маршруте ВСТО. По нашим оценкам, величина тарифа по прокачке сибирской нефти до Тихого океана может составить примерно $55 за тонну (порядка $7,5 за баррель). Это превышает текущий уровень стоимости транспортировки нефти в западном направлении примерно на $3–4 за баррель. Однако подобная разница будет в полной мере компенсирована премией к цене более качественной нефти (по сравнению с маркой Urals), поставляемой по ВСТО. Не стоит также забывать, что на общей экономике проекта не могли не отразиться изменения стоимости первой очереди, согласно которым для сохранения базовой IRR (внутренняя норма доходности) проекта увеличить тариф прокачку по ВСТО требуется примерно до $90 за тонну. Несмотря на это, полагаю, что в конечном итоге будет принято решение о сохранении прогнозного тарифа, так как в условиях профицита экспортных мощностей доходность поставок сырой нефти по разным маршрутам не должна существенно отличаться. При этом дополнительная компенсация может быть получена за счет увеличения стоимости транспортировки по другим направлениям. Денис Борисов – к.э.н., аналитик ИФК «Солид». http://www.vstoneft.ru/analit.php?number=108 (Comment on this)