[Most Recent Entries] [Calendar View] [Friends]
Below are the 20 most recent journal entries recorded in
iv_g's LiveJournal:
| Thursday, December 23rd, 2010 | |
| 9:00 pm | Ликбез по бурению 2010-05-14 у берегов Венесуэлы затонула ещё одна буровая платформа. http://tim-o-fay.livejournal.com/85 Несколько устаревший ликбез по морскому бурению (по-русски). Устаревший в первую очередь потому, что не упоминается система динамической стабилизации. Она появилась как следствие GPS и без неё бурить на больших глубинах "по морю" невозможно. http://www.leuza.ru/gti/bur/bur_sea.h Некоторые соображения по поводу катастрофы в Мексиканском заливе. http://tim-o-fay.livejournal.com/86 Видеоликбез по бурению, часть 1 http://tim-o-fay.livejournal.com/87 Видеоликбез по бурению, часть 2 http://tim-o-fay.livejournal.com/88 Ах фонтан, ты фонтан... http://tim-o-fay.livejournal.com/88 Ещё раз про Мексиканский залив http://tim-o-fay.livejournal.com/89 "Выжжено" Андреас Эшбах. Мнение человека со скважины. http://tim-o-fay.livejournal.com/93 - - - - - Записи нефть и газ http://tim-o-fay.livejournal.com/tag/не |
| Monday, December 20th, 2010 | |
| 6:30 pm | Жидкость для гидроразрыва пласта В англоязычных СМИ репортеры наперебой обсуждают химический состав раствора для проведения гидроразрывов, используемый компаниями, добывающими сланцевый газ. В целом, объем воды, необходимой для проведения гидроразрыва – например, в формации Марселлус, составляет порядка 16 тыс. тонн. При этом сами компании всегда сообщали, что от 98 до 99% раствора – это просто вода и песок. Вопросы вызывали оставшиеся 1-2%. Эти оставшиеся проценты, которые вполне могут попасть в питьевую воду по трещинам, образовавшимся в породе после гидроразрыва, весьма волнуют американскую общественность. В абсолютном исчислении количество химикатов весьма велико: если общая масса воды и песка – около 16 тыс. тонн, которые доставляют несколько сотен автоцистерн, то доля химических добавок может составлять до 320 тонн. По информации, предоставленной компанией Halliburton, которая впервые провела гидроразрыв в 1947 г, выступив пионером в этой области, 98,47% объема жидкости, которая используется для гидроразрыва – это смесь воды и песка, а 1,53% – химические добавки – формальдегид, хлорид аммония (т.е. нашатырь), уксусный ангидрид, метиловый и пропаргиловый спирты, а также соляная кислота. После того, как смесь для гидроразрыва готова, ее закачивают под землю с усилием до 70 МПа. Давление воды вызывает появление трещин, а песчинки, которые загоняет в эти трещины поток жидкости, мешает их последующему схлопыванию. К слову, под словом "песчинки" подразумевается не только обычный песок, но и песок с полимерным покрытием (resin-coated sand) и частицы спеченного боксита. http://www.glossary.oilfield.slb.com/Di Проведение одного гидроразрыва занимает от 3 до 10 дней. При этом компания Chesapeake Energy использует совершенно иные химикаты, чем Halliburton, и доля их в готовом растворе намного ниже, порядка 0,5% добавок. При этом используются: соляная кислота, которая помогает растворять минералы; этиленгликоль, который борется с появлением отложений на стенках труб; изопропиловый спирт, который используется для увеличения вязкости жидкости; глютаральдегид, который борется с коррозией; легкие фракции нефти, которые используются для минимизации трения; гуаровая камедь, которая увеличивает вязкость раствора; пероксодисульфат аммония, который препятствует распаду гуаровой камеди; формамид, также препятствующий коррозии; борная кислота, поддерживающая вязкость жидкости при высоких температурах; лимонная кислота, используется для предотвращения осаждения металла; хлорид калия, препятствующий прохождению химических реакций между грунтом и жидкостью; карбонат натрия или калия – используется для поддержания баланса кислот. К слову, задачу специалистов, работающих в американских департаментах защиты окружающей среды, действующих в каждом штате, осложняет то, что разные компании используют различные наборы химикатов. В целом в списке блюстителей экологической безопасности США числятся 85 веществ, каждый из которых используется той или иной компанией, добывающей углеводороды из сланцев. http://www.trubagaz.ru/issue-of-the-d |
