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

[ << Previous 20 ]

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)
Thursday, December 9th, 2010
8:50 am	Ямальская четверка У «Газпрома» и «Новатэка» есть шанс пополнить запасы на Ямале. Премьер Владимир Путин поручил распределить лицензии на четыре участка, которые могут стать новой ресурсной базой для сжижения газа на полуострове В 2011 г. государство должно расстаться с четырьмя нефтегазовыми участками — Северо-Обским, Восточно-Тамбейским, Утренним и Геофизическим (см. врез). Вся четверка внесена в план по развитию производства сжиженного газа на Ямале как мера «по расширению ресурсной базы». Распоряжение об этом Путин подписал 1 декабря. Кто и как получит участки, не известно. В распоряжении лишь уточняется, что произойдет это в «установленном порядке». Сейчас на Ямале два крупных игрока. Основные ресурсы — у «Газпрома». Две лицензии — у «Новатэка», в том числе на гигантское Южно-Тамбейское месторождение с запасами газа в 1,256 трлн куб. м. Сейчас это ресурсная база для пилотного СПГ-проекта на полуострове, который должен заработать в 2016-2018 гг. И по сути, хотя и не формально, весь план, в рамках которого будут распределены новые лицензии, написан «под «Новатэк», отмечает чиновник Минприроды. Новые участки нужны компании, чтобы снизить риски ямальского проекта, ведь нельзя делать ставку только на одно месторождение, добавляет собеседник «Ведомостей». Правда, Северо-Обский и Восточно-Тамбейский участки расположены в Карском море, а на шельфе могут работать только госкомпании (как и получать лицензии и без конкурса). Но возможен вариант, при котором лицензии возьмет «Газпром», а потом создаст СП с «Новатэком», отмечает чиновник Минприроды. В 2008 г. «Газпром» и сам интересовался Северо-Обским участком. Остался ли интерес, представитель «Газпрома» комментировать не стал. Но отметил, что сам концерн не предлагал правительству или Минприроды включить ямальские участки в список лицензирования на 2011 г. Сделал ли это «Новатэк», его представитель не говорит, отмечая лишь, что в целом компания «заинтересована в расширении ресурсной базы производства СПГ на полуострове». Сотрудники пресс-службы правительства не комментируют распоряжение Путина. В начале года запасы «Новатэка» превышали 2,6 трлн куб. м газа (ABC1 + C2). Недавно он купил 25,5% нефтегазовой компании «Северэнергия» (запасы — 1,26 трлн куб. м), на подходе покупка 51% «Сибнефтегаза» (395,5 млрд куб. м). При этом только Утренний участок — не самый крупный из четверки — может увеличить запасы компании почти на 20% даже с учетом новых приобретений. Вероятность того, что «Новатэк» получит один-два новых участка, очень велика, считает аналитик UBS Максим Мошков: это показывают все последние события — налоговые льготы для «Ямал СПГ», соглашение с «Газпромом» на экспорт ямальского газа, минуя монополию концерна. А в случае удачи «Новатэк» действительно снизит риски ямальского проекта и, возможно, даже сможет увеличить будущую мощность СПГ-завода с нынешних 15 млн т в год, добавляет Мошков. Правда, все будет зависеть от спроса на этот газ. http://www.vedomosti.ru/newspaper/article/251353/yamalskaya_chetverka Новые гиганты В открытых источниках есть данные только о ресурсах Северо-Обского участка (1,54 трлн куб. м по С3 + D1, проект программы освоения Ямала) и Утреннего (он же Салмановский, 767 млрд куб. м по С1 + С2, данные «Интерфакса»). (Comment on this)
Wednesday, November 17th, 2010
11:40 am	Новый железнодорожный проект в Ямало-Ненецком округе Три компании — «Газпром», РЖД и корпорация «Урал промышленный — Урал полярный» должны создать совместное предприятие, которое займется строительством железной дороги с запада на восток Ямало-Ненецкого автономного округа (ЯНАО). Речь о ветке Обская — Салехард — Надым — Пангоды — Новый Уренгой — Коротчаево на 707 км. А решение по проекту принято 12 ноября на совещании в Минтрансе, сообщил вчера «Урал промышленный». Участки этой ветки начали строить еще в 1980-х. Но в 1990 г. госфинансирование было остановлено, а проект заморожен. В итоге сейчас ветка от Коротчаева до Пангоды (187 км) принадлежит РЖД. Участок Пангоды — Надым (110 км) — «Газпрому», говорил в 2007 г. в интервью газете «Гудок» гендиректор Ямальской железнодорожной компании (ЯЖДК) Якоб Крафт. Но эти ветки нужно «усилить» и достроить, отмечается на сайте корпорации «Урал промышленный» (см. www.vedomosti.ru). Нужны мостовые переходы через реки Обь и Надым. Плюс надо построить участки от Надыма до Обской. И все вместе стоит 151,5 млрд руб., следует из материалов на сайте. ( Read more... ) 15.11.2010 Создается Специальная Проектная Компания (СПК) в целях обеспечения строительства и последующей эксплуатации Северного широтного хода "Обская - Салехард - Надым - Пангоды - Новый Уренгой - Коротчаево". http://www.cupp.ru/press_2010_227.html Корпорация "Урал Промышленный - Урал Полярный" привлечет для строительства Северного широтного хода около 60 млрд руб. ... Учитывая срок окупаемости, сегодня мы планируем, что окупаемость будет на горизонтах от 15 до 20 лет, это достаточно серьезно. Кроме того, на горизонтах 15-20 лет трудно получить и некие гарантии, поскольку строительство магистрали требует координации усилий всех участников процесса. А у нас участники строительства широтной магистрали непростые - это, в первую очередь, Газпром и ОАО "РЖД" ... работа по Северному широтному ходу началась с актуализации грузопотока в условиях кризиса. "Нужно сказать, что по широтной линии он нисколько не уменьшился. Мы сегодня имеем подписанные трехсторонние соглашения с грузовладельцами и с ОАО "РЖД", которые подтверждают объем перевозок до 23 млн т газового конденсата только по широтному ходу, что требует еще усиления и достройки Северного широтного хода до Усть-Луги, до порта выгрузки", - сказал он. http://www.cupp.ru/press_2010_228.html http://www.cupp.ru/press_release_144.html 10.01.2010 12:10 ОАО «Газпром» открыло рабочее движение по железной дороге «Обская — Бованенково», протяженность которой составила 525 км. Ввод в эксплуатацию железной дороги «Обская — Бованенково» и строительство участка до станции Карская (572 км) (открытие рабочего движения на участке Бованенково — Карская запланировано в 2010 году) позволит обеспечить круглогодичную, быструю, наименее затратную и всепогодную доставку грузов и персонала на месторождения Ямала в условиях сурового полярного климата. Железная дорога даст возможность перевозить до 3 млн тонн грузов в год. Это строительные материалы, техника, оборудование, металлоконструкции, ГСМ, химреагенты, трубы и кабели необходимые для освоения Бованенковского и других месторождений на Ямале, а также строительства и эксплуатации системы магистральных газопроводов «Бованенково — Ухта». Кроме того, железная дорога позволит вывозить с месторождений полуострова жидкие фракции товарной продукции, в частности, газовый конденсат. При строительстве железной дороги «Обская — Бованенково» были применены уникальные технологии. В частности, насыпь железной дороги возводилась из влажного пылеватого песка, который под воздействием низких температур приобретает необходимую прочность. Для обеспечения устойчивости конструкции земляного полотна в летние месяцы разработана и применена послойная уникальная система термоизоляции (поверх замерзшего песка уложен пенополистерол, сооружены обоймы из геотекстиля). Самым технически сложным участком железной дороги стал мостовой переход через пойму реки Юрибей. Протяженность мостового перехода составляет 3,9 км, общая масса — более 30 тыс. тонн. Главной особенностью конструкции мостового перехода являются его опоры. Для обеспечения надежности они были выполнены из металлических труб диаметром 1,2–2,4 м, забурены в вечную мерзлоту на глубину от 20 до 40 м и заполнены армированным бетоном. При этом сохранить вечную мерзлоту от оттаивания позволяют новаторские технологии, разработанные российскими учеными и конструкторами. http://gazprom.ru/press/news/2010/january/article74204/ На строительстве железной дороги было задействовано около 7,5 тысяч рабочих http://gazprom.ru/production/projects/mega-yamal/railway/ Трансполярная магистраль http://ru.wikipedia.org/wiki/501-я_стройка http://af1461.livejournal.com/131049.html http://ananich.wordpress.com/2007/07/26/railroad-of-death/ Железная дорога Обская — Бованенково http://ru.wikipedia.org/wiki/Железная_дорога_Обская_—_Бованенково http://dic.academic.ru/dic.nsf/ruwiki/361815 (Comment on this)
Wednesday, November 10th, 2010
11:30 am	Сибнефтегаз Сибнефтегаз — динамично развивающаяся компания, наращивающая объемы добычи и подготовки газа, с перспективой пуска новых производственных мощностей и дальнейшего увеличения активов. Основные виды деятельности — добыча углеводородного сырья, выполнение геологоразведочных, научно-исследовательских и проектно-изыскательских работ. В активе компании имеются лицензии на право пользования недрами Берегового, Пырейного, Хадырьяхинского и Западно-Заполярного участков, которые расположены в Пуровском районе Ямало-Ненецкого автономного округа. В 2009 году завершено обустройство Cеноманской залежи Берегового месторождения и начато освоение нижележащих горизонтов, пуск в промышленную эксплуатацию которых намечен на 2014 год. Интенсивные работы по обустройству Пырейного месторождения начаты в марте 2007 года. 23 апреля 2009 года состоялась официальная церемония пуска месторождения в промышленную эксплуатацию. По Хадырьяхинскому месторождению в соответствии с утвержденной программой ведутся геологоразведочные работы, проводятся предпроектные изыскания и проектные работы. На Западно-Заполярном месторождении предстоит дополнительное проведение геологоразведочных работ для изучения глубоколежащих горизонтов. http://www.sibneftegaz.ru/about/today/ Береговое газоконденсатное месторождение ( Read more... ) Пырейное газоконденсатное месторождение ( Read more... ) Западно-Заполярное газовое месторождение ( Read more... ) Хадырьяхинское газоконденсатное месторождение ( Read more... ) http://www.sibneftegaz.ru/production/projects/ Из годового отчета за 2009 г. http://www.sibneftegaz.ru/upload/iblock/879/godovoi_otchet_2009.rar Из годового отчета за 2008 г. Структура запасов углеводородов, состоящих на балансе ОАО «Сибнефтегаз» по состоянию на 01.01.2009 г. http://www.sibneftegaz.ru/upload/iblock/5f5/2008.rar История 23 апреля 2009 г. Состоялась официальная церемония пуска в промышленную эксплуатацию Пырейного газоконденсатного месторождения. 21 марта 2009 г. Компания поставила первые 10 млрд м3 природного газа с Берегового месторождения. 1 июля 2008 г. Произведена реструктуризация Компании, что позволило обеспечить дополнительную прозрачность финансово-хозяйственной деятельности, повысить эффективность её анализа и контроля, с учетом реальной потребности Компании и выставленных приоритетов. декабрь 2007 г. Выделение Пырейного газового промысла в обособленное многофункциональное cтруктурное подразделение. 16 ноября 2007 г. Береговой газовый промысел дал стране 1-ый млрд м3 природного газа. 19 апреля 2007 г. Состоялась официальная церемония пуска в промышленную эксплуатацию Cеноманской газовой залежи Берегового месторождения. 2007 г. Начало интенсивного обустройства Пырейного месторождения. Начата реализация утверждённой программы геологоразведочных работ, проведение предпроектных изысканий, проектных работ по Хадырьяхинскому месторождению. 2006 г. Приобретена лицензия и подписано лицензионное соглашение на право пользования недрами Хадырьяхинского участка. апрель 2003 г. Выделение Берегового газового промысла в обособленное многофункциональное структурное подразделение. апрель 2003 г. Компания закончила строительство первой очереди объектов обустройства Берегового месторождения. 1998 г. Приобретены лицензии и подписаны лицензионные соглашения на право пользоваться недрами Берегового, Пырейного, Западно-Заполярного участков. 24 мая 1994 г. Создание Открытого акционерного общества «Сибирская нефтегазовая компания». http://www.sibneftegaz.ru/about/history/ Вслед за главным акционером — Геннадием Тимченко «Новатэк» решил устроить шопинг-марафон. Компания ведет переговоры с Газпромбанком о покупке контроля в очередном активе - «Сибнефтегазе» ( Read more... ) «Сибнефтегаз» до 2006 г. контролировался «Итерой», та еще в 2003 г. готова была запустить главное месторождение «дочки» — Береговое. Но «Газпром» не давал доступа к трубе. В итоге в конце 2006 г. «Итера» уступила 51% «Сибнефтегаза» Газпромбанку за $131,5 млн, что эксперты называли очень заниженной ценой. «Сибнефтегаз» торжественно начал добычу, рассчитывая в 2009 г. нарастить ее до 12 млрд куб. м (почти треть добычи «Новатэка»). Но из-за кризиса производство упало вдвое (см. справку), причем не без участия «Газпрома», который сам боролся за всех возможных потребителей, говорят сотрудники концерна. Газпромбанк с самого начала хотел избавиться от непрофильного актива. В прошлом году он начал переговоры с «Газпромом», предложив как вариант схему обмена: контроль в «Сибнефтегазе» в обмен на 5-6% «Новатэка» из доли «Газпрома». 51% «Сибнефтегаза» были предварительно оценены в $1 млрд с учетом долга, рассказывал топ-менеджер Газпромбанка. Такая оценка актуальна и для сделки с «Новатэком», говорит инвестбанкир, знакомый с ходом переговоров. А «Газпром» решил, что сейчас ему не стоит «разбрасываться», говорит близкий к концерну источник. Представитель «Газпрома» от комментариев отказался. http://www.vedomosti.ru/newspaper/article/249154/novatek_naduvaetsya «Сибнефтегаз» Газовая компания Запасы – около 400 млрд куб. м (ABС1 + С2), добыча в 2009 г. – 3,6 млрд куб. м. Владельцы – Газпромбанк (51%), «Итера» (49%). Выручка (МСФО, 2009 г.) – 2,2 млрд руб., убыток – 1,8 млрд руб., чистый долг – 20,2 млрд руб. Фотогалерея Береговое месторождение http://www.sibneftegaz.ru/about/photos/2/ Пырейное месторождение http://www.sibneftegaz.ru/about/photos/5/ Хадырьяхинское месторождение http://www.sibneftegaz.ru/about/photos/12/ (1 Comment |Comment on this)
Sunday, October 10th, 2010
9:40 pm	Генеральная схема развития газовой отрасли на период до 2030 года http://www.energyland.info/files/library/112008/7579b56758481da282dd7e0a4de05fd1.pdf Проект Генеральная схема развития газовой отрасли России на период до 2030 года (далее – Генеральная схема) разработана в рамках Комплекса мероприятий по развитию системы трубопроводного транспорта углеводородного сырья в Российской Федерации, утвержденного Минпромэнерго 10.09.2004, подготовленного во исполнение поручения Президента Российской Федерации от 25.02.2004 № Пр-313. Москва 2008 http://energyland.info/library-show-2928 http://energyfuture.ru/generalnaya-sxema-razvitiya-gazovoj-otrasli-na-period-do-2030-goda http://narod.yandex.ru/100.xhtml?www.esco-ecosys.narod.ru/2009_11/art197.pdf 01 02 03 04 Рисунок 2.1.1 Прогноз структуры потребления газа, % Уровень газификации жилого фонда Центрального федерального округа природным газом составляет 70,4%, в том числе в городах и поселках городского типа – 78,1%, в сельской местности – 47,7%. Уровень газификации жилого фонда Северо-Западного федерального округа природным газом составляет 47,3%, в том числе в городах и поселках городского типа – 57,4%, в сельской местности – 11,2%. Уровень газификации жилого фонда Южного федерального округа природным газом составляет 76,3%, в том числе в городах и поселках городского типа – 84,8%, в сельской местности – 61,4%. Уровень газификации жилого фонда Приволжского федерального округа природным газом составляет 75,4%, в том числе в городах и поселках городского типа – 84,1%, в населенных пунктах сельской местности – 56,3%. Уровень газификации жилого фонда Уральского федерального округа природным газом составляет 46,7%, в том числе в городах и поселках городского типа – 54,3%, в сельской местности – 17,2%. 05 По прогнозу Мирового Энергетического Агентства (МЭА), мировой спрос на природный газ до 2030 г. будет увеличиваться на 2,3% в год. К 2030 году потребление газа будет на 90% выше, чем в настоящее время, и газ станет вместо угля вторым по объему источником энергии в мире. В результате удельный вес природного газа в структуре мирового потребления первичной энергии повысится с 21% в 2005 г. до 25% к 2030 г. 06 Таблица. 2.2.1. Прогноз поставок российского сетевого газа в европейские страны Доля сжиженного природного газа в общем объеме международной торговли природным газом составляет в настоящее время порядка 27%. При этом товарооборот СПГ увеличивается опережающими темпами (10-12% в год) по сравнению с поставками сетевого газа. К 2015 г. прогнозируется двукратное увеличение рынка СПГ. По данным одного из ведущих аналитических агентств «Вуд Макензи», потребность мировой экономики в новых объемах СПГ в 2015 году составит 64 млрд.куб.м. Суммарный экспорт природного газа по трубопроводам в КНР и Республику Корея с 2020 г. и далее сможет составить 25-50 млрд. м3, а объёмы поставок российского сжиженного природного газа в страны АТР в 2020 г. составят 20 млрд. м3, к 2030 г. – 26,6 млрд. м3. 07 08 Границы прогнозного диапазона суммарной потребности в газе (рис. 2.3.1.) определяются минимальными и максимальными объемами поставок на внутренний и экспортный рынки. Рисунок 2.3.1. Диапазон прогнозных объёмов суммарной потребности в газе 09 Поле «1» соответствует объемам газопотребления включающим реализацию всех перспективных экспортных проектов газа в зоне ЕСГ («Северный поток», «Южный поток») и на Востоке страны («Алтай» и «Восток-50»). Максимальный прогнозный уровень спроса на внутреннем рынке предусмат- ривает сохранение существующего в настоящее время низкого уровня эффективности использования энергоресурсов в национальном хозяйстве при заниженных ценах на газ, не способствующих реализации потенциала газосбережения (особенно в электроэнергетике). Поле «2» характеризуется темпами прироста объемов внутреннего потребления, определяющимися реализацией государственной политики, направленной на стимулирование энерго- и газосбережения, повышение энергобезопасности за счет сокращения доли газа в топливно-энергетическом балансе страны, в том числе за счет доведения внутренних цен на газ до уровней, обеспечивающих равную доходность с экспортными поставками. При этом предполагается организация дополнительных объемов экспорта газа с учетом прогнозируемого потенциала продаж в Южную Европу, США и страны АТР (по варианту «Восток-25»). Поле «3» графика предполагает объемы поставок на внутренний рынок, соответствующие инновационному энергосберегающему сценарию развития экономики страны, а также ограниченный потенциал наращивания экспортных поставок. Расчеты прогнозных объемов ввода производственных мощностей производились для области поля «2», охватывающей наиболее вероятные перспективы развития внутреннего и внешнего рынков газа. В импорте газа из Центральной Азии важнейшую роль будет играть Туркменистан. В последние годы в Восточной Туркмении открыты новые крупнейшие газовые месторождения – Южная Иолотань-Осман и Большой Яшлар с ожидаемыми запасами не менее 2,5 и 1,5 трлн. куб. м соответственно, а также крупное месторождение Караджаовлаки. Предварительная оценка позволяет говорить о потенциально возможных объемах добычи газа в Туркменистане на уровне 100–120 млрд. куб. м в год. С учетом оценок объемов внутреннего потребления (16–18 млрд. куб. м в год) максимальный экспортный потенциал Туркменистана оценивается в объёме 84 млрд. куб. м в 2015 г. и 102 млрд. куб. м в 2030 г. Важнейшим условием реализации данного потенциала является резкое наращивание объемов разведочного бурения. Для полноценной подготовки месторождений к разработке требуется ускорение геолого-разведочных работ с обеспечением годового прироста разведанных запасов примерно в 200 млрд. куб. м. Оценка сырьевой базы газовой промышленности Узбекистана позволяет сделать заключение о небольшом потенциале роста объёмов добычи газа до 2010-2015 гг. и сохранении экспортных возможностей на уровне 10 млрд. куб. м в год. Открытие и разведка крупнейших по запасам нефтегазовых месторождений в Казахстане – Тенгиз (на суше) и Кашаган (в акватории Северного Каспия) вкупе с запасами крупнейшего Карачаганакского газоконденсатного месторождения – создает надежную сырьевую базу для роста добычи, в том числе, добычи товарного газа с 16 млрд. куб. м в 2007 г. до 50 млрд. куб. м в 2030 г. Экспортный потенциал Казахстана оценивается в объёме 20 млрд. куб. м в 2015 г. и 26 млрд. куб. м в 2030 г. При условии подтверждения запасов газа в регионе результатами международного аудита, а также динамичного освоения сырьевой базы центральноазиатских стран, возможные объёмы импорта Россией газа из этого региона оцениваются на уровне 96 и 102 млрд. куб. м в 2015 и 2030 г., соответственно. Рисунок 2.4.1. Диапазон возможных и наиболее вероятных объёмов поступления центральноазиатского газа в ЕСГ России 10 С точки зрения существующей сырьевой базы и с учетом планируемых экспортных поставок из Туркмении в Китай (до 30 млрд. куб. м в год) и Иран (до 14 млрд. куб. м в год), наиболее вероятным и обоснованным представляется вариант поставок газа в Россию из стран Центральной Азии в объеме 70 млрд. куб. м в год на долгосрочную перспективу. Такой уровень является обоснованным также и с точки зрения ограничений производительности системы магистральных газопроводов Средняя Азия – Центр. 11 Начальные суммарные ресурсы газа (НСР) России оцениваются по состоянию на 01.01.2007 в 248,6 трлн. м3, в том числе суша – 174,8 трлн. м3, шельф – 73,8 трлн. м3. Наиболее значительные ресурсы газа сосредоточены в недрах Западной Сибири (суша и шельф Карского моря) – 132,2 трлн. м3, Восточной Сибири – 37,9 трлн. м3, Дальнего Востока – 14,5 трлн. м3, а также в Северо-Западном районе России (суша Тимано-Печорской провинции и шельф Баренцева моря) – 26,4 трлн. м3. Доля России в мировых НСР составляет 40,6%. Ресурсная база газовой промышленности России представлена на рисунке 3.1.1. Рисунок 3.1.1 Ресурсная база газовой промышленности России 12 Из 47,8 трлн. м3 разведанных запасов 21,0 трлн. м3 приходятся на Надым-Пур-Тазовский регион (НПТР), 10,4 трлн. м3 – полуостров Ямал, 5,9 трлн. м3 – шельф (в том числе 2,9 трлн. м3* – Штокмановское месторождение Баренцева моря), 4,6 трлн. м3 – суша Европейской части РФ, 4,0 трлн. м3 – Восточная Сибирь и Дальний Восток, 1,9 трлн. м3 – другие регионы. По состоянию на 01.01.2007 из общего объема 47,8 трлн. м3 разведанных запасов газа России ОАО «Газпром» контролировало 29,8 трлн. м3 (62,3%), крупные нефтяные и независимые компании 10,2 трлн. м3 (21,4%), в нераспределенном фонде находилось 7,8 трлн. м3 (16,3%). Разведанные запасы газа характеризуются сложной внутренней структурой (рисунок 3.1.2). Из 47,8 трлн. м3 суммарных запасов 8,3 составляют запасы месторождений с падающей добычей, 7,7 – запасы месторождений со стабильной добычей, 2,5 трлн. м3 – запасы Астраханского месторождения (ограничение добычи по экологии), 1,2 трлн. м3 – запасы мелких месторождений и 28,1 трлн. м3 – запасы неразрабатываемых месторождений (обеспечение добычи на среднюю и дальнюю перспективу). 13 Для обеспечения развития газовой отрасли необходимый общий прирост разведанных запасов газа в период 2008-2030 гг. оценивается в 26,0 трлн. м3, в т.ч. по суше Западной Сибири – 7,0 трлн. м3, по Европейским районам – 1,7 трлн. м3, по регионам Восточной Сибири, Дальнего Востока и Охотскому морю – 3,3 трлн. м3, по арктическому шельфу – 14,0 трлн. м3 При этом ожидаемый объем разведочного бурения в целом по России составит 13140 тыс. м. 14 15 Рисунок 3.1.3 Затраты на ГРР по России за период 2008-2030 гг. 16 В настоящее время и на рассматриваемый период основным регионом добычи газа в России остается Надым-Пур-Тазовский регион (НПТР) Западной Сибири, где сосредоточены основные разрабатываемые и вводимые в ближайшей перспективе месторождения. Добыча газа по региону в 2006 году составила порядка 86 % от суммарной добычи по России, в 2007 году – 85 %. В перспективе прогнозируется снижение добычи газа по объективным причинам, связанным с высоким уровнем выработанности уникальных месторождений региона (Медвежье, Уренгойское, Ямбургское), снижением пластового давления на них, подъемом уровня газоводяного контакта (ГВК), длительным сроком работы оборудования. По состоянию на 01.01.2008 выработанность Медвежьего (сеноман) месторождения составляла 82,2 %, Уренгойского (сеноман) – 64,7 %, Ямбургского (сеноман) – 52,1 %. Для поддержания проектных уровней отборов и обеспечения стабильной добычи газа на действующих месторождениях необходимо обеспечить проведение реконструкции и технического перевооружения объектов добычи газа (прогнозные объёмы работ по реконструкции объектов добычи газа по России представлены в разделе 3.4. «Ввод мощностей в добыче газа и конденсата»). Одновременно, необходимо обеспечить решение проблем извлечения остаточных запасов газа («низконапорный» газ) на завершающей стадии разработки действующих месторождений с достижением высоких коэффициентов газоотдачи. Следует отметить, что существующие технологии не обеспечивают экономически эффективную возможность компримирования газа низкого давления для его дальнейшей транспортировки потребителям. Соответственно, требуется создание новых технологий добычи и использования «низконапорного» газа. Дальнейшее развитие добычи газа в НПТР связано с разработкой глубокозалегающих нефте- и конденсатосодержащих залежей, характеризующихся сложными горно-геологическими условиями и многокомпонентными составами пластовой смеси. В связи с этим прогнозируется увеличение объемов добычи «жирного» газа и жидких углеводородов, что при отсутствии в регионе свободных мощностей по транспортировке и переработке жидких углеводородов может стать ограничивающим фактором для развития добычи газа на месторождениях. Доля объемов добычи газа в НПТР прогнозируется в размере 54-57 % в 2020 году и 31-33 % в 2030 году от общей добычи по России. 17 Полуостров Ямал Добыча газа на полуострове Ямал начинается с ввода в разработку в 2011 году сеноман-аптских залежей Бованенковского газоконденсатного месторождения. Обская и Тазовская губы Первоочередными объектами разработки в регионе являются открытые месторождения: Северо-Каменномысское, Каменномысское-море, Северо-Парусовое, Парусовое, Семаковское, Адерпаютинское, Антипаютинское. Добычу газа планируется начать с ввода в разработку Северо-Каменномысского месторождения в период 2015-2017 гг. Шельф Баренцева моря На шельфе Российской Федерации предусматривается освоение в первую очередь Штокмановского месторождения, ввод которого намечается в 2013 году. Восточная Сибирь и Дальний Восток В качестве базовых рассматриваются следующие газоконденсатные и нефтегазоконденсатные месторождения: - месторождения углеводородов морского шельфа острова Сахалин (проекты «Сахалин -1, «Сахалин -2» и перспективные блоки «Сахалин-3–6»); - Чаяндинское НГКМ (Республика Саха (Якутия)); - Ковыктинское ГКМ (Иркутская область); - Собинско-Пайгинское и Юрубчено-Тохомское НГКМ (Красноярский край). На основе расположения базовых месторождений в восточных регионах России предусматривается создание следующих территориальных промышленных центров газодобычи: 1. Сахалинский центр газодобычи - на базе месторождений шельфовой зоны острова Сахалин (проекты «Сахалин-1» и «Сахалин-2») с дальнейшим развитием центра за счёт реализации проектов «Сахалин-3–6». 2. Якутский центр газодобычи - на базе Чаяндинского месторождения с дальнейшим развитием за счет освоения Среднеботуобинского, ТасЮряхского, Верхневилючанского и других месторождений. 3. Иркутский центр газодобычи - на основе Ковыктинского месторождения, а также Южно-Ковыктинской лицензионной площади и месторождений севера Иркутской области. 4. Красноярский центр газодобычи - на базе Собинско-Пайгинского и Юрубчено-Тохомского месторождений, в дальнейшем для поддержания уровней добычи газа в разработку могут быть вовлечены Оморинское, Куюмбинское, Агалеевское и другие месторождения. Основная часть месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока являются газоконденсатными или нефтегазоконденсатными с высоким газовым фактором. Газ данного региона отличается наличием в его составе большого количества ценных компонентов, таких как этан, пропан, бутан, тяжёлые угле- водороды, гелий. Содержание этих компонентов колеблется от 8 до 32 %. В Восточной Сибири и на Дальнем Востоке сосредоточена большая часть разведанных запасов гелия России. 18 19 20 Прогноз развития добычи конденсата В 2007 году добыча конденсата в России составила 15,1 млн. т, в том числе в Надым-Пур-Тазовском регионе – 9,9 млн. т (65,5 %), в европейской части – 4,9 млн. т (32,5 %), в Томской области – 0,3 млн. т (2 %), в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке – 0,1 млн. т (0,7 %). В перспективе объемы добычи конденсата увеличатся до 26-32 млн. т в 2020 году и до 31-37 млн. т в 2025 году. Увеличение объемов добычи конденсата связано с вводом в разработку глубокозалегающих конденсатосодержащих залежей новых месторождений. Таковыми, в частности, являются практически все новые месторождения Надым-Пур-Тазовского региона, где объемы добычи конденсата увеличатся с 10,0 млн. т в 2008 году до 15-18 млн. т в 2020 году и до 18-23 млн. т в 2025 году. После 2025 года прогнозируется снижение добычи конденсата по России до 30-35 млн. т в 2030 году, в основном, в Надым-Пур-Тазовском регионе по причине наступления периода падающей добычи на газоконденсатных месторождениях. Значительные объемы добычи конденсата прогнозируются в новых газодобывающих регионах. Предполагается, что на полуострове Ямал объемы добычи конденсата к 2030 году составят 5,3-5,5 млн. т, на шельфе Баренцева моря – 0,7-0,8 млн. т, в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке – 4,8-5,4 млн.т. 21 22 23 Определения, обозначения и сокращения Ачимовская залежь - залежь углеводородного сырья, приуроченная к проницаемым горизонтам в глинистых и глинисто-кремнистых породах верхней юры, нижнего мела, являющихся региональной покрышкой юрского нефтегазового комплекса. Ачимовская толща рассматривается как самостоятельный ачимовский нефтегазовый комплекс. Валанжинская залежь - залежь углеводородного сырья, приуроченная к неоком-аптскому (нижне меловому) нефтегазовому комплексу, залегающему на глубинах от 1,2 до 3,7 км и являющемуся ведущим по запасам и ресурсам нефти и вторым по запасам и ресурсам свободного газа и конденсата в Западной Сибири. «Восток-25», «Восток-50» - рекомендуемые в соответствии с Программой 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 сценарии развития газовой отрасли на востоке России, предусматривающие экспорт в страны АТР 25 и 50 млрд. куб. м природного газа соответственно. Сеноманская залежь - залежь углеводородного сырья, приуроченная к альб–сеноманскому нефтегазовому комплексу, залегающему на глубинах от 500 до 2000 метров и являющемуся ведущим по разведанным запасам и начальным суммарным ресурсам свободного газа в Западной Сибири. (Comment on this)
Friday, September 24th, 2010
11:31 am	Приобское нефтяное месторождение Нефтяные месторождения России http://www.kommersant.ru/doc-rss.aspx?DocsID=1022611 The northern three quarters of the field was controlled by YUKOS via an its daughter-company Yuganskneftegaz, and began oil production in 2000. In 2004 Yuganskneftegaz was bought by Rosneft, which is now the operating company for that portion of the field. The southern quarter of the field was controlled by Sibir energy, which began a joint venture with Sibneft to develop the field, with volume production beginning in 2003. Sibneft subsequently acquired complete control of the field via a corporate maneuver to dilute Sibir's holding. Sibneft is now majority controlled by Gazprom and renamed Gazprom Neft. http://en.wikipedia.org/wiki/Priobskoye_field Приобское месторождение (ХМАО) Запасы, млн т АВС1 - 1061,5 С2 - 169,9 Добыча в 2007 г., млн т - 33,6 В течение многих лет крупнейшим как по величине запасов, так и по объемам нефтедобычи являлось Самотлорское месторождение. В 2007 г. оно впервые уступило первое место месторождению Приобское, добыча нефти на котором достигла 33,6 млн т (7,1% российской), а разведанные запасы увеличились по сравнению с 2006 г. почти на 100 млн т (с учетом погашения при добыче). http://www.mineral.ru/Facts/russia/131/288/index.html Абдулмазитов Р.Д. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России. http://geofizik.far.ru/book/geol/geol009.htm http://rutracker.org/forum/viewtopic.php?t=1726082 http://www.twirpx.com/file/141095/ http://heriot-watt.ru/t2588.html Приобское — гигантское нефтяное месторождение в России. Расположено в Ханты-Мансийском автономном округе, вблизи Ханты-Мансийска. Открыто в 1982 году. Разделено рекой Обь на две части — лево- и правобережное. Освоение левого берега началось в 1988 г., правого — в 1999 г. Геологические запасы оцениваются в 5 млрд. тонн. Доказанные и извлекаемые запасы оцениваются в 2,4 млрд. тонн. Месторождение относится к Западно-Сибирской провинции. Открыто в 1982 году. Залежи на глубине 2,3—2,6 км. Плотность нефти 863-868 кг/м3, умеренное содержание парафинов (2,4-2,5%) и содержание серы 1,2-1,3 %. По данным на конец 2005 года, на месторождении насчитывается 954 добывающих и 376 нагнетательных скважин, из них 178 скважин были пробурены в течение последнего года. Добыча нефти на Приобском месторождении в 2007 г. — составила 40,2 млн. тонн, из них «Роснефть» - 32,77, а «Газпром нефть» - 7,43 млн тонн. В настоящее время разработку северной части месторождения ведёт ООО «РН-Юганскнефтегаз», принадлежащее компании «Роснефть», а южную - ООО "Газпромнефть - Хантос", принадлежащее компании «Газпром нефть». http://ru.wikipedia.org/wiki/Приобское_нефтяное_месторождение http://www.blackbourn.co.uk/databases/hydrocarbon-province-maps/west-siberia.pdf ПРИОБСКОЕ: ЕСТЬ 100 МИЛЛИОНОВ! (Роснефть: Вестник компании, сентябрь 2006) - 1 мая 1985 года на Приобском месторождении была заложена первая разведочная скважина. В сентябре 1988 на его левом берегу началась эксплуатационная добыча фонтанным способом со скважины №181-Р с дебитом 37 тонн в сутки. В последний день июля 2006 года нефтяники Приобского рапортовали о добыче 100-миллионной тонны нефти. ( Read more... ) По российской классификации разведанные запасы нефти составляют 1,5 млрд. тонн, извлекаемые — более 600 млн. Согласно анализу, подготовленному международной аудиторской компанией DeGolyer & MacNaughton, по состоянию на 31 декабря 2005 года нефтяные запасы Приобского месторождения по методологии SPE составляют: доказанные 694 млн. тонн, вероятные — 337 млн. тонн, возможные — 55 млн. тонн. Запасы по месторождению по российским стандартам на 01.01.2006 года: НГЗ (Нефтегазовые запасы) — 2476,258 млн. тонн. Добыча нефти на Приобском месторождении в 2003 г. — составила 17,6 млн. тонн, в 2004 г.- 20,42 млн. тонн, в 2005 г. — 20,59 млн. тонн. В стратегических планах развития компании Приобскому месторождению отведено одно из главных мест — к 2009 г. здесь планируется добывать до 35 млн. тонн. В последний день июля 2006 года нефтяники Приобского рапортовали о добыче 100-миллионной тонны нефти. 60% территории Приобского месторождения расположены в затопляемой части поймы реки Оби, при строительстве кустовых площадок, напорных нефтепроводов и подводных переходов применяются экологически-безопасные технологии. История Приобского месторождения: В 1985 году обнаружены промышленные запасы нефти, по испытаниям скважины 181р получен приток 58 м3/сут В 1989 году — начало бурения 101 куста (Левый берег) В 1999 году — ввод в эксплуатацию скважин 201 куста (Правый берег) В 2005 году суточная добыча составила 60200 т/сут, добывающий фонд 872 скважины, добыто с начала разработки 87205,81 тыс. тонн. ( Read more... ) Приобское месторождение - ключевой актив "Газпром нефти", занимающий почти 18% в структуре добычи компании. http://www.rian.ru/economy/20091219/200247288.html - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - Разукрупнение объектов разработки как метод повышения нефтеотдачи На Приобском месторождении разраба-тываются совместно три пласта — АС10, АС11, АС12, причем проницаемость пласта АС11 на порядок выше проницаемости пластов АС10 и АС12. Для эффективной выработки запасов из низкопроницаемых пластов АС10 и АС12 нет другой альтернативы, как внедрение технологии ОРРНЭО, прежде всего, на нагнетательных скважинах. http://www.neftegaz.ru/science/view/428 Методика комплексной интерпретации результатов ГИС применяемая в ОАО ЗСК «ТЮМЕНЬПРОМГЕОФИЗИКА» при изучении терригенных разрезов http://www.tpg.ru/main.php?eng=&id=101&pid=85 Фроловская фациальная зона неокома Западной Сибири в свете оценки перспектив нефтегазоносности http://www.neftegaz.ru/science/view/486 http://www.oilnews.ru/magazine/2005-15-09.html Литература ( Read more... ) Эффективность разработки нефтяных месторождений В России в достаточных объемах используются и горизонтальные скважины, и гидроразрывы пласта в низкопроницаемых коллекторах, например, в таких как Приобское месторождение, где проницаемость составляет всего от 1 до 12 миллидарси и без ГРП просто не обойтись. http://energyland.info/analitic-show-neft_gaz-neftegaz-52660 Новый экологический скандал в Ханты-Мансийском автономном округе. Его участником в очередной раз стала небезызвестная фирма «Росэкопромпереработ- ка», прославившаяся загрязнением реки Вах в вотчине ТНК-ВР. http://www.ura.ru/content/khanti/15-07-2010/articles/1036255339.html Совершенствование качества цементирования обсадных колонн на Южно-Приобском месторождении http://www.burneft.ru/archive/issues/2009-12/6 Термогазовое воздействие и месторождения Сибири http://www.energyland.info/analitic-show-52541 Термогазовый метод и Баженовская свита http://energyland.info/analitic-show-50375 Внедрение одновременнораздельной закачки на Приобском месторождении http://www.oil-info.ru/arxivps/pdf/ORZ_N.pdf Перевод скважин Приобского месторождения на адаптивную систему управления электроцентробежным насосом http://www.elekton.ru/pdf/adaptive%20exploitation.pdf ( Read more... ) BP/AMOCO Withdraws from Priobskoye Project, 1999-03-28 http://www.russiajournal.com/node/1250 Фото Приобское месторождение http://www.amtspb.ru/map.php?objectID=15 "Приобское месторождение, ХМАО. компания "СГК-Бурение"". http://nefteyugansk.moifoto.ru/112353 Южно-Приобское месторождение http://www.vsluh.ru/foto/440/ http://kotls.ru/yuzhnopriobskoe_mestoro http://www.corbis.co.in/searchresults.php?s=Priobskoye+Oil+Field&rm=&rf=&mr=&loc=&col=&listRF=&orient=&view=&people=&pht=&max=1000&p=1 (1 Comment |Comment on this)
Thursday, September 23rd, 2010
11:30 am	blackbourn: Petroleum Geology of Western Siberia, карта ( 4609×5811 ) (Comment on this)
Monday, September 20th, 2010
1:00 pm	Отчетность «Сургутнефтегаза» показала, почему добыча компании снижается 26.08.2010, 159 (2677) Отчетность «Сургутнефтегаза» показала, почему добыча компании снижается, несмотря на рекордные темпы бурения скважин. Основные, западносибирские, месторождения «Сургута» неуклонно стареют, а новые, восточносибирские, пока не в состоянии их заменить Впервые после семилетнего перерыва нефтяная компания «Сургутнефтегаз» дала инвесторам возможность оценить динамику добычи нефти на отдельных месторождениях. Компания возобновила раскрытие детализированных показателей добычи в прошлом году. С июля прошлого года по июль 2010 г. добыча на главном месторождении компании — Федоровском составила 8,9 млн т, следует из отчетов по РСБУ. Это 15% от общей добычи «Сургута» за прошедший год. Федоровское на пике разработки в 1983 г. давало 36 млн т нефти в год, это была львиная доля всего производства «Сургута». А в 2003 г. начальник НГДУ «Федоровскнефть» Владимир Титов говорил, что за счет нижних пластов добычу на месторождении можно увеличить с 30 000 т в сутки (около 11 млн т в год в тот момент) до 100 000 т (т. е. до пиковых 36 млн т). Однако, если судить по отчетам «Сургутнефтегаза», производительность Федоровского падает. Ухудшаются и общие показатели компании: с 2006 г. по конец первого полугодия 2010 г. суточное производство «Сургута» снизилось на 10% даже с учетом ввода новых месторождений. Сейчас средний дебит скважин компании составляет 9,6 т/с, ниже среднего показателя по стране (9,9 т/с), отмечает аналитик «Тройки диалог» Валерий Нестеров. При этом компания делает очень много для поддержания добычи, говорит эксперт, «Сургут» бурит больше всех скважин в стране, не скупится на капвложения. Поскольку компания не раскрывает ни показатели обводненности месторождений, ни даже их запасы (с 2003 г.), справедливо оценить перспективы «Сургута» эксперты не берутся. Запрос «Ведомостей», направленный в приемную первого заместителя гендиректора по производству Анатолия Нуряева, остался без ответа. Представитель компании также от комментариев отказался. Ситуация с базовым месторождением «Сургута» характерна для главного нефтяного региона страны — Западной Сибири, констатирует аналитик Банка Москвы Денис Борисов: добыча на большинстве месторождений, запущенных еще в СССР, падает на 4-5% в год. Например, добыча «Лукойла» в этом регионе в последние два года сокращалась на 6% ежегодно. Из отчетов компании видно, что с 2007 г. отдача крупнейшего месторождения — Тевлинско-Русскинского сократилась на 12% (до 8,3 млн т в 2009 г.), на втором по величине Ватьеганском — на 13% (до 7,7 млн т). Падает добыча и на ряде крупных участков «Роснефти»: например, на Мамонтовском — 11% снижения с 2007 г. (до 6,5 млн т). Выручает госкомпанию Приобское месторождение, доставшееся ей с «Юганскнефтегазом»: это новое месторождение дает «Роснефти» почти треть ее добычи (33,8 млн т в 2009 г.), отмечает Борисов, а его производительность выросла за три года на 24%. Истощение западносибирских месторождений толкает компании в новые регионы. «Роснефть» год назад начала разработку Ванкорского месторождения в Восточной Сибири: оно уже принесло компании 3,6 млн т нефти, а прогноз по пиковой добыче — 25 млн т. Масштабы новых проектов «Сургутнефтегаза» меньше: Талаканское месторождение за прошедший год дало около 2,4 млн т нефти, Рогожниковское месторождение — 1,8 млн т. Талакан крупнее, но даже он будет давать на пике лишь 6,5 млн т, уверен аналитик UBS Константин Черепанов. Главный вопрос — сможет ли «Сургут» остановить падение добычи на базовых месторождениях Западной Сибири до 1-2% в год, чтобы его общие показатели также перестали снижаться, отмечает Борисов. В 2012 г. — с выходом Талакана на проектную мощность — у «Сургута» будет локальный пик добычи, 60,7 млн т (+1,7% к 2009 г.), считает Черепанов. Но если предположить, что добыча на старых месторождениях будет снижаться нынешними темпами (2-2,5% в год), то для поддержания общего уровня нужно будет добыть 1,2-1,5 млн т «новой» нефти уже в 2013 г. А к 2015 г. у «Сургута» должны появиться абсолютно новые проекты с годовой добычей 2,3-3,1 млн т, добавляет эксперт. Пока же «Сургут» активно скупает лицензии на участки в Восточной Сибири и надеется прирастить запасы за счет месторождений региона примерно на 1 млрд т нефтяного эквивалента. http://www.vedomosti.ru/newspaper/article/244473/ot_surguta_neft_ubezhala (Comment on this)
9:22 am	Ванкорское месторождение Ванко́рское месторожде́ние — перспективное нефтегазовое месторождение в Красноярском крае России, вместе с Лодочным, Тагульским и Сузунским месторождениями входит в Ванкорский блок. Расположено на севере края, включает в себя Ванкорский (Туруханский район Красноярского края) и Северо-Ванкорский (расположен на территории Таймырского (Долгано-Ненецкого) автономного округа) участки. Для разработки месторождения создан вахтовый посёлок Ванкор. Открыто в 1991 году. Лицензию на разработку месторождения получила в 2003 году компания Роснефть. Запасы нефти на месторождении превышают 260 млн т, газа — около 90 млрд м³. Проектная мощность — 14 млн т нефти в год — ожидается к 2012 году. По оценке на середину 2005 году, расходы на проект составят около $4,5 млрд. По состоянию на август 2009 года ожидаемая выручка от проекта составит 80 миллиардов долларов. Инфраструктура в районе месторождения на 2006 полностью отсутствует. Всего на Ванкорском месторождении планируется построить 266 скважин: из них добывающих — 173, нагнетательных горизонтальных — 25, вертикальных — 60, газонагнетательных — 8. Поставки нефти с месторождения планируется осуществлять на Дальний Восток страны через Восточный нефтепровод. Ввод в строй 550-километрового нефтепровода Ванкор-Пурпе, связывающего месторождение с магистральным нефтепроводом «Транснефти», планируется на сентябрь 2008 года. По состоянию на август 2009 года согласно данным специалистов «Ванкорнефти» на месторождении пробурено 88 скважин, 44 из них — эксплуатационные. Объёмы добычи нефти в 2009 году, как ожидается, составят 3 млн тонн. По состоянию на август 2009 года нефтяники добывают 18 тысяч тонн нефти в сутки. Нефть поступает в нефтепровод «Ванкор-Пурпе» и затем в систему «Транснефти». Лицензия на разработку месторождения принадлежит ООО «Енисейнефть», контрольным пакетом которой владеет Anglo-Siberian Oil Company, принадлежащая компании «Роснефть». Владельцем лицензии на Северо-Ванкорский блок месторождения является ООО «Таймырнефть». 21 августа 2009 года Ванкорское нефтегазаносное месторождение было запущено в промышленную эксплуатацию. Ранее добычу на Ванкоре планировалось начать в конце 2008 года, затем запуск месторождения был отложен до третьего квартала 2009 года. В церемонии начала эксплуатации Ванкора принял участие премьер-министр России Владимир Путин. В 2009 году Роснефть намерена добыть на Ванкорском месторождении 3 млн тонн нефти. С начала реализации проекта "Роснефть" инвестировала в него около 5 млрд долл. Расчетный период эксплуатации месторождения — 35 лет. Запасы Ванкорского месторождения оцениваются в 520 миллионов тонн нефти. Проектная мощность трубопровода составляет около 30 миллионов тонн в год. По завершении строительства нефтепровода "Восточная Сибирь - Тихий Океан" объёмы добычи нефти на Ванкорском месторождении планируется увеличить до максимального уровня. http://ru.wikipedia.org/wiki/Ванкорское_нефтегазовое_месторождение ( Read more... ) ЗАО «Ванкорнефть» реализует проект разработки Ванкорского нефтегазового месторождения – крупнейшего из месторождений, открытых и введенных в эксплуатацию в России за последние двадцать пять лет. Данное месторождение расположено на севере Восточной Сибири в Туруханском районе Красноярского края в 142 км от г. Игарка. Его площадь составляет 447 кв. км. Извлекаемые запасы нефти месторождения по категориям ABC1 и С2 российской классификации оцениваются более чем в 3,8 млрд барр. (524 млн т). Запасы по классификации PRMS (доказанные, вероятные и возможные) на 31 декабря 2009 г. составляют 3,6 млрд барр. (508 млн т), проектный уровень добычи – 510 тыс. барр./сут, или 25,5 млн т нефти в год (около 5% общероссийской добычи нефти). Нефть, добываемая на месторождении, является одним из основных источников для заполнения нефтепровода Восточная Сибирь – Тихий океан. Разработка месторождения является крупнейшим проектом «Роснефти» и одним из крупнейших проектов современной России. Совокупный объем капитальных затрат на разработку месторождения в 2005–2009 гг. составил 6,5 млрд долл. Официальная церемония ввода месторождения в эксплуатацию состоялась 21 августа 2009 г. По состоянию на конец 2009 г. на Ванкорском месторождении были пробурены 142 эксплуатационные скважины (в том числе 119 добывающих и нагнетательных скважин). Было построено 1 685 объектов инфраструктуры, 148 км промысловых нефтепроводов, 60 км газопроводов, 120 км автодорог, резервуарный парк, мини-НПЗ и несколько современных вахтовых поселков. http://www.rosneft.ru/Upstream/ProductionAndDevelopment/eastern_siberia/vankorneft/ Статьи о месторождении 2008 Состав и условия образования продуктивных толщ Нижнехетской и Яковлевской свит нижнего мела Ванкорского нефтегазового месторождения (северо-восток западной Сибири) http://www.vipstd.ru/gim/content/view/748/289/ янв-февр. 2005 Первым делом доразведка, а иностранные инвесторы — потом http://vestnik.rosneft.ru/28/article5.html Доставка грузов на месторождения Ванкорской группы http://www.e-river.ru/freight/Vankor/ НЕФТЬ И КАПИТАЛ №7/2005 Куда пойдет Ванкор — большой секрет http://www.oilcapital.ru/edition/nik/archives/nik_2003_2005/nik_07_2005/72132/public/72231.shtml May 2009 Rosneft Discusses Drilling Risk Assessment for the Vankor Field and Horizontal Wells http://www.rogtecmagazine.com/labels/Russia.html 6 мая 2010 Нефтепровод Ванкор-Пурпе http://www.skneman.ru/projects/nefteprovod-vankor-purpe/ 09.06.2010 «Ванкор» — пора расплаты http://www.dela.ru/lenta/30197/ 09.07.2010 Ставка на Ванкор С начала промышленной эксплуатации «Роснефть» добыла на Ванкорском месторождении 10 млн т нефти, сказал РБК daily вице-президент компании Михаил Ставский. По его словам, ежедневно здесь извлекается более 36 тыс. т нефти, а производительность скважин на порядок выше, чем в среднем по России. По итогам года «Роснефть» планирует добыть на месторождении не менее 12,5 млн т нефти. Кроме того, доразведка вокруг Ванкора позволит прирастить запасы провинции еще примерно на 200 млн т нефти и 170 млрд куб. м газа. http://www.rbcdaily.ru/2010/07/09/tek/493356 (1 Comment |Comment on this)
Friday, September 10th, 2010
9:00 pm	История принятия решения о промышленном освоении Западной Сибири-2 Начало Действительно, что могло ожидать страну в случае, если бы нефтяные месторождения широтного Приобья начали осваиваться с задержкой в пять–десять лет, можно представить с помощью трех имитационных моделей (Рисунки 3–5). Ясно, что вторая половина 70-х гг. была бы крайне неблагоприятным периодом для развития народного хозяйства по обеспеченности энергоресурсами. Получилось бы, что нефтедобыча в Волго-Уральском регионе начала падать, а ЗСНГП еще не заработала бы на полную мощность. Но как же обходились сторонники второго сценария с главным аргументом своих оппонентов — с нехваткой инвестиций? На этот счет у них имелся целый набор достаточно тонких и хорошо рассчитанных контраргументов. Прежде всего, сторонники второго сценария соглашались с тем, что выход в Западную Сибирь повлечет за собой существенное увеличение инвестиций сначала в нефтяную, а затем и в газовую промышленность: «Ясно, что в первый период развития нефтедобывающей и газовой промышленности в Западной Сибири неизбежны серьезные капиталовложения и {157}повышенные расходы на промыслово-эксплуатационные нужды»18 . Однако при этом сторонники второго сценария доказывали высокую эффективность и стремительную окупаемость капитальных вложений в западносибирский нефтегазовый комплекс. Рисунок 4. Имитационная модель 2 (сдвиг 10 лет). Добыча нефти, тыс. т Рисунок 5. Добыча нефти, тыс. т {158} Во-первых, предлагалось концентрировать усилия, по крайней мере, в первые десятилетия на самых крупных, уникальных нефтяных и газовых месторождениях. Размеры месторождений, высокая плотность запасов, небольшая глубина залеганий пластов и отличная продуктивность скважин, по расчетам сторонников второго сценария, должны были в значительной мере снизить объемы капиталовложений в Западную Сибирь и обеспечить их быструю окупаемость. Разработка крупнейших месторождений должна была обеспечить значительное увеличение добычи топлива при расходах «в расчете на тысячу кубометров газа и тысячу тонн нефти… не выше, чем в среднем по стране». Во-вторых, значительную экономию предполагалось получить за счет того, что уникальные тюменские месторождения находились «в относительной близости от зон централизованного потребления топлива» (прежде всего, Урала). Это должно было в определенной степени снизить транспортные издержки (путь топлива из северных районов оказывался на тысячу километров короче, чем из районов Средней Азии), но главное — быстро снабдить крупные промышленные базы дешевым по сравнению с другими видами топлива углеводородным сырьем. Отсюда — снижение себестоимости промышленной продукции, заметный положительный эффект в масштабах всего народного хозяйства страны, а следовательно, и повышение эффективности капиталовложений в нефтяную и газовую промышленность Западной Сибири. В-третьих, многие сторонники второго сценария для снижения капиталоемкости освоения ЗСНГП предлагали широкое развитие вахтового метода работы. Вопрос о будущих нефтеградах оставлялся как бы «на потом», т.е. на то время, когда добыча нефти и газа в Западной Сибири обеспечит необходимые для этого финансовые потоки. В то время как тюменский обком настаивал на скорейшем развитии социально-бытовой инфраструктуры в широтном Приобье и на Севере, нефтяники и газовики старались снять остроту этого вопроса. ( Read more... ) «Сибирью прирастать будет» Чей же сценарий был принят на XXIII Съезде и закреплен в восьмом пятилетнем плане? Весной 1966 г. победу, хотя и с некоторыми оговорками, одержали сторонники второго сценария развития НГК, доказывавшие необходимость прорыва нефтяников и газовиков в Тюменскую область. Директивы XXIII Съезда КПСС по пятилетнему плану гласили: «Ускоренно развивать нефтедобывающую и газовую промышленность. Считать важнейшей задачей создание новых нефте- и газодобывающих центров в Западной Сибири, Западном Казахстане и значительное увеличение добычи нефти в старых нефтедобывающих районов» . Добычу нефти в Западной Сибири планировалось довести до 20–25 млн т, добычу газа — до 16–26 млрд м3. Предполагалось также построить железную дорогу Тюмень — Сургут, нефтепровод Усть-Балык — Омск, завершить строительство железных дорог Ивдель — Обь и Тавда — Сотник, нефтепровода Шаим — Тюмень, газопровода Березов — Игрим — Серов — Нижний Тагил. XXIII Съезд КПСС стал победой «тюменцев». «Тюменская газета» констатировала: «5 000 000 000 рублей. Вдумайтесь в эту огромную цифру! 5 миллиардов рублей — таков объем капитальных вложений нашей области в начавшейся пятилетке. Это почти в 4 раза больше капитальных вложений в хозяйство области за семь лет. Гигантские темпы роста промышленности Тюменской области предусмотрены… по новому пятилетнему плану… Если в целом по стране объем капитальных вложений на 1966–1970 {162}годы планируется на 47% больше, то по нашей области, как мы уже говорили, капитальные вложения увеличились почти в 4 раза». ( Read more... ) (Comment on this)
Wednesday, September 8th, 2010
10:50 am	Газпром: Мегапроект «Ямал» (Газпром: по состоянию на 2008 г.?) Запасы и ресурсы Ямала На полуострове Ямал и в прилегающих акваториях открыто 11 газовых и 15 нефтегазоконденсатных месторождений, разведанные и предварительно оцененные (АВС1+С2) запасы газа которых составляют порядка 16 трлн куб. м, перспективные и прогнозные (С3-Д3) ресурсы газа — около 22 трлн куб. м. Запасы конденсата (АВС1) оцениваются в 230,7 млн тонн, нефти — в 291,8 млн тонн. Лицензии на разработку Бованенковского, Харасавэйского, Новопортовского, Крузенштернского, Северо-Тамбейского, Западно-Тамбейского, Тасийского и Малыгинского месторождений принадлежат Группе «Газпром». Наиболее значительным по запасам газа (АВС1+С2) месторождением Ямала является Бованенковское — 4,9 трлн куб. м. Начальные запасы Харасавэйского, Крузенштернского и Южно-Тамбейского месторождений составляют около 3,3 трлн куб. м газа. Программа комплексного освоения Ямала Проект «Программы комплексного освоения месторождений полуострова Ямал и прилегающих акваторий» был разработан ОАО «Газпром» совместно с Администрацией Ямало-Ненецкого автономного округа (ЯНАО) по поручению Президента и Правительства РФ в 2002 году. ( Read more... ) Комплексное освоение месторождений суши Ямала планируется осуществить путем создания трех промышленных зон — Бованенковской, Тамбейской и Южной, с каждой из которых связана своя группа месторождений: — Бованенковская промышленная зона включает три базовых месторождения: Бованенковское, Харасавэйское, Крузенштернское (лицензии принадлежат Группе «Газпром»). Суммарная ежегодная добыча газа предполагается на уровне до 220 млрд куб. м, конденсата — до 4 млн тонн. — Тамбейская промышленная зона включает шесть месторождений: Северо-Тамбейское, Западно-Тамбейское, Тасийское, Малыгинское (лицензии принадлежат Группе «Газпром»), Южно-Тамбейское и Сядорское. Суммарная ежегодная добыча газа предполагается на уровне до 65 млрд куб. м, конденсата — до 2,8 млн тонн. — Южная промышленная зона включает девять месторождений: Новопортовское (лицензия принадлежит Группе «Газпром»), Нурминское, Малоямальское, Ростовцевское, Арктическое, Среднеямальское, Хамбатейское, Нейтинское, Каменномысское (суша). Суммарная ежегодная добыча газа предполагается на уровне до 30 млрд куб. м, нефти — до 7 млн тонн. Изучается возможность строительства на Ямале завода по сжижению газа. Таким образом максимальная ежегодная добыча газа на Ямале сопоставима по объему с текущими поставками газа ОАО «Газпром» на российский рынок и в два раза превышает поставки газа в дальнее зарубежье. Новая газотранспортная система Для обеспечения транспортировки ямальского газа в период до 2030 года планируется создание уникальной, не имеющей аналогов в России газотранспортной системы нового поколения. Ямальский газ будет транспортироваться по направлению Ямал — Ухта (5–6 ниток) протяженностью около 1100 километров, и далее по направлению Ухта — Грязовец, Грязовец — Торжок, Грязовец — Ярославль, Ухта — Починки. Общая протяженность транспортировки ямальского газа по новым газопроводам составит более 2500 километров. Новая газотранспортная система, которая в будущем станет ключевым звеном ЕСГ России, будет обеспечивать транспортировку газа с месторождений полуострова Ямал в объеме более 300 млрд куб. м в год и включать в себя 27 современных компрессорных станций суммарной мощностью 8600–11600 МВт. При этом общая протяженность линейной части магистральных газопроводов составит порядка 12–15 тыс. километров. Создание газотранспортной системы с полуострова Ямал будет способствовать полномасштабной реконструкции действующей Единой системы газоснабжения России. Реализация первоочередных проектов Первоочередным объектом освоения на Ямале являются сеноман-аптские залежи Бованенковского месторождения. Проектный объем добычи газа на месторождении определен в 115 млрд куб. м в год. В долгосрочной перспективе проектный объем добычи газа должен увеличиться до 140 млрд куб. м в год. Для вывода добытого газа в ЕСГ необходимо построить систему магистральных газопроводов «Бованенково — Ухта». В октябре 2006 года Правлением ОАО «Газпром» было принято решение приступить к инвестиционной стадии освоения Бованенковского месторождения и строительства системы магистрального транспорта. Ввод в эксплуатацию первых пусковых комплексов по обустройству Бованенковского месторождения производительностью не менее 15 млрд куб. м газа в год и системы магистральных газопроводов «Бованенково — Ухта» должен состояться в III квартале 2012 года. В 2007–2008 годах проводились работы по строительству первоочередных объектов Бованенковского месторождения: объектов пожарной, санитарно-эпидемиологической и экологической безопасности, жизнеобеспечения, производственной и транспортной инфраструктуры, промышленных баз. В 2008 году планируется ввести в эксплуатацию 29 объектов первоочередного строительства (базы дорожно-эксплуатационного управления, капитального ремонта скважин, службы эксплуатации, электростанция собственных нужд, линии электропередач и т. д.). Начаты работы по строительству базы бурения и базы геофизиков, а также объектов инженерного обеспечения эксплуатационного бурения и объектов подготовки газа. Кроме того, в 2008 году на Бованенковское месторождение доставлены первые три буровые установки из девяти, проводится подготовка к началу бурения в текущем году эксплуатационных скважин. Первая буровая установка, которая начнет бурение скважин на месторождении, произведена на одном из ведущих российских машиностроительных предприятий — «УРАЛМАШ — Буровое оборудование» и получила имя «Екатерина». Это буровая установка пятого поколения, которая воплотила в себе лучшие и самые прогрессивные отечественные конструкторские идеи. В 2008 году «Газпром» приступил к строительству системы магистральных газопроводов «Бованенково — Ухта». При строительстве газопровода используются высокопрочные трубы диаметром 1420 мм из стали марки К65 (Х80) с внутренним гладкостным покрытием, рассчитанные на рабочее давление 11,8 МПа (120 атмосфер). Производство этих труб было освоено на Ижорском трубном и Выксунском металлургическом заводах по заказу «Газпрома». ( Read more... ) Применение новых технических решений и использование передового опыта При обустройстве месторождений полуострова Ямал и создании новой газотранспортной системы предусмотрено использование передового отечественного опыта и ряда новейших технологий и технологических решений, наиболее значимыми из которых являются: — использование единой производственной инфраструктуры для добычи газа из сеноманских и аптских залежей; — применение теплоизолированных труб при строительстве и эксплуатации скважин с целью предотвращения растепления многолетнемерзлых пород; — сокращение фонда наблюдательных скважин за счет совмещения функций контроля за разработкой разных залежей в одной скважине; — впервые при строительстве магистральных газопроводов будут использованы высокопрочные трубы диаметром 1420 мм из стали марки К65 (Х80) с внутренним гладкостным покрытием рассчитанные на рабочее давление 11,8 МПа (120 атмосфер), а также новые технологии и материалы при сварке; — применение на компрессорных станциях энергосберегающего оборудования нового поколения с КПД 36–40%. Транспортная инфраструктура ( Read more... ) Триллионы на край земли Ведомостям«удалось ознакомиться с проектом программы освоения Ямала: 5 августа его предварительно одобрила правительственная комиссия по ТЭКу, ожидается, что до конца сентября будет и отдельный план для проекта по производству там сжиженного газа (СПГ) За 25 лет инвестиции в Ямал (в переводе с ненецкого — «край земли») составят 6,8-8 трлн руб. Эти деньги должны превратить полуостров в новый центр добычи газа, обеспечив около трети российского производства. Оценка капитальных вложений в крупнейший проект «Ямал СПГ» (на базе Южно-Тамбейского месторождения) — 858,2 млрд руб., гласит документ. Масштабная разведка на Ямале началась в 1963 г. До конца 1980-х гг. почти каждый год на полуострове открывались новые месторождения газа, включая гигантские Бованенковское и Харасавэйское (сейчас у «Газпрома»), а также Южно-Тамбейское («Новатэк»). В середине 1980-х гг. Совет министров СССР принял план освоения полуострова, очень похожий на нынешний. Бованенковское планировалось ввести в эксплуатацию в 1991 г., добыв первые 20 млрд куб. м газа. К 2000 г. добыча должна была достичь 200 млрд куб. м. Но в 1989 г. финансирование проектов на Ямале было прекращено. «Газпром» вернулся к ним лишь в 2002 г., теперь пилотное месторождение — Бованенковское должно заработать в конце 2012 г. Пилотный, сложный, дорогой СПГ-завода на Ямале в советском плане, конечно, не было. Он появился в 2005 г., когда Южно-Тамбейским владел Николай Богачев. В 2006 г. он продал контроль в проекте структурам Алишера Усманова, через два года актив перешел под контроль нефтетрейдера Геннадия Тимченко, а в прошлом году — «Новатэку», где у Тимченко есть доля. «Новатэк» деталей проекта не раскрывает, только сроки, в которые намерен запустить СПГ-завод, — 2015-2016 гг. А также его будущие мощности — 15-16 млн т в год, или примерно 24 млрд куб. м. Такую годовую добычу проект «гарантированно» обеспечит в течение 21 года, а «Ямал СПГ» может заработать в 2016-2018 гг., говорится в проекте правительственной программы. Южно-Тамбейское хорошо изучено при СССР, но СПГ-завод будет строиться и работать в суровом климате: на полуострове нет инфраструктуры и почти нет почвенного слоя, глубина вечной мерзлоты достигает 300-400 м (это просто замерзшая грязь, любит повторять главный производственник «Газпрома», зампред правления Александр Ананенков). Для захода СПГ-танкеров нужна глубина около 15 м, а на некоторых участках северо-востока Ямала (где будет завод) глубина не превышает 6 м, нужно углублять дно или выносить причал (а может, и сам завод) на специальные баржи или искусственный остров, не забывая про волны и дрейфующие льды; необходимы специальные газовозы и ледоколы для доставки СПГ покупателям, опыта таких поставок пока нет. Наконец, придется переселить оленеводов и компенсировать ущерб для тундры и акватории, перечисляется в документе. Суровые условия подняли оценку капитальных затрат на «Ямал СПГ». Сумма в 858,2 млрд руб. рассчитана по данным «Новатэка» и приведена к ценам на 1 января 2010 г. — без экологических и социальных компенсаций, но с учетом 264 млрд руб. на танкерный флот, отмечается в документе. Если брать прогноз эксплуатационных затрат (с учетом нынешних налогов и докризисной ценой СПГ в 10 252 руб./т), проект не окупается (во всяком случае, по чистому дисконтированному доходу), говорится в документе. Это значит, что инвесторы могут отказаться от проекта, бюджет не получит доходов (к 2035 г. по всей программе для Ямала даже при «экономических стимулах» они могут достичь 10,9 трлн руб. за счет налогов и пошлин). Поэтому нужна господдержка, заключается в программе. Нужны партнеры и господдержка Нужны партнеры и господдержка Какая поддержка предлагается, из документа не ясно. В нем лишь общие фразы: выделение госзаймов на сооружение объектов добычи, транспорта и переработки, субсидирование процентных ставок по кредитам, «организация создания» портовой инфраструктуры, ледокольного и танкерного флота. Примерно этого ждет от государства предправления «Новатэка» Леонид Михельсон: не только налоговых льгот, но и расходов на инфраструктуру и танкерный флот, перечислял он две недели назад. Ведь без расходов на флот «Ямал СПГ», судя по проекту программы, подешевеет сразу до 594 млрд руб. У министерств пока нет общей позиции по господдержке для операторов на Ямале, говорит представитель Минфина, но она «ожидается» к концу осени. До конца года Минфин должен оценить последствия обнуления с 2011 г. НДПИ на нефть и газ на Ямале, добавляет он. «Новатэк» надеется и на стратегических партнеров: он намерен продать им до 49% в проекте в расчете на помощь в финансировании, технологиях и маркетинге газа. Интерес к «Ямал СПГ» проявили Total, Repsol, Shell, Quatar Gas и др. Но «Новатэк» приостановил с ними переговоры — пока не будет ясности с господдержкой и будущей экономикой проекта, говорил Михельсон. Цифры из правительственной программы пресс-служба «Новатэка» обсуждать отказалась. Предварительное инвестиционное решение будет в I квартале 2011 г., но и оно даст стоимость проекта лишь «с точностью плюс-минус 30%», сказал представитель компании. Проектное финансирование может составить 40-60% инвестиций, добавляет он (остальное должны будут найти акционеры «Ямал СПГ»). Однако в правительственной программе нет однозначного ответа на вопрос, будет ли спрос на ямальский СПГ. Недавно крупнейший производитель СПГ в мире — Катар объявил, что приостанавливает проектирование новых мощностей до 2016 г.: на рынке избыток предложения. Но «Новатэк» в себе уверен: раз приостановлена часть СПГ-проектов, значительного роста предложения в ближайшее время ждать не стоит, при этом потребление будет расти, а ямальское топливо будет конкурентоспособно по цене, уверен представитель компании. http://www.vedomosti.ru/newspaper/article/245140/trilliony_na_kraj_zemli (Comment on this)
Monday, September 6th, 2010
10:55 am	ТНК-ВР, «Газпром нефть» и «Лукойл»: строительство нефтепровода Заполярное —Пурпе ( Read more... ) В августе правительственная комиссия по ТЭКу предварительно утвердила программу освоения ЯНАО и севера Красноярского края. В проекте документа были другие параметры трассы Заполярное — Пурпе. Всего их пять. «Предпочтительный» вариант предполагает, что придется вкладываться сразу в две системы: строить новый нефтепровод Заполярное — Пурпе на 488 км и мощностью 34,7 млн т в год, а также расширять нефтепровод «Роснефти» Ванкор — Пурпе. Чтобы тот мог обеспечить прокачку 35,3 млн т нефти в год, нужны четыре новые перекачивающие станции. Кроме того, необходимо построить 969 км подводящих нефтепроводов. Тогда к обеим системам смогут подключиться 24 новых участка, добыча на которых вместе с действующим Ванкорским месторождением достигнет к 2017-2020 гг. 70 млн т в год (см. рисунок). Общие инвестиции в обе стройки — 105,6 млрд руб. с НДС в ценах на конец 2009 г. А с учетом подводящих нефтепроводов — 141,8 млрд руб., говорится в документе. Если предположить, что нефтяники будут финансировать новую стройку пропорционально будущей прокачке, то больше всех придется потратить ТНК-ВР: к 2020 г. на нее придется почти 24 млн из 70 млн т (с учетом доли в «Славнефти»), следует из проекта программы. На втором месте — группа «Газпром» (19 млн т). На «Лукойл» придется меньше 1 млн т. Но инвестиции ожидаются именно «частные», гласит программа, расходов из бюджета не планируется (собственные средства «Транснефти» тоже учитываются как частные). А 105,6 млрд руб. на магистральные нефтепроводы должны быть вложены уже в 2010-2013 гг. http://www.vedomosti.ru/newspaper/article/245053/skinutsya_na_trubu (Comment on this)
Sunday, August 29th, 2010
8:36 am	Марко Поло: Самотлор 25 августа 2002 г Значит так, давайте для начала договоримся, что слова Менделеева “Нефть не топливо – топить можно и ассигнациями” публика понимает очень превратно. Старик это высказал не в научном труде, а в полемической газетной статье про бакинские промыслы, где тогда существовал сильно примитивный двигатель – нефтянка. Означали они попросту, что сырая, не разогнанная на фракции, нефть –неважное топливо. После переработки получается конкретная эффективная горючка: бензин для автомобилей, керосин для самолетов, дизелька для тракторов и танков, мазут для ГРЭС. Не только, конечно. Еще масла, смазки, сырье для нефтехимии. Но все-таки главное – то, что нефть очень удобный и дешевый энергоноситель. Именно это делает ее одним из основных толкателей экономики и техники. А с другой стороны – тормозом. Вот очень грамотный человек, советский академик и американский профессор Роальд Сагдеев так говорит: - Будет ли создан термоядерный реактор через 30-40 лет – трудно сказать. Ассигнования на исследования в этой области четко коррелируют с ценой на нефтепродукты : пока нефть дешевая, настоящих ассигнований на эту проблему не будет. Стоит ли только доводить дело до жареного петуха? Но сейчас об этом больше не будем, только скажем, что, даже если не принимать во внимание газогидратные месторождения, которых, судя по всему, в нашей зоне вечной мерзлоты хватает, битуминозные пески и прочую экзотику, углеводородов, как химического сырья, при условии дешевой энергии из другого источника хватит надолго. Была б только эта дешевая энергия. А на сегодня нефти и газу, как энергоресурсам, конкурентов и помощников нету. В мире - как источнику энергии. В России еще и как источнику валюты. “Росвооружение”, рашен стронг водка, палехские картинки – и экспорт нефти и газа. Собственно, этот экспорт давно начался, еще при царе для этого был построен первый нефтепровод Баку-Батуми. Потом в двадцатом начальник Азнефти Серебровский нагрузил пароход бочками с керосином и отвез в Стамбул – менять на еду для нефтяников. Поругался насмерть со Сталиным и Сокольниковым (Монополия Внешней Торговли!) – но Ильич защитил. Спросил, говорят, у этих двоих – берутся ли они бакинские промыслы восстанавливать вместо Серебровского? Сокольников промолчал, а Сталин – через семнадцать лет выяснилось, что хорошо запомнил. Какой-то экспорт нефти был и до войны, и после. Но это все-таки были семечки. Основную часть добычи пожирали растущие внутренние нужды. А в шестидесятых годах стала падать добыча “Второго Баку” – пришлось думать о возможности топливного кризиса. Как раз в это время открылась долгожданная сибирская нефть. И понеслось. Вот тут, как я понимаю, всему предшествовало политическое решение. Можно осваивать Западную Сибирь нормальным темпом. Все как следует продумать. Как потом говаривал директор Гипротюменнефтегаза Яков Михайлович Каган: “Экономия на технико-экономическом обосновании и изысканиях – это то же самое, что при стрельбе экономия времени на прицеливании”. Нефть уже лежит, там где лежит – никуда не денется. Построить как следует дороги, создать базу освоения, провести трубы, жилье – и уж тогда добывать. Примерно так, как в то же время сделали американцы с Аляской. Или пойти по пути “фронтовой экономики”, строить все на живую нитку, о соцкульбыте по возможности забыть, газ пусть уж горит – но получить яичко ко Христову дню. Добыть максимум нефти в ближайшее время. Как я понимаю, товарищ Суслов при таком решении мог быть только в виде статиста – поручать теоретическое обоснование принятых решений подведомственным марксистам. Всякие Рашидовы-Пельше-Кунаевы – тоже не особенно в курсе. Я свечку не держал – но видится, что вопрос решают Лёка, как набольший, хотя не так и давно у власти, Косыгин, “главный инженер правительства”, как его мой отец и его дружки называли, и Николай Константинович Байбаков, начальник Госплана, сам нефтяник, сталинский наркомнефть в тридцать два года. Какое решение было принято – гадать не нужно. Осваивалась Западная Сибирь как лесным пожаром. Только-только в шестьдесят четвертом самые первые месторождения открылись – а в семидесятом году сибирская нефть уже поступает по нефтепроводу “Дружба” за пять тысяч километров в страны СЭВ. А в семьдесят третьем – пошли танкеры из Новороссийска к капиталистам. Как раз в этом же году приключился у арабских стран приступ отваги – началась Йом-Кипуровская война. С танками, действительно, получилось не очень. Если б можно было это дело малолеткам поручить – а взрослые сирийские и египетские танкисты свои жизни берегли побольше техники. Но зато нефтяное эмбарго поставило весь мир на уши и взвинтило цену в пять-шесть раз. Как раз очень удобно совпало с возможностями для экспорта. Конечно, смотреть, что делается с Западной Сибирью, радость была небольшая. Я тоже, как и все, хаял Кремль за хамскую стратегию освоения, сожалел о смерти Валентина Дмитриевича Шашина, министра, который, по слухам, предложил верховному руководству притормозить, зафиксироваться на существующем уровне добычи, ликвидировать огрехи в системе. По слухам же, всегда спокойный Косыгин кричал на него и чуть ли матом крыл, после чего министр вернулся к себе на набережную Мориса Тореза и умер в кабинете от инфаркта. Но вот сейчас я думаю об этом – и нет во мне прежней уверенности, что начальники были неправы, когда заставляли отрасль карабкаться на вершину, с которой один путь – вниз. Если нарисовать график добычи нефти по годам, то должна получаться как бы трапеция, с крутой левой и пологой правым боковыми сторонами. Верхняя сторона, как говорят, “плато” – это период примерно постоянной добычи. Ну вот, у Самотлора, да и у всей Западной Сибири этот период максимальной добычи сошелся в точку. Трапеция превратилась в треугольник. Если классику посмотреть – это надо в Залив, на саудовские либо катарские месторождения, либо учебник истории, там про Ист-Тексас найти. На самом деле, в последние десятилетия американцы и прочие империалисты тоже не позволяют себе растягивать удовольствие. Другое дело, что при прочих равных правила Миннефтепрома предписывали темпы отбора, выше, чем на Западе, Самотлор тут никак не исключение. Сейчас много разговоров, что “Самотлор был загублен в угоду ЦК”. Может быть, я и не особенно хороший судья по этому вопросу. Во-первых, хорошо был знаком в давнопрошедшее время и с начальником отдела разработки Самотлорского месторождения из СибНИИ НП и с самотлорским ГИПом из Гипротюменнефтегаза, и со знаменитым Литваковым, главным геологом “Нижневартовскнефтегаза” – но ведь лаялись бесперечь из-за газового фактора. В смысле, то, что я на площадках мерил, сколько газа на факелах горит, никак с ихними расчетами не сходилось. Так что в заговоре с ними я, вроде, не состоял. Во-вторых, я никак не разработчик, не геолог, все, что знаю – так это в ругани с этими ребятами нахватался. Понимаю, что сеноманский пласт над валанжинскими лежит – и за то спасибо. Но, с другой стороны – в спорах-то с геологами я победил, в итоге. Точнее сказать, мы с приятелем моим Геной, завотделом исследования нефтей из того же СибНИИ НП. Десять комиссий Министерство посылало наши результаты отменять. Десятая комиссия, сам Элик Халимов в председателях, не устояла. А что сделаешь? Сели у генерального в кабинете, посчитали данные, оценили погрешность измерений – явно на Самотлоре степень использования газа сто восемь процентов. В смысле, на завод приходит газа на восемь процентов больше, чем его из-под земли выходит по геологическим данным. А потом я московскую комиссию на крышу двенадцатиэтажки повел – факела показывать. Ночью ведь светло. Пришлось им сдаваться – не подставлять же свою голову за чужие грехи под Комитет Народного Контроля СССР. Заодно и еще по десяти месторождениям решили проверить – а вдруг я прав. Хорошее мы тогда провели обследование, хоть и получился в городе Сургуте неприятный эпизод с Володей, тюменским завлабом, когда ему голову пробили. Народу потом за многолетнюю липу поснимали – Куликово побоище. Мне мой приятель, министерский опытный клерк Биктемир Хабибуллович пенял : “Вся страна две пятилетки работала, чтобы испльзование попутного газа с семидесяти процентов до восьмидесяти пяти поднять. Пришел Сережа Александрович, сунул в трубу трубку Пито – и всё назад упало!” Это я к тому, что какие-то вещи и я знаю. Не совсем уж валенок. Так сколько не вспоминаю – нет впечатления, чтобы разработка Самотлора принципиально была хуже среднесоветского уровня. Таких идиотских решений, как на башкирском Арлане, когда закачкой воды насмерть загубили уникальное месторождение высоковязкой нефти или на Вуктыле, когда торопились газ на Череповец подать и в результате весь почти конденсат в земле навсегда остался – все-таки на Самотлоре не было. Может быть публику сбивает, что степень извлечения совсем не та оказалась, что в начале семидесятых называли. Я тогда одну табличку тут сделаю для пояснения. При этом сразу скажу, что балансовые запасы – это то, что находится под землей, в трещинках вернемеловых отложений, извлекаемые – то, что можно в конце-концов добыть при существующей технологии разработки, поделим – получим конечную степень извлечения, накопленная добыча – тоже понятно, с первой капли по отчетный день. Так надо сказать – те миллиарды тонн, которые за тридцать с лишним лет добавились при пересчете запасов, конечную степень извлечения улучшить не могли. Уже сначала дело складывалось из пластов – кормильцев страны БВ-8 и БВ-6, где были такие шикарные проницаемость пласта и качество нефти, что степень извлечения была под семьдесят процентов, а дебиты скважин мерялись сотнями тонн, особенно поближе к газовым шапкам, и тех объектов, где все было значительно ближе к среднесоюзным сорока пяти процентам. Те же три миллиарда тонн, которые добавила Госкомиссия по запасам за четверть века, были уже не так удойны – отчего, в значительной степени, их не сразу и учли. В Западной Сибири Самотлор по запасам сверхуникален, а по истории освоения – как все – у нас незаменимых нету. Чтобы посмотреть альтернативу придется перебираться на другой континент, правда, в ту же климатическую зону. Вот, значит, на картинке перед нами история нефтедобычи двух хоть не близнецов, но, скажем, кузенов – сибирского Самотлора и аляскинского Северного Склона, известного публике больше по главной пока площади – Прадхо Бэй. Открыты они были в один период: Самотлорское месторождение в 65м, а Прадхо Бэй – в 69м году. Семь лет ушло у американцев на выбор оптимального варианта освоения и транспорта – такого, чтобы устроил и аборигенов-индейцев, и гризли, и природозащитные организации, и Горное Бюро, и оленей карибу. Половина этого срока – уже после нефтяного кризиса, когда взлетели цены на нефть. Потом три года строили трубу – у нас за такие темпы пришлось бы выложить партбилет. Ну, правда, с тех пор ни одной аварии с разливом нефти. В результате, нефть пошла на южноаляскинскую бухту Валдиз только в 77м году. Вот она картинка-сравнение – вся история налицо. Получается, что если бы освоение Западной Сибири происходило “по уму”, по модели Прадхо Бэя – то, с учетом того, что плечо подачи длиннее, задачи сложнее, а производительностью, качеством труда и уровнем техники мы все-таки американцев никак не превосходили - первая тонна самотлорской нефти поступила бы на заводы и в танкера не раньше 1979 года, максимум добычи был бы достигнут к году к 1985, а падение добычи вдвое обсуждалось бы в сегодняшних газетах. Значит, полтора миллиарда тонн нефти – одиннадцать миллиардов баррелей было поставлено на экспорт в период, когда рыночная цена стояла на двадцать пять –тридцать долларов за баррель ниже. Столько, как раз и было добыто за это время на Самотлоре. Конечно – не будь на рынке таких количеств Ural’s, нашей экспортной нефти, сама история цен была бы другой. Но если прикинуть такой альтернативный сценарий как следует – разница окажется еще выше. Как-нибудь при случае попробую расписать. А по факту было так. Ну, допустим, что в плюсе от грабительского освоения Самотлора у нас получатся те двести пятьдесят – триста миллиардов долларов, приведенных к 2000 году, которые получаются при перемножении. Что в минусе? Только давайте будем честными, не станем сочинять сказки про суперохрану окружающей среды – мы же договорились, что Советская власть остается в обоих вариантах. И про сверхпередовую технологию, позволяющую полностью извлекать нефть, доводить извлекаемые запасы до балансовых, мы будем говорить только тогда, когда есть массштабные примеры применения. И чтобы затраты на передовой метод не превышали стоимость дополнительной нефти. И чтобы взаправду. А то, как рисовать инновационную нефть, чтобы квоту на экспорт увеличить – это мы в курсе, имеем опыт. Задача у нас тут все-таки – не максимальный прогресс науки и техники, а добыча денег и ресурсов для построения Коммунизма, Социализма с Человеческим лицом, да хоть бы и Постиндустриального Демократически-Рыночного Общества – нужное подчеркнуть. Во-первых, в минусе снижение коэфициента конечной нефтеотдачи суммарно по месторождению на полтора процента, я не специалист, но знакомые разработчики называют именно эту величину – пятьдесят четыре миллиона тонн, триста шестьдесят милионов баррелей, нынешняя трехлетняя добыча с месторождения. Виной, судя по всему, две основные ошибки. В конце семидесятых переэкономили на бурении, затянули с дополнительными скважинами – так сам Валерий Исакович Грайфер считает, не мне опровергать. И в восемьдесять третьем – восемьдесят шестом перестарались с закачкой, пытаясь поддержать падающую добычу – тоже сошлюсь на неопровергаемый авторитет – фирму Халибёртон. Некрасиво звучит, но мы же тут не на курсах мелодекламации для активистов Гринписа – давайте посчитаем и эту потерю в деньгах. По нынешним нехилым ценам - до десяти миллиардов долларов. Во-вторых, такая треугольная, без периода постоянной добычи, кривая разработки заставляет перерасходоваться на повышенную производительность трубопроводов, установок подготовки нефти, системы переработки нефтяного газа, парков хранения и другого оборудования, которая сможет справиться с пиковыми нагрузками. Тут я тем более не спец, особенно если учесть неимоверную трудность оценки сегодня, при рынке, затрат сделанных в социалистические семидесятые годы. Есть такое “правило Нелсона”, по нему капвложения зависят от производительности в степени две трети для площадочных объектов, для труб степень равна примерно одной второй. Я, во всяком случае, пользовался этими зависимостями при экономико-математическом эквивалентировании газопереработки. И ничего, в общем, сходилось. Получается, по оценке, перерасход тоже где-то миллиардов десять. Судя по тому, что почти целиком импортная система газлифта на Самотлоре вся обошлась в шестьсот миллионов тех баксов, т.е. в полтора миллиарда нынешних –можно поверить. В-третьих, бешеный темп освоения был не под силу многим отраслям, кое-что пришлось закупать за рубежом при наличии отечественных аналогов – это тоже не даром обошлось, примем, на первый случай, на это еще десять миллиардов. Хотя многое мы просто не умели. Без канадских болотоходов “Фармост”, немецких мостовых кранов, тракторов “ Комацу”, “Интернейшенал” и “Катерпиллер”, грузовиков “Магирус” представить Север периода освоения просто невозможно. Про трубы и спора нет. Газета “Правда” многие годы посвятила этой теме: то “Труба тебе, Аденауэр!”, то про сделку “Газ-Трубы”, можно сказать, была как многотиражка при Миннефтегазстрое. Следующее. Это уже прямо по моей специальности. Нефтяной газ без подготовки никуда не подашь и придется большую его часть сжигать, а объекты переработки нефтяного газа очень капиталоемки и строятся медленно. Ими на первый период пожертвовали. Вслух об этом с трибуны не говорилось – но только цикл проектирование-строительство одного блока газоперерабатывающего завода занимает не меньше четырех лет. В результате первый блок Нижневартовского ГПЗ на два миллиарда кубометров годовых заработал на шестом году после начала нефтедобычи, последний – хьюстонское проектирование, японская поставка – на одиннадцатом, а факела уменьшились до приемлемого уровня только к середине восьмидесятых, до этого три пятилетки освещали ночи и омрачали дни Самотлора. По моим расчетам, а других, собственно и нет, и Народный Контроль, и ЦК, и наше родное Министерство, в конце концов, эти данные затвердили, сгорело в самотлорских факелах около ста восьмидесяти миллиардов кубометров. Немаленькое газоконденсатное месторожение спалили. Половину некогда знаменитого Вуктыла. В том числе, миллиардов восемьдесят из газовых шапок. Ушло через воронки депрессии. Газ этот горел – но нигде не числился. Но эту “одиссею”, как мы с Геннадием Ярышевым изображали из себя драконоборцев и чем дело кончилось, я уже упоминал. А сейчас – как это в деньгах оценить? Тысяча кубометров газа – это примерно тонна углеводородов. Значит, получается сто восемьдесят миллионов тонн. Но считать по цене нефти это, все-таки, нельзя, потому, что газопереработка – дело, действительно, недешевое само по себе. Ну, давайте примем убыток в половину от цены нефти – получится под двадцать миллиардов. Ну, и еще этот газ пропал уже окончательно, да еще по дороге подзакоптил местность. Это действительно, деньгами оценивать трудно. Я как-то читал по просьбе знакомой учительницы лекцию в нижневартовской третьей школе. Ну, сидят подростки, ожидают, когда эта нудь кончится, чтобы на хату, групповухой заняться и и на грудь принять. А одна девушка из десятого класса спрашивает – правильно ли она поняла, что вот факел горит, а чтобы заменить то, что сгорело, надо добывать лишнюю нефть на Самотлоре и газ на Уренгое. Я говорю, что – да, действительно. Она так посмотрела на меня, потом на директора с училкой и спрашивает: “Так это вы нашу нефть жжете?” Не поспоришь, права девочка. Но в сторону сентименты – давайте итожить. Получается, что решение руководства страны на ускоренную добычу нефти принесло в Закрома Родины плюса на двести пятьдесят миллиардов долларов. А потерь – на пятьдесят. Разница – двести миллиардов. Типа – экономический эффект. Вот, для сравнения, внешний долг России на сегодня – около ста тридцати миллиардов. Получается, что с одной стороны – не такой уж Лека Брежнев шамкающий идиот! Правда, с другой стороны – а где денежки-то? Куда навар от брежневско-косыгинско-байбаковского выигрыша ушел? Если на сегодня мы в долгу, как в шелку. Вот дальше одни вопросы и появляются. Но, а что тут особенно сложного? По русской поговорке: “Надолго ли дураку стеклянный предмет?” Деньги, конечно, были обломные. Подобрать хорошего солидного подрядчика, “Бектел”, к примеру – он бы нам за такие бабки Коммунизм бы построил. Ну, или Капитализм – это уж по желанию заказчика. Действительно, вот взять Соединенные Штаты, которые сто лет добывали нефти больше, чем весь остальной мир – для того, чтобы чудаковатый заокеанский эксперимент превратился в первую промышленную державу мира, немало поработали месторождения Пенсильвании и Техаса. Кончились эти месторождения, сейчас американцы нефть ввозят – но разгон взятый тогда, в конце XIX и начале двадцатого века XX на дешевой нефти, позволил создать гигантскую экономику. Тогда все-таки большая часть технических новинок оттуда и шла. Или взять Британию. Не будь нефти Северного Моря – намного тяжелее было бы пережить потерю империи. Вон уже и шахты ни одной на острове не осталось – а дешево ли такие перестройки стоят? Могли бы и мы. Тем более, программа отложенной косыгинской реконструкции уже готова. По ней, практически, китайцы начнут в люди выходить, как только перестанут в “культурную революцию” играться. А нам и деньги занимать бы не надо – вот они, нефтедоллары. Но ведь и дел в доме – не оберешься. Революционно-демократическую партию Южной Людоедии (марксистское крыло) кормить нужно? Нужно. Паритет с американами по всяким разным вооружениям устанавливать нужно? Опять нужно. А то вдруг нападут, гады, так чтоб и у них ядерная зима медом не казалась. Мы и то удивляемся, что тридцать пять лет без паритета прожили, а империалисты напасть не сообразили? Авианосцы, опять же. Как без них? Да, а Фидель, что ж он, больной, что ли? А Хоннекер, Тодор Живков, не говоря – этот, в тюбетейке, из Кабула, писатель Тараки? Теперь, есть у нас, извиняемся за выражение, сельское хозяйство. Ну, эти могут заглотить столько Самотлоров, сколько на стол поставят. Как один из из ихних начальников сформулирует уже в послекоммунизме – Россия должна прежде всего накормить своих крестьян. Опять же есть море трудящихся, которым желательно за счет государства личное любопытство удовлетворять. Пользы от них особой не просвечивается, но – косыгинские слова, по легенде : “Науку сокращать – что свинью стричь. Визгу – много, шерсти – мало”. Космос-осмос тоже не без затрат получается. Опять же, народу у нас на любом предприятии – как митинг протеста. Любой иностранец понять не сможет, почему это на закупленных на валюту заводах персоналу оказывается в пять раз больше, чем по проекту. А что, в колхоз на уборку директор должен ваших роботов посылать? Или в народную дружину? При этом зарплату каждый год надо повышать, помните золотое времечко? Про неустановленное валютное оборудование сам генсек замучился упрашивать, чтобы его, наконец, установили. БАМ забыли, Господи прости, как же без БАМа? Вот и получилось, что бабки эти мы с вами незаметно проели. Украдено-то немного. Больше всего, кажется, при подкормке марксистов-ленинцев всякой масти. А в основе : похоже, как стадо кабанов на кукурузное поле набежало – не столь сожрут, сколь вытопчут. К началу Перестройки никаких запасов не оказалось. А тут так цены обвалились, что и не снилось. Да и добыча катилась вниз, а себестоимость – как раз вверх. Я был всей душой за Михал Сергеича, но друзьям говорил : “Единственный шанс, чтобы с реформами получилось – это хорошая революция в Саудовской Аравии, с гражданской войной лет на пять”. Так что – есть причина Самотлор, “Поле Чудес в Стране Дураков”, оплакать. Тем более – мне, лучшие ведь годы прошли. Сядешь под факелом, прибор присоединишь, померяешь, запишешь – и за грибами в лесок. Осень сухая, звонкая, комаров уж нету. Самый лучший сезон. Вот мы однажды с Сережей Паком … Ну, это уже в следующий раз. http://www.lebed.com/2002/art3041.htm (1 Comment |Comment on this)
Tuesday, August 10th, 2010
2:10 pm	Уватский проект Уватский район Тюменской области Общая площадь 48320,9 тыс. км². Район состоит из 12 сельских администраций, и которые входит 43 населенных пункта с общей численностью населения 20208 человек. Общий объем запасов углеводородного сырья на территории района оценивается в 1, 2 млрд. тонн нефти.ООО "ТНК-Уват" (дочернее общество ТНК-ВР), разрабатывающее Урненское и Усть-Тегусское месторождения Уватского проекта.Разработка месторождений Увата, наряду с Каменным и Верхнечонским, входит в число приоритетных проектов ТНК-ВР http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%A3%D0%B2%D0%B0%D1%82%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B9_%D1%80%D0%B0%D0%B9%D0%BE%D0%BD_%D0%A2%D1%8E%D0%BC%D0%B5%D0%BD%D1%81%D0%BA%D0%BE%D0%B9_%D0%BE%D0%B1%D0%BB%D0%B0%D1%81%D1%82%D0%B8 23 января 2002 г. Уватская нефть была известна уже более 50 лет назад, но перспективный проект был "заморожен" в 70-х годах. Только 10 лет назад Уватский проект вновь обрел актуальность благодаря появлению на территории области самостоятельных недропользователей. Уват - нефтегазоносная территория, включающая около 30 участков с запасами 1,1 млрд. тонн нефти, из них 80 % находятся на территории Ханты-Мансийского автономного округа, и 20 % на юге Тюменской области. Территория, которую занимает Уватский проект (18,3 тысяч кв. километров), в семь раз превосходит Герцогство Люксембург. На этой площади умещаются восемь лицензионных участков, принадлежащие Тюменской нефтяной компании: Пихтовый, Северо-Демьянский, Урненский, Усть-Тегусский, Тамаргинско-Северо-Болотный, Кальчинский, Южно-Пихтовый, Иртышский, и всего семь месторождений.Уват относится к Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, где очень сложно вести геологоразведку и добычу. Трудности возникают в связи с глубоким залеганием продуктивных пластов и довольно сложными природно-климатическими условиями. Например, зимой некоторые болота не промерзают, затрудняя транспортировку по местности. На восьми лицензионных участках выявлено 7 месторождений и 29 перспективных структур. Извлекаемые запасы (категории С1 и С2) - 105,4 млн. т., перспективные и прогнозные (С3, Д0 и Д1)- 571,3 млн. т.По основным показателям Кальчинское-наиболее привлекательное месторождение проекта, и в настоящий момент оно находится в промышленной разработке. Несмотря на это, центром всего Уватского проекта стало Северо-Демьянское месторождение. Оно было открыто всего полтора десятка лет назад, и лишь в начале февраля 2001 года Тюменьнефтегаз получил здесь первую промышленную нефть. Табл. 1 Основные показатели проекта: добыча Проект планировалось осуществлять на условиях СРП. Было создано дочернее общество "ТНК-Уват", которое выступало в качестве инвестора по условиям СРП. Участниками "ТНК-Уват" помимо Тюменской нефтяной компании стали недропользователи лицензионных участков в составе проекта. ТНК принадлежит 99.7% акций, по 0.1% принадлежат компаниям СИНКО, Новосибгеология и Тюменнефтегаз. ТНК в течение 2001 года вела подготовку и согласование проекта СРП по Уватской группе месторождений с тем, чтобы в начале 2002 года он мог вступить в силу. Удастся ли компании преодолеть все трудности и осуществить намеченное? По проекту, затраты на производственную инфраструктуру оценивались почти в $610 млн. Ни одна из компаний, выходивших на Уват, не смогла привлечь и взять на себя такие большие вложения. ТНК же взялась за разработку проекта. Что движет компанией? По расчетам ТНК, в течение 20 лет государство может получить от проекта около 55 млрд. рублей. В бюджет страны при этом поступит 26265,6 миллиона рублей. Немало средств останется и в Тюменской области, администрация которой взаимодействует с компанией. Самой ТНК, точнее её дочерней компании "ТНК-Уват" достанется 14722 млн. рублей. Но при этом не до конца определен порядок налогообложения СРП. Кстати, стоит оговориться. Напомним, что проект разрабатывался и проходил презентацию в первой половине 2001 года. А в начале декабря Правительство внесло в Думу проект главы НК о налогообложении СРП, предложив увеличить число налогов для его участников. Таким образом, если новый налоговый режим будет утвержден, не будет гарантии неизменности отчисляемых государству платежей. То есть, все расчеты по проекту нужно будет производить заново. http://www.neftegaz.ru/analisis/view/63 07 июня 2008 Одним из основных стратегических приоритетов ТНК-ВР в Тюменской области является создание нового крупного центра добычи нефти в Западной Сибири к середине 2009 года – Уватского проекта. Его разработка идет в рамках подписанного в 2004 году соглашения о стратегическом сотрудничестве ТНК-ВР с Правительством Тюменской области. ( Read more... ) «Мы рассчитываем на Уватский проект, и в ближайшем будущем намерены выйти на годовую добычу в 10 млн т, — отмечает Вице-президент ТНК-ВР, директор филиала «ТНК-ВР Сибирь» Олег Чемезов. — Месторождения Уватской группы – это один из новых и перспективных проектов во всей Тюменской области и Западной Сибири. Более того, на наш взгляд, юг региона еще до конца не изведан, и мы уверены, что его недра таят в себе скрытые перспективы». ( Read more... ) 25 февраля 2009 г. Ввод в эксплуатацию Усть-Тегусского и Урненского месторождений эксперты называют новым этапом в развитии нефтедобычи на юге Западной Сибири. На церемонии пуска первой нефти в Тюменской области присутствовали вице-премьер Игорь Сечин и глава Федерального агентства по недропользованию Анатолий Ледовских. ( Read more... ) http://www.rg.ru/2009/02/25/neft.html 2009 ТНК-ВР продолжает инвестировать в обустройство и разработку месторождений Уватского проекта, полноценный старт которому был дан в феврале. Готовясь к запланированному росту добычи, компания завершила реконструкцию узла коммерческого учета на Кальчинском промысле, увеличив его мощность в 3 раза, вводит в эксплуатацию вторую очередь ЦПС на Усть-Тегусском месторождении и новую НПС на Кальче. К концу сентября объем суточной добычи на двух месторождениях восточного Увата достиг 6,8 тыс. тонн, а уже через месяц составит 8 тыс. тонн. В результате уже в начале октября Тюменская область пересекла 2-миллионный рубеж добычи нефти. А по итогам 2009 года, по оптимистическим прогнозам, действующие промыслы Увата могут дать ТНК-ВР до 3 млн тонн нефти — на 500 тыс. тонн больше, чем ожидалось. ( Read more... ) Долгая дорога к Увату ЗАПАСЫ НЕФТИ в Уватском районе Тюменской области были обнаружены еще 35-40 лет назад. Тогда как раз были открыты Усть-Тегусское и Урненское месторождения. Однако из-за полного отсутствия в регионе инфраструктуры, сложного геологического строения коллекторов залежей, открытых к тому же на большой глубине, их освоение сочли нецелесообразным. В 90-е годы в Уватском районе постепенно обозначились два лидера. «ЮКОС», работавший на компактно расположенных на северо-западе 9 участках, через которые идет магистральный нефтепровод. И ТНК (тогда еще без ВР), близкая к областной администрации, чье дочернее предприятие «Тюменнефтегаз» еще в 1992 году начало разработку Кальчинского месторождения с извлекаемыми запасами более 20 млн тонн, а в 2000 году пробную эксплуатацию Северо-Демьянского месторождения. «ЮКОС» после 1998 года работы на Увате свернул, не найдя крупных месторождений, а в начале 2000-х потерял тюменские лицензии. ТНК же, наоборот, упрочила свое положение в регионе путем слияний и поглощений и готовила документы для подписания СРП по Уватскому проекту (после принятия в 2003 году поправок в Налоговый кодекс идея СРП в России потеряла актуальность, и компании пришлось от нее отказаться). После этого в течение 4 лет ТНК-ВР участвовала в аукционах и «по крупицам» достраивала Уватский проект (см. «Старые знакомые» в «НиК» №11, 2006 г.). Местные власти, безусловно заинтересованные в прогрессе нефтяного сектора, компании подыгрывали: на аукционы выставлялись, прежде всего, те участки, которые могли быть интересны ТНК-ВР. Параллельно компания вела разведку приобретенных участков (только в 2004-06 годах на доразведку было потрачено более $500 млн) и занималась обустройством первых промыслов. Представители ТНК-ВР особо отмечают роль трехмерной сейсмики в развитии проекта. «Уват — коллектор сложной структуры с каналами в породе. Трехмерная сейсмика в сочетании с современными технологиями интерпретации и обработки данных позволяет нам видеть эти каналы. Таким образом, мы знаем, где нужно бурить», — говорил вице-президент ТНК-BP по технологии добычи Фрэнсис Соммер. Точность прогноза нефтенасыщенных пластов по пробуренным на Увате скважинам составила 70%. При этом затраты на разведку тонны нефти составили $3,7 — этот сравнительно невысокий показатель, по мнению специалистов, получен благодаря трехмерной сейсморазведке. К 2007-08 годам ТНК-ВР открыла на участках Уватского проекта несколько новых месторождений — Косухинское, Протозановское, Северо-Качкарское, Немчиновское, Средне-Кеумское, им. А. Малыка, Южно-Венихъяртское, Западно-Эпасское и т.д., начала пробную эксплуатацию восточных промыслов и строительство субширотного нефтепровода. На 2008 год пришелся пик инвестиций ТНК в Уват — $1 млрд. Столько же компания вложила в период с 2004 по 2007 год. http://www.indpg.ru/nik/2009/10/27291.html 15 июня 2010 Разработка Протозановского и Косухинского месторождений Центрального Увата станет следующим шагом в развитии Уватского проекта. Об этом заявил заместитель генерального директора по геологии и разработке месторождений, главный геолог ООО "ТНК-Уват" Александр Прохоров. Он отметил, что геологическая изученность этих месторождений практически равноценна, а экономическая разработка рентабельна - при испытании разведочных скважин были получены достаточно высокие дебиты. По обоим месторождениям уже разработана детальная программа эксплуатационного бурения, в процессе реализации которой до конца текущего года "ТНК-Уват" на Косухинском месторождении планирует пробурить и закончить испытанием две разведочные скважины. В зимний сезон начато выполнение полевых сейсмических работ 3Д, по завершении которых до 2013 года здесь будут пробурены ещё две разведочные скважины, сообщили в филиале "ТНК-ВР Сибирь". В пределах Протозановского месторождения в 2010 году выполнены полевые сейсмические работы 3Д. На 2011 год предусмотрено бурение одной разведочной и одной поисковой скважины на перспективной примыкающей к месторождению площади. В 2012 году здесь планируется пробурить разведочную скважину, что позволит существенно повысить изученность месторождения и завершить стадию оценки. Начало полномасштабной разработки Протозановского месторождения запланировано на 2016 год. По мнению Александра Прохорова, на стадии эксплуатационного бурения Протозановское и Косухинское месторождения смогут подтвердить прогнозы нефтяников об увеличении нефтедобычи на юге Тюменской области. http://www.vsluh.ru/news/oilgas/203606.html (Comment on this)
Thursday, August 5th, 2010
3:00 pm	Фото: нефтяные разливы, Когалым, Соликамск, Березники, Туимский рудник, торфодобыча Oil spill in Dalian, China http://www.boston.com/bigpicture/2010/07/oil_spill_in_dalian_china.html http://community.livejournal.com/neftianka/12541.html#cutid1 Когалым «Когалым» в переводе с хантайского означает «топь», «гиблое место». Море озер и кровеносная сеть буровых поверх этого болезненного ландшафта. http://pavlyuk.livejournal.com/156217.html Соликамск Первое, что встречаешь, когда въезжаешь в Соликамск с юга - местные "Гималаи": С юга к Соликамску примыкает промзона, не менее зрелищная, чем в соседних Березниках. http://varandej.livejournal.com/296319.html соляная скважина в пойме Усолки. Когда-то на этом месте стоял один из сользаводов Рязанцевых - последних соликамских купцов-солеваров. Технологии тут были на уровне Средневековья, соль добывали в виде рапы из скважин, которые укрепляли трубами из стволов лиственницы. Как правило, над скважинами стояли рассолоподъёмные башни, но конкретно Людмилинская скважина была пробурена в 1906-07 годах с научными целями. Вероятно, именно это и позволило ей уцелеть, в то время как другие соляные колодцы были засыпаны при ликвидации старых заводов. По своему устройству эта скважина ничем не отличается от тех, что бурили здесь 500 лет назад первые солевары - деревянная труба и текущая наверх зеленоватая рапа, слабо пахнущая сероводородом. По факту - памятник 100-летней давности, по сути - Средневековья. http://varandej.livejournal.com/295770.html Усть-Боровский сользавод Он был основан в 1883 году купцом Рязанцевым и известен также как Рязанцевские солеварни. Рязанцевы были последней династий купцов-солеваров, владели несколькими заводами (самый крупный был рядом с Соборной площадью), и во многом именно они создали базу для развития в Соликамске современной промышленности в 1930-е годы. Однако упадок Соликамска был столь глубок, что на внедрение новых технологий просто не было средств. Ни один специалист в здравом уме не поехал бы в эту глухомань - поэтому заводы строили так же, как и испокон веков. По своему облику и устройству Усть-Боровский сользавод почти не отличается от солеварен Средневековья. Ближайший его аналог в этом смысле - мельницы, которые строились почти одинаково хоть в Киевской Руси, хоть в 1920-е годы. Но здесь - не мельница, а предприятие тяжёлой промышленности, химический завод! Усть-Боровские солеварни работали до 1971 года, были чудовищно убыточными, директора менялись чуть ли не ежегодно. Наконец, в 1972 году вместо того, чтобы сломать этот завод, как и всех его "собратьев", администрация организовала здесь музей. Первый завод-музей Урала, да и России (Демидовский завод в Тагиле стал музеем в 1987 году, а Северская домна в Полевском - в процессе). http://varandej.livejournal.com/296319.html Березники История Березников очень сложная и запутанная. Первые поселения на их территории возникли еще в 16в. (например, слобода Рождественское Усолье), к концу 17в. здесь находилась целая агломерация небольших солеваренных посёлков. В 1805 году Рождественское Усолье получило статус безуездного города и название Дедюхин. Еще в 1883 году близ Дедюхина пермский купец Иван Любимов основал первый в России содовый завод - как и во многих местах, начало советской индустриализации здесь было положено еще до Революции. В 1932 году десяток посёлков (Дедюхин, Зырянка, Веретье, Лёнва и прочие) были объединены в город Березники, а в 1952 году Дедюхин был затоплен Камским водохранилищем, поэтому обычно современные Березники с ним не отождествляют. В новейшей истории Березники известны тем, что здесь прошли школьные годы (1940-е) Бориса Ельцина. Ныне Березники - крупнейший центр химической промышленности на Урале (не считая нефтепереработки). Основные заводы - "Уралкалий" (50% калийной промышленности России, помимо завода включает рудники), "Азот", Содовый завод, "Ависма" (крупнейшим в стране производитель титана) и другие. http://varandej.livejournal.com/295308.html 19 октября 2006 года на шахте калийного рудника №1 ОАО "Уралкалий" (г.Березники Пермского края) после обвала стали отмечать резкое увеличение водопритока в забой. Приток из водоносного горизонта усилился, что было крайне опасно - если насыщение водой цельного пласта соли приведет к превращению ее в некое подобие "ряпы", то при наличии большой системы полостей, образовавшихся при добыче соли, начнется растворение водой породы с возможными последствиями на дневной поверхности. Сделать в этой ситуации люди уже ничего не могли, и 28 октября 2006 года рудник был закрыт. Процессы растворения и переноса калийной соли в руднике все усиливались, и через 9 месяцев, 28 июля 2007 года, образовался небольшой провал на заводской территории. Провал рос "стахановскими" темпами, и к лету 2008 года достиг диаметра 350 м. и глубины около 100. Затем процесс замедлился. http://af1461.livejournal.com/222184.html Эта место известно под названием Киялых Узень, в переводе на русский язык означает «Особенный лог», «Своенравный лог», также это место называют Медной Горой. Состав породы очень разнообразен, присутствует около 70% наименований химических элементов таблицы Д.И. Менделеева, но все они в рассеянном состоянии. Серый камень (пустая порода) - диорит, грандиорит; зеленая порода - окисленная медь или малахит; блестящая порода - халькопирит: блестящая порода крапинками - пирит; белый камень - кварц; черная порода - железная руда; камень цвета сажи - молибден. Попутно добывалось ещё и золото. И вольфрам, который шёл в состав броневой стали для танков. С 1951 руду в Туимском руднике добывали, постоянно ведя взрывные работы - и верхушка горы всё проседала и проседала в образовывающиеся полости... до тех пор, пока в 1976 в результате технологического взрыва не обрушилась верхняя крышка скрытой пустоты, в которую и рухнула всё, что оказалось над ней. Нехилая такая полость... Вот здесь есть расхождение источников - я встречал информацию о том, что работы прекращены ещё в 1974, хотя оставшиеся запасы меди оценивают где-то в 140 тыс. тонн. В любом случае провал очень впечатляет. На скальных стенках видны тоннели, по которым бегали вагонетки... После того, как рудник был заброшен, провал обрушивался вновь - в результате землетрясений. И вокруг видно немало глубоких трещин в скале - она явно не прочь проваливать вглубь дальше и дальше. http://paul-schultz.livejournal.com/47566.html Торфодобыча Если кратко и упрощенно, то процесс можно представить так: с помощью каналов (как правило) осушается небольшой участок торфяника, торф на нем добывают специальными машинами, которые фрезой срезают тонкий слой торфа, далее он подсушивается и складируется в подобие стогов. Потом по узкоколейной железной дороге торфокрошка отвозится на торфобрикетный завод, где, собственно, и делают торфобрикет. Естественно, это упрощенная и обобщенная схема, допускающая отклонения. Тем более, что из торфа можно делать много более полезных вещей (от удобрений до бытовой химии), чем просто сжигать в печах. http://alex-leit.livejournal.com/341297.html (Comment on this)
Wednesday, April 14th, 2010
2:54 pm	У истоков нефтяной сибириады Пятьдесят лет назад в Западной Сибири был получен первый нефтяной фонтана В окрестностях западносибирского города Урай находится памятное для всех нефтяников региона место - исторический комплекс «Сухой бор». Красивая аллея с портретами руководителей и передовиков территориально-производственного предприятия компании «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» - «Урайнефтегаз» - ведёт к центральной стеле комплекса, сооружённой в память знаменательного события - открытия в 1960 г. первого в Западной Сибири Шаимского (ТрЁхозёрного) месторождения. Тернистый путь к сибирской нефти История открытия и разработки крупнейшей в мире Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции наполнена многими яркими и славными страницами, повествующими о тернистом пути первопроходцев: геологов, нефтяников и газовиков. Со времени, когда в 1932 г. академик Иван Губкин выдвинул пророческую идею о необходимости планомерных поисков нефти на восточном склоне Уральского горного хребта, минуло несколько десятилетий. И 4 июля 1945 г. Комплексная комиссия по нефти и газу при Президиуме Академии наук СССР приняла постановление «О перспективности нефтеносности Западной Сибири», в котором говорилось: «Проведёнными работами за прошлые годы организациями Наркомнефти, Комитета по делам геологии и Трансбура установлены основные черты геологического строения и перспективы нефтеносности Западной Сибири... Работы, проведённые до войны, позволили провести геотектоническое районирование всей территории Западной Сибири, выявив зоны, наиболее благоприятные для поисков нефти и газа...» Комиссия АН СССР призвала правительство: «Восстановить ранее существовавшие геолого-разведочную и геофизическую организации для выполнения поисковых и разведочных работ на нефть в Западной Сибири... Разработать конкретный план по нефти и природному газу в Западной Сибири с использованием выходов сводных работ по перспективам нефтеносности...» В целях практического осуществления этой программы 21 апреля 1948 г. был подписан приказ №108 по Главному управлению нефтяной геологии Министерства геологии СССР «О развитии геолого-разведочных работ на нефть и газ в Западной Сибири и неотложной помощи Центральной Западно-Сибирской нефтеразведочной экспедиции - о бурении опорных скважин». А 17 июня 1948 г. был издан новый приказ, №375, по тому же министерству - «Об утверждении Западно-Сибирской экспедиции по разведки нефти и природных газов - круглогодичной». Существенную помощь в определении основных направлений геолого-разведочных работ в регионе оказало состоявшееся в конце ноября 1950 г. в Новосибирске совещание геологов, геофизиков, нефтяников Министерства геологии и АН СССР, рассмотревшее вопрос «Об изученности перспектив газонефтеносности и направлении поисково-разведочной работ на 1951 г. в районах Западной и Восточной Сибири, Якутской АССР и Дальнего Востока». Три года настойчивой, трудной работы принесли свои долгожданные плоды. 21 сентября 1953 г. опорная скважина Р-1 вблизи старинного сибирского села Берёзово дала мощный фонтан природного газа, возвестила об открытии первой нефтегазоносной провинции в Западной Сибири. Эта скважина по указанию геолога Александра Быстрицкого была пробурена бригадой, которую возглавлял буровой мастер В.Н.Мельников. Важным событием на начальном этапе геологического изучения региона стало проведённое 19 ноября 1955 г. первое координационное совещание Уральского и Западно-Сибирского филиалов АН СССР по согласованию планов научно-исследовательских работ на севере Тюменской области. В выступлениях его участников подчеркивалось, что Западно-Сибирская нефтегазоносная область может стать уникальной по своим потенциальным возможностям, по плотности углеводородных запасов и числу месторождений. В конце 50-х годов ХХ в. на тюменских просторах стала работать геолого-разведочная экспедиция треста «Запсибнефтегеология», далее был создан трест «Тюменьнефтегеология», а затем и территориальное геологическое управление «Главтюменьгеология». Первый десант на Мулымью Согласно приказу начальника территориального управления «Главтюменьгеология» Юрия Эрвье, с 1 января 1958 г. в его составе была организована Ханты-Мансийская комплексная геолого-разведочная экспедиция во главе с опытным геологом И. Жуком. В качестве одного из перспективных районов для проведения геолого-разведочных работ была определена территория Кондинской впадины. Весной 1959 г. недалеко от села Шаим начала бурение небольшая по составу бригада бурового мастера Семена Урусова (1926-1991). Это был коренной сибиряк, он родился в д. Гилёвка Ялуторовского района Тюменского округа Уральской области. Его юность пришлась на годы Великой Отечественной войны, он храбро сражался в рядах Советской Армии, был отмечен орденом и несколькими медалями. После войны работал бурильщиком и буровым мастером в Заводоуковской, Покровской и Шаимской геологических экспедициях. Бригада Семёна Урусова, состояла всего из семи человек, и они стали подлинными героями своего времени - делали своё дело, шли к намеченной цели и верили, что их ждёт успех. Через четыре десятилетия один из членов бригады - Иван Шестаков - вспоминал: «Мы выгрузились с барж почти на этом месте, и сразу приступили к бурению скважин. Транспортной техники не было. Что могли - переносили дальше. Поэтому и было принято решение - бурить здесь. Поставили оборудование и забурились». Вскоре появились и первые результаты - в двух пробуренных скважинах были получены первые притоки нефти. Об этом 4 октября 1959 г. сообщила газета «Тюменская правда» в заметке «Открыта первая тюменская нефть»: «25 сентября на Мулымьинской структуре, вблизи села Шаим, на глубине 1405 м был открыт нефтеносный пласт, суточный дебит которого по предварительным данным составляет свыше 1 т лёгкой нефти... Близость района к промышленным центрам Урала и железной дороге открывает возможности для быстрого промышленного освоения запасов нефти и газа. Тюменская область в скором будущем может стать новым советским Баку!». Шаимская сенсация Обнадёживающие признаки нефтеносности района привели руководство «Главтюменьгеологии» к решению организовать в начале 1960 г. самостоятельную Шаимскую нефтеразведочную экспедицию, которую возглавил геолог Михаил Шалавин (1908-1970). Местом её базирования был выбран поселок Чантырья - самый близкий населённый пункт к железнодорожной станции Сосьва, через которую в зимний период осуществлялось материально-техническое обеспечение. В сложных условиях сибирской зимы бригада начала бурение скважины №7, и к концу марта её удалось довести до проектной глубины 1 тыс. 436 м. 29 марта 1960 г. был взят очередной пробный керн, и в трещинах породы была обнаружена нефть. Это придало новые силы всем членам буровой бригады Семёна Урусова. И через три недели пришёл долгожданный успех - скважина начала фонтанировать с невиданной силой, буквально заливая буровую. Начальник Тюменского территориального геологического управления Ю.Г. Эрвье, главный геолог Л.И. Ровнин, главный геофизик В.В. Ансимов и начальник Шаимской экспедиции М.В. Шалавин телеграфировали в Тюменский обком КПСС: «Докладываем вам, что из скважины №7 Мулымьинской площади 25 апреля 1960 г. впервые в Тюменской области получена промышленная нефть. Суточный дебит нефти составляет 10-12 тонн. Скважина поставлена на приток и дальнейшее изучение». Следующая пробуренная бригадой Семёна Урусова скважина (№6), как и предыдущая, дала мощный нефтяной фонтан. Её проходка на глубину 1 тыс. 523 м была закончена всего за 18 дней. В радиограмме Михаила Шалавина начальнику геологического управления Юрию Эрвье 21 июня 1960 г. сообщалось: «Скважина Р-6 фонтанировала через 5-дюймовую обсадную колонну без спущенных насосно-компрессорных труб через 4-дюймовую задвижку в земляной амбар. Ёмкость амбара определили в 350-400 м3. После перфорации нижней части объекта и смены технической воды на нефть скважина периодически фонтанировала... с дебитом 350-500 т в сутки. Точный дебит определить невозможно ввиду того, что скважину пришлось по техническим причинам два раза останавливать. Амбар сейчас почти полностью заполнен нефтью, давление... сообщу позднее». Две фонтанирующие скважины на Мулымьинской площади убедительно подтверждили открытие Шаимского (Трёхозёрного) месторождения и стали предвестницами начала нефтяной Сибириады, доказав правильность направления геологического поиска. В интервью газете «Тюменская правда» 23 июня 1960 г. директор Института геологии и геофизики Сибирского отделения Академии Наук СССР, академик Анатолий Трофимук подчеркнул: «Это первая большая нефть Сибири, имеющая промышленное значение. На протяжении ряда лет нашим разведчикам недр удавалось обнаружить нефтяные залежи в разных районах азиатской части СССР. Но только тюменские геологи и буровики добыли нефть, имеющую бесспорный промышленный потенциал. По имеющимся теперь данным можно сказать, что Конда в самом недалёком будущем станет крупным нефтепромыслом страны». В свою очередь, Юрий Эрвье в газете «Тюменская правда» особо отметил весомый вклад в достижение трудовой победы знатного бурового мастера Семёна Урусова, прославленных бурильщиков Владимира Шидловского, Алексея Распопова, Сергея Куталова, Владимира Тетеревникова, помощника бурильщика Виктора Колмакова, старшего дизелиста Ивана Усольцева, слесаря Ивана Шестакова. Среди отличившихся им были также названы начальник экспедиции М.В. Шалавин, начальник участка Г.А. Махалин, геолог Г.Н. Гобелко, начальник промыслово-геофизического отряда В.А. Ирбэ, начальник отдела бурения управления А.П. Артемьев, главный механик управления К.И. Савинов. Вскоре Шаимская экспедиция стала самым крупным геолого-разведочным подразделением не только в Тюменской области, но и в СССР. В 1961 г. она перебазировалась в посёлок Урай. В связи со стремительным наращиванием объёмов работ его население быстро росло - и 26 ноября 1962 г. он получил статус посёлка городского типа. Последующие скважины в Шаимском районе продолжала бурить бригада Семёна Урусова, почти ежегодно добивавшаяся самой высокой в СССР скорости проходки в разведочном бурении. За это ей было присвоено звание «Лучшая буровая бригада Министерства геологии СССР». В апреле 1963 г. Урусов был удостоен звания Героя Социалистического Труда. В апреле 1964 г. для освоения Шаимского (Трёхозёрного) месторождения в Урай прибыли буровики из старых нефтяных районов - Башкирии и Татарии. А в мае того же года началась и речная транспортировка шаимского «чёрного золота». Танкер №652 открыл первую в истории Западной Сибири нефтяную навигацию. Несмотря на все трудности, добыча сырья в Западной Сибири нарастала темпами, значительно превышающими плановые задания. И уже в 1964 г. сибирские нефтяники вместо плановых 100 тыс. т получили 209 тыс. т. В ритме нефтяных пятилеток Начало 1960-х годов было ознаменовано новыми большими достижениями: в Западной Сибири были открыты крупные месторождения нефти в районе Обь-Иртышского междуречья - в Усть-Балыке и Мегионе. В декабре 1963 г. в Государственном комитете по запасам полезных ископаемых (ГКЗ) СССР успешно прошла защита запасов первого сибирского нефтеносного района. Вместе с тем высказывались сомнения относительно рентабельности добычи тюменской нефти: нет железной и автомобильных дорог, основной вид транспорта на Севере - водный, но период навигации короткий. Скептикам противостояли руководители Тюменской области, нефтяники и учёные, прогнозировавшие блестящее нефтяное будущее Западной Сибири. Первый секретарь Тюменского промышленного обкома КПСС А.К. Протазанов вышел в ЦК КПСС и Совет Министров СССР с предложением начать пробную эксплуатацию месторождений уже в 1964 г., используя нефтяные скважины, пробуренные геологами, а добытое сырьё доставлять речными танкерами на Омский нефтеперерабатывающий завод. 4 декабря 1963 г. Совет Министров СССР принял постановление «Об организации подготовительных работ по промышленному освоению открытых нефтяных и газовых месторождений и дальнейшем развитии геолого-разведочных работ в Тюменской области». Зимой 1964 г. в Тюмени побывала государственная комиссия, которая решила: пробную эксплуатацию месторождений начать в 1964 г. Речь шла именно о пробной эксплуатации. Те, кто отстоял это право, должны были доказать, что тюменскую нефть можно добывать быстро, дёшево и в большом количестве. Руководство работами было возложено на созданное в декабре 1963 г. объединение «Тюменнефтегаз», руководителем которого был назначен А.М. Слепян, бывший управляющий треста «Туймазабурнефть». В 1965 г. объединение «Тюменнефтегаз» вошло в структуру вновь созданного Главтюменнефтегаза, которое возглавил опытный руководитель Виктор Муравленко (1912-1977). 11 декабря 1969 г. ЦК КПСС и Совет Министров СССР приняли постановление «О мерах по ускоренному развитию нефтедобывающей промышленности в Западной Сибири». Документ определил совокупность задач, решение которых было необходимо для освоения региона. Намечалось к 1975 г. довести добычу нефти в Западной Сибири до 100-120 млн т в год. Эта цель казалась, по воспоминаниям специалистов, недостижимой, поскольку в Татарии, в тогдашнем главном нефтедобывающем районе СССР, имеющем более благоприятные природно-климатические условия, для выхода на добычу 100 млн т в год (этого рубежа республика достигла к концу восьмой пятилетки) потребовалось 23 года, а сибиряки должны были добиться этого за пять лет. Но на решение поставленной задачи были мобилизованы огромные ресурсы: людские, научные, финансовые и материальные. Постановлением 1969 г. были определены исполнители программы, разработавшие в течение 1970 г. её отраслевые разделы, которые затем согласовывались по срокам ввода в эксплуатацию основных объектов. Реализация программы на первом этапе дала положительные результаты, позволив обеспечить ускоренное развитие нефтяной и газовой промышленности, электроэнергетики, транспорта, строительной индустрии. Документом предусматривалось, что развитие нефтяного комплекса в Западной Сибири должно осуществляться на базе новейших достижений науки и техники, с применением самых современных, высокоэффективных методов разработки месторождений и бурения скважин, с широкой автоматизацией и механизацией всех производственных процессов, использованием высокопроизводительного оборудования. Следует отметить, что благодаря крупным капиталовложениям, новой технике, квалифицированным кадрам в Западной Сибири были достигнуты такие темпы и масштабы разработки месторождений, каких не знала история. В 70-е годы ХХ в. добыча нефти в СССР увеличилась вдвое, в Нижневартовском районе Тюменской области - в 10 раз, а на Самотлоре (крупнейшем месторождении Сибири и Советского Союза) - в сотни раз. Вместо запланированных в декабре 1969 г. 100-120 млн т, сибиряки в 1975 г. дали стране 148 млн т нефти, контрольная цифра на 1980 г. (260 млн т) была перекрыта на 52 млн - 312 млн т! Сегодня, спустя полвека, отчётливо понимаешь, что первые фонтанирующие скважины Шаимского месторождения 1960 г. дали отсчёт мощному и ускоренному развитию нефтяной промышленности Западной Сибири и на долгие годы зажгли на экономическом небосклоне яркую звезду «чёрного золота» Югры. http://www.oilru.com/nr/204/4929/ (Comment on this)
2:18 pm	ХМАО: Хронология событий развития нефтегазодобывающего комплекса 1917 г. Товарищество "Пономарев и К°" получило позволительные свидетельства на разведку нефти на Средней Оби, где впоследствии было открыто нефтяное месторождение. 1932 г. Техник Косолапов сделал заявку по поводу выхода нефти у села Юган Сургутского района. В следующем году выход нефти был замечен Дмитриевым в Березовском районе на реке Няйс, притоке Большой Сосьвы. 1934 г. Постановление бюро Остяко-Вогульского (Ханты-Мансийского ) окружкома ВКП(б) "По сообщению Т.Васильева (инженера-геолога) об изыскании нефти в округе". Трест "Востокнефть" (г.Уфа) организовал экспедицию в районы рек Большой Юган и Белая. Экспедиция, возглавляемая инженером-геологом Васильевым, установила, что обнаруженные места выхода нефти являются естественными, и что геологическое строение слоев земли соответствует условиям, при которых наличие нефти возможно. 5 декабря в Москве под председательством академика И.М. Губкина прошла конференция геологов Западной Сибири. Там Васильев сделал доклад, а конференция научно обосновала и подтвердила наличие нефти в этих местах. Летом того же года инженер-геолог В. Г. Васильев из треста "Востокнефть" подтвердил наличие естественного выхода нефти на реке Большой Юган. 2 октября руководство округа приняло постановление по сообщению В.Г.Васильева и просило область форсировать проведение геолого-разведочных работ, "установить наблюдение за дальнейшим быстрым продвижением вопроса об изыскании и эксплуатации юганской нефти". 1935 г. Открытие месторождений нефти вдоль р.Большой Юган, Белая. 1951 г. В селе Покур Сургутского района заложена опорная скважина. Пробурено 2360 метров. 1953 г. Письмо Тюменского обкома КПСС министру геологии СССР П.А.Захарову - об организации Ханты-Мансийской геологоразведочной экспедиции. 21 сентября 1953 года Березовская скважина № 24 дала мощный газонефтяной фонтан. 8 октября того же года организована Березовская комплексная геофизическая партия. Всего в Березовском районе пробурено 23 глубокие разведочные скважины, в 11 из которых получен промышленный горючий газ. 1955 г. Создана первая в Томской области Александровская нефтеразведочная экспедиция. 1957 г. В Сургут прибыл начальник вновь созданной нефтеразведочной экспедиции Ф.К. Салманов - будущий Герой Социалистического Труда, доктор наук, лауреат Ленинской премии. Первые поисковые скважины заложены под Сургутом и у озера Самотлор. 1957 г., август. Выступление делегата от партийной организации Юганской буровой партии Ф.К. Салманова на IX Сургутской районной партийной конференции - о перспективе геологоразведочных работ на нефть и газ в Ханты-Мансийском автономном округе. Организована Юганская нефтеразведка. 1959 г. Признаки нефти обнаружены в скважинах около селения Малый Атлым Октябрьского района и поселка Мулымья Кондинского района. 1960 г. 25 апреля получена промышленная нефть. Суточный дебит нефти составляет 10-12 тонн. Во всех геологических экспедициях Обского Севера работает уже 6 тыс. человек. Тогда же в Сургуте были проложены первые зимники, и геологов впервые обеспечивали автотранспортом. В процессе геологоразведочных и поисковых работ использовались самые передовые методы: авиасейсмозондирование, турбинный способ проходки скважин и др. Концентрация усилий оправдала себя. 22 июня скважина Р-6, пробуренная бригадой С.Н. Урусова, дала значительный выход нефти - до 350 т в сутки. Так было открыто Шаимское месторождение - первое в ряду западносибирских хранилищ черного "золота". 1961 г. 24 марта открыто Мегионское месторождение нефти. 15 октября открыто Усть-Балыкское месторождение. 25 декабря открыто Пунгинское газовое месторождение. 1962 г. В августе открыто на севере Томской области Советское нефтяное месторождение. 27 сентября было обнаружено первое газовое месторождение - Тазовское . 15 ноября открыто Западно-Сургутское нефтяное месторождение. 1963 г. 12 февраля в эксплуатацию пущены первые промысловые скважины Березовской группы и первый северный трубопровод от промыслов до Березово протяженностью 12 км. 4 декабря вышло постановление Совета Министров СССР "Об организации подготовительных работ по промышленному освоению открытых нефтяных и газовых месторождений и о дальнейшем развитии геологоразведочных работ в Тюменской области". Началась подготовка пробной эксплуатации разведанных запасов, а они к 1964 г. насчитывали 300 млн т нефти и 176 млрд. м3 газа на 8 нефтяных и 2 газовых месторождениях. 1964 г. 16 марта подписан приказ № 1 по нефтепромысловому управлению "Сургутнефть" объединения "Тюменьнефтегаз". Создано первое нефтедобывающее предприятие в Среднем Приобье. В начале года стали сооружаться первые магистральные трубопроводы: газовый Игрим - Серов и нефтяные Шаим - Тюмень, Усть-Балык - Омск. Нефтепровод до Тюмени начал действовать уже в декабре 1965 г., игримский газ пришел в Серов в феврале 1966 г., а самый протяженный в то время нефтепровод до Омска (1032 км) заработал в октябре 1967 г. 1 декабря открыто Правдинское нефтяное месторождение. 1965 г. 1 апреля введено в промышленную эксплуатацию Западно-Сургутское нефтяное месторождение. 5 апреля открыто Мамонтовское нефтяное месторождение, самое крупное на Сургутском своде. В мае забил фонтан нефти из скважины Р-1, которую бурила у озера Самотлор бригада Г. И. Норкина. Самотлорское месторождение по разведанным запасам нефти стало крупнейшим в СССР и вошло в первую десятку мировых. Одновременно была открыта так называемая Березовская группа газовых месторождений, которые давали от 500 тыс. до 1,5 млн. м3 газа в сутки. 6 июня обнаружено крупнейшее в мире Уренгойское газовое месторождение. 26 сентября обнаружено Аганское нефтяное месторождение. 3 ноября введен в действие нефтепровод Шаим-Тюмень. К концу года из недр округа было получено более 1,5 млн. т нефти и почти 6 млн. м3 газа. В декабре неподалеку от Нефтеюганска, в Каркатеево, появился первый отряд строителей нефтепровода Усть-Балык-Омск. 1966 г. С действующих нефтепромыслов округа получено только 2,9 млн. т топлива. Открыто 41 нефтяное, 34 газовых и 4 нефтегазовых месторождения. За успехи в разведке и разработке нефтяных месторождений первые золотые звезды Героев Социалистического Труда в 1966 г. получили геологи Ф.К. Салманов, Н.Б. Мелик-Карамов, буровой мастер А.Д. Шакшин. По итогам восьмой пятилетки звание Героя Социалистического Труда получили Г.М. Левин из Нижневартовска, В.А. Леванов из Нефтеюганска и др. 30 марта началось эксплуатационное разбуривание Тетерево-Мортымьинского месторождения. 19 мая - Западно-Сургутского. 9 июня. Начало эксплуатации Советского месторождения. 1967 г. 31 января началось эксплуатационное разбуривание Правдинского месторождения. 30 октября нефть поступила по трубопроводу Усть-Балык-Омск на Омский нефтеперерабатывающий завод. Ноябрь. Начало подготовки к строительству Сургутской ГРЭС. 1969 г. 27 января. Начало эксплуатации бурения на Самотлорском месторождении. 16 мая ЛЭП-500 Тюмень-Усть-Балык была поставлена под напряжение. 1970 г. 29 марта добыта 50-миллионная тонна нефти. 17 апреля НПУ "Мегионнефть" переименовано в Нижневартовское нефтепромысловое управление им. В.И. Ленина. 23 марта. Начало эксплуатации Мамонтовского месторождения. 10 декабря. Награждение Ханты-Мансийского национального округа орденом Ленина за успехи в выполнении пятилетнего плана по освоению нефтяных месторождений. 1971 г. 14 апреля создано объединение "Запсиббурнефть". 5 августа добыта 100-миллионная тонна нефти. В течение августа было открыто Федоровское месторождение - богатейший источник природного топлива. (Названа в честь известного в Тюменской области геофизика Виктора Федорова.) В декабре вступила в эксплуатацию ТЭЦ Сургутской ГРЭС (мощность - 24 МВт). 1972 г. Буровики Сургута первыми среди управлений объединения "Запсиббурнефть" выполнили повышенные обязательства в честь 50-летия образования СССР. В июне началось строительство крупнейшей нефтяной магистрали страны Самотлор-Тюмень-Альметьевск. В декабре дал ток первый агрегат Сургутской ГРЭС. 1973 г. В январе введена в эксплуатацию подстанция 500 кВ мощностью 500 МВ-А "Демьянская". В апреле досрочно завершено строительство нефтепровода Самотлор-Тюмень-Альметьевск. 19 мая бригада Героя Социалистического Труда Г.М.Левина из Нижневартовского управления буровых работ №1 установила всесоюзный рекорд. В октябре введено в разработку Урбинское месторождение. 27 декабря буровому мастеру Нижневартовского управления буровых работ №2 Г.К. Петрову было присвоено звание Героя Социалистического Труда. 1974 г. В мае вступило в разработку Варьеганское месторождение. 12 июня на Самотлоре была получена 100-миллионная тонна нефти. В августе прошла пробная эксплуатация Салымского месторождения, а в октябре введено в разработку Быстринское месторождение. На 16 декабря суточная добыча нефти составила почти 370 тыс.тонн. В этом году был достигнут миллионный рубеж проходки предприятиями объединения "Запсиббурнефть". 1975 г. В мае вступила в строй первая очередь Нижневартовского газоперерабатывающего завода. В августе на Самотлоре замкнулось энергетическое кольцо напряжением 110 кВ. 3 октября была добыта 200-миллионная тонна нефти с начала разработки Самотлорского месторождения. 14 октября - полумиллиардная тонна нефти с начала эксплуатации месторождений Западной Сибири. 1 декабря бригада Левина Г.М. пробурила на Самотлоре 500 тыс.м скважин. Ко второй половине 70-х годов в Ханты-Мансийском округе, как и во всей Западной Сибири, завершилось создание мощного нефтегазового комплекса. 1977 г. В октябре на территории округа были образованы четыре мощных производственных объединения: "Нижневартовскнефтегаз", "Сургутнефтегаз", "Юганскнефтегаз" и "Урайнефтегаз". Всего же в округе к началу 80-х гг. действовало около ста производственных объединений и трестов нефтегазовой промышленности, геологии и строительства. 1978 г. В НГДУ "Холмогорскнефть" с начала эксплуатации Холмогорского месторождения была добыта миллионная тонна нефти. Началось промышленное освоение нефтяного месторождения Среднего Приобья - Лянторского. 10 июня на промыслах Западной Сибири добыта миллиардная тонна нефти. Этот показатель у нас был достигнут всего за 13 лет, тогда как в Татарии - за 25, в Башкирии - за 48 лет, а в Азербайджане - за 104 года. 25 октября 1981 г. добыт второй миллиард сырья. 1980 г. Первая тысяча тонн нефти получена с начала эксплуатации Яунлорского месторождения. 1982 г. Нефтяники Приобья впервые не выполнили план добычи. В последующие годы эта тенденция нарастала: к 1984 г. отставание составило уже более 9 млн., а в 1985 - 35,5 млн. т. 1984 г. В Повховском УБР введено в эксплуатацию новое месторождение - Вать-Еганское. 1985 г. В сентябре на промыслах области добыта трехмиллиардная тонна нефти. 1986 г. На базе буровой бригады Героя Социалистического Труда В.Л. Сидорейко из Сургутского УБР-2 создана Всесоюзная школа передового опыта. 1990 г. В июне состоялась конференция представителей трудовых коллективов производственных объединений "Главтюменьнефтегаза". Там была создана нефтяная ассоциация в Тюменской области. Тем временем старение производственных мощностей понижало производительность труда - устаревшее оборудование часто выходило из строя. В объединении "Нижневартовскнефтегаз" требовали немедленной замены около 700 км нефтесборных сетей. На промыслах и трубопроводах округа ежедневно происходило по 2-3 аварии. За 10 месяцев года произошло 1166 порывов нефтяных труб. Общим результатом было стремительное падение добычи нефти и газа. Тогда объем ее добычи в округе не превышал показателя десятилетней давности - около 300 млн. т., а к 1995 г. сократился еще почти в два раза. 1993 г. Правительственные делегации двенадцати стран, представители трех республик, входящих в состав Российской Федерации, прибыли в Сургут для обсуждения проблемы стабилизации и дальнейшего развития нефтегазовой отрасли. 1995 г. В ноябре в Париже состоялось вручение "Сургутнефтегазу" высокого международного приза - "Европейской награды за качество-1995". В течение двух лет на территории округа появилось более двух десятков акционерных обществ, занятых добычей, транспортировкой и переработкой нефти и газа. Единоличным лидером по добыче нефти остается АО "Сургутнефтегаз" (в 1995 г. им было добыто более 33 млн. т нефти). Другие предприятия пошли по пути создания концернов с участием финансовых структур и внешнеторговых организаций. Это резко повысило их шансы в конкурентной борьбе. Крупнейшим таким объединением стал концерн "ЛУКойл", созданный на базе трех компаний - Лангепас-, Урай- и Когалымнефтегаз. В результате их совокупная производительность в 1995 г. достигла 40 млн. т нефти. В Ханты-Мансийском автономном округе развивается переработка газового конденсата; в Сургуте действует завод по его стабилизации. Это первое предприятие, освоившее выпуск моторного топлива - дизельного топлива и бензина. Попутный нефтяной газ перерабатывается на 8 газоперерабатывающих заводах. За годы освоения из недр округа было извлечено 450 млрд. м3 газа. Ежегодная добыча газа достигает 20 млрд. м3, что соответствует уровню добычи таких стран, как Германия или Китай. Попутный газ перерабатывается на газоперерабатывающих заводах, входящих в состав АО "Сибнефтегазпереработка". Основная продукция - сухой газ, на котором работают три ГРЭС округа, и нестабильный газовый бензин. На Тобольском нефтехимическом комбинате из него производят бутадиен - сырье для выпуска синтетического каучука. 2000 г. Добыто 7 миллиардов тонн нефти. Это событие стало поводом обращения Губернатора Александра Филипенко к руководителям геологоразведочных, нефтедобывающих, строительных и транспортных предприятий Ханты-Мансийского автономного округа. "Свыше 40 лет прошло с тех пор, когда для освоения некогда дремавшего Югорского края прибыли тысячи людей. Нефть никогда и нигде не давалась легко, а здесь в Югорском крае, за нее приходилось сражаться. Сегодня нефтедобывающий комплекс Ханты-Мансийского автономного округа – это важнейший фактор экономики России". Александр Филипенко предложил отметить знаменательную веху в жизни округа проведением торжественных мероприятий по чествованию ветеранов, отдавших свои силы, знания неукротимую энергию становлению и развитию главного нефтедобывающего комплекса России. 2003 г., сентябрь 50 лет с момента открытия и начала освоения Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. 2004 г. Добыто 8 миллиардов тонн нефти. Полвека назад с газового фонтана, ударившего из недр близ древнего Березово, началось новое открытие и масштабное промышленное освоение щедрой земли Среднего Приобья. За короткое по историческим масштабам время, благодаря самоотверженному труду и самоотдаче геофизиков, геологов, нефтяников, строителей, энергетиков, транспортников, людей самых разных профессий был создан мощнейший в стране Западно-Сибирский топливно-энергетический комплекс. 2008 г., июнь Добыто 9 миллиардов тонн нефти. http://www.admhmao.ru/obsved/Istor/hronolog.htm (Comment on this)
2:00 pm	Неизвестный Губкин Новости Югры № 58 (17875) от 23 апреля 2009 http://www.newsofugra.ru/node/635 № 60 (17877) от 25 апреля 2009 http://www.newsofugra.ru/node/679 № 94 (17911) от 25 июня 2009 http://www.newsofugra.ru/node/1043 №96 (17913) от 27 июня 2009 http://www.newsofugra.ru/node/1062 №118 (17935) от 6 августа 2009 http://www.newsofugra.ru/node/1184 №121 (17938) от 13 августа 2009 http://www.newsofugra.ru/node/1216 Также на сайте newsofugra.ru раздел: Западная Сибирь: история поиска (Comment on this)
Tuesday, April 13th, 2010
4:43 am	Западно-Сибирский нефтегазоносный бассейн Площадь около 3,5 млн. км2. ( Read more... ) Возможность нефтегазоносности Западно-Сибирской плиты впервые была высказана И. М. Губкиным в 1932—34. Систематические геологические поисковые работы с применением геофизических исследований и глубокого опорного бурения были начаты в 1947. В 1953 опорной скважиной, заложенной в Березовском районе, в низовьях р. Оби (Северо-Сосьвинский свод), было вскрыто первое газовое месторождение, а через 6 лет в районе Шаима, на р. Конда (Шаимский мегавал), открыто первое нефтяное месторождение. В течение 1959—65, помимо подтверждения промышленной газоносности Северо-Сосьвинского свода и промышленной нефтеносности Шаимского мегавала и Красноленинского свода, была установлена промышленная нефтеносность центральной группы сводов в пределах Тюменской и Томской области, а также промышленная газоносность северной части З.-С. н. б. К марту 1971 открыто 168 нефтяных, газовых и газонефтяных месторождений. Территория бассейна сложена терригенными отложениями юрского, мелового, палеогенового, в меньшей степени неогенового возраста; более древние отложения (триас, палеозой) развиты лишь во впадинах, осложняющих фундамент. Нижне- и среднеюрские отложения представлены континентальными песчано-глинистыми породами с максимальной мощностью на С. бассейна 1000 м (на большой площади бассейна мощность их составляет 200—600 м). Верхнеюрские и нижнемеловые (валанжинские) породы сложены аргиллитами и песчаниками; мощность верхнеюрских отложений редко превышает 300 м, валанжинских — 500 м; остальная часть разреза раннемелового возраста сложена лагунными и морскими глинисто-песчаными породами мощностью от 600 м в центральной части бассейна и до 1000 м на севере. Отложения верхнего мела, палеоцена и эоцена представлены морскими, в меньшей степени континентальными глинистыми и песчаниковыми породами, мощностью от 800 до 1600 м. Олигоцен, имеющий мощность не свыше 700 м, выражен континентальными песками и глинами. Максимальная мощность (свыше 5 км) осадочных отложений известна в северной части бассейна. В осадочной толще отмечается ряд крупных поднятий (сводов и мегавалов), впадин и прогибов. В центральной части бассейна выделяются своды — Сургутский, Нижневартовский, Александровский, Каймысовский, Средневасюганский, Сенькино-Сильгинский и Пудинский; на западе — Северо-Сосьвинский, Красноленинский и Ляминский; на севере — мегавалы: Медвежье-Ямальский, Уренгойский, Мессояхско-Рассохинский, Тазовский, Юбилейно-Варьеганский и др. Глубина залегания фундамента на месте сводов меняется от 1500 до 4000 м. Своды разделены впадинами и прогибами, из которых наиболее крупными являются Надымская и Ханты-Мансийская впадины, отделяющие западную группу сводов от центральной, и Усть-Енисейская, расположенная на С.-В. бассейна. На крупных поднятиях и впадинах развиты локальные поднятия, среди которых имеются крупные (40 Х 20 км), средние (15 Х 10 км) и мелкие (3 Х 5 км). Свыше 100 локальных поднятий оказались нефтеносными или газоносными. Нефтегазоносность бассейна связана с отложениями юрского и мелового возраста, в разрезе которых выделяются свыше 40 продуктивных пластов песчаников. В Березовском газоносном районе получены притоки газа также из трещиноватых гранито-гнейсов и метаморфических сланцев, подстилающих осадочные породы. В юрских отложениях выделяются две продуктивные толщи: средненижнеюрская и верхнеюрская. В первой имеется 4—6 продуктивных пластов мощностью до 20 м каждый; толща продуктивна в пределах всего бассейна. Верхнеюрская толща продуктивна на западе и в центре бассейна. Мощность продуктивных пластов 10—15 м. В отложениях меловоговозраста нефтегазоносными являются как нижнемеловые неокомские (аптские), так и верхнемеловые породы. В неокоме насчитывается до 20 продуктивных пластов мощностью 15—20 м каждый. Они наиболее развиты в месторождениях центральной группы сводовых поднятий. В аптских отложениях нефтеносность установлена на З. и С. бассейна. С верхнемеловыми песчаниками связана газоносность северной группы месторождений. Мощность газоносных пластов здесь доходит до 120 м. Большая часть (свыше 80%) нефтяных и газонефтяных залежей находится на глубине 2000-3000 м; газовые и газоконденсатные залежи развиты преимущественно (около 80%) на глубинах до 2000 м. ( Read more... ) Добыча газа и нефти в Западно-Сибирском нефтегазоносном бассейне Год       Газ, млрд. м3           Нефть, млн. т          1964     2,5∙10-3                         0,21 1965     3,3∙10-3                         0,95                          1966      0,565                            2,83 1968      8,2                               12,18 1969      9,1                               21,3 1970      9,4                               31,4 По Директивам 24-го съезда КПСС в Западной Сибири должна быть создана крупнейшая в стране база нефтяной промышленности с добычей нефти в 1975 не менее 120-125 млн. т. К 1980 в соответствии с постановлением ЦК КПСС и Совета Министров СССР (январь 1970) о мерах по ускоренному развитию нефтедобывающей промышленности в Западной Сибири добыча нефти будет доведена до 230-260 млн. т. Нефть З.-С. н. б. направляется на Омский и Ангарский нефтеперерабатывающие заводы. Газ передаётся на Урал. ( 1414х2013 ) Большая советская энциклопедия ( Read more... ) Источник (Comment on this)
Monday, April 12th, 2010
8:00 pm	Статья: Осадочные бассейны, Енисей-Хатангский прогиб Осадочные бассейны: закономерности образования и строения; теория нафтидогенеза; месторождения углеводородов и углей, закономерности их размещения; стратегические проблемы развития топливно-энергетического комплекса На базе комплексной интерпретации сейсмических и геологических данных построена модель геологического строения и выполнена оценка перспектив нефтегазоносности Енисей-Хатангского регионального прогиба. Проведен сравнительный анализ истории тектонического развития этого региона и Западно-Сибирской нефтегазононой провинции. http://www.ipgg.nsc.ru/Science/Main-scientific-results/Pages/Sedimentary-basins.aspx (Comment on this)