| Monday, November 22nd, 2010 | |
| 11:10 am | Основным претендентом на сервисные активы "Газпром нефти" является Nabors Drilling На российском нефтесервисном рынке может появиться еще один сильный иностранный игрок. Как стало известно РБК daily, основным претендентом на покупку сервисного подразделения «Газпром нефти» является американская буровая компания Nabors Drilling International Ltd., готовая выкупить актив целиком. Российские компании принимают не самое активное участие в торгах, так как «Газпромнефть-нефтесервис», по их оценкам, плохо обеспечена заказами, а ее стоимость завышена. О том, что основным претендентом на покупку «Газпром нефть-нефтесервиса» является американская буровая компания Nabors Drilling, РБК daily рассказали сразу несколько источников в отрасли. «Американцы в отличие от отечественных претендентов готовы выкупить актив целиком, что дает им определенные преимущества», — пояснил сотрудник одной из компаний, участвующей в торгах. Российские компании все больше засматриваются на отдельные части «Газпромнефть-нефтесервиса». Так, если будет решено выставлять компанию на продажу блоками, буровой мог бы достаться БК «Евразия» (Eurasia Drilling). По словам собеседника РБК daily, «Газпром нефть» просит за сервисное подразделение больше 200 млн долл., в то время как покупатели оценивают его в 60—100 млн долл. «У актива есть существенный недостаток — компания практически не обеспечена заказами на ближайшие годы. Все, что есть, — на 90% работы на «Газпром нефть», что не очень перспективно», — отмечает источник, близкий к переговорам. Для Nabors Drilling этот аргумент не столь весом, так как первоочередная задача — выйти на российский рынок. «Исходя из планов по добыче российских нефтяных компаний можно сделать вывод, что заказы на бурение в ближайшие годы будут. В частности, «Газ пром нефть» надеется к 2020 году довести добычу до 100 млн т», — говорит начальник отдела инвестанализа ГК «Алор» Дмитрий Лютягин. По мнению эксперта, нет ничего плохого в том, что у сервисной компании есть так называемый якорный заказчик, как, например, ЛУКОЙЛ для БК «Евразия», да и Schlumberger выросла на заказах Exxon. Нефтесервисный сектор в России имеет огромные перспективы. «Несмотря на то что в 2009 году объем рынка сократился на 35%, в текущем он уже показал прирост в 15% и достиг 14,5—15 млрд долл.», — подсчитал Дмитрий Лютягин. К 2020 году объем рынка нефтесервисных услуг в России без учета производства оборудования может составить порядка 45 млрд долл. «Если сервисы «Газпром нефти» останутся у российских компаний, можно надеяться на появление более или менее крупного отечественного игрока на рынке. А пока тенденция такова, что весь независимый сервис будут контролировать иностранцы», — считает президент «Союзнефтегазсервиса» Игорь Мельников. 45% российского рынка — это внутренний сервис «Газпрома», «Газпром нефти», «Роснефти» и «Сургута», порядка 25% приходится на долю БК «Евразия», а остальную часть делят «Интегра», Schlumberger и другие иностранцы. «Поэтому говорить о том, что зарубежные компании могут захватить российский рынок, — преувеличение», — не соглашается Дмитрий Лютягин. Несмотря на то что Nabors Drilling — одна из крупнейших в мире буровых компаний (занимается бурением в США, Канаде, Мексиканском заливе и Казахстане), в России она практически не работала. У компании есть свой офис в Москве, но официальный сайт об этом умалчивает. Прокомментировать свои планы относительно выхода на российский рынок представители американской буровой компании не смогли. В «Газпром нефти» от комментариев отказались http://www.rbcdaily.ru/2010/11/22/tek/5 |
| Thursday, November 18th, 2010 | |
| 3:30 pm | Газпром начнет бурить шельф Израиля уже в следующем году Газпром начнет разведку и бурение на шельфе на побережье Израиля в 2011г., сообщил в Иерусалиме директор департамента внешнеэкономической деятельности Газпрома Станислав Цыганков. По его словам, сейчас обсуждается создание совместного предприятия с одной из израильских компаний, которая владеет лицензией на геологическую разведку и разработку месторождений в территориальных водах Израиля в 148 км от береговой линии. Газпром будет владеть до 50% этого совместного предприятия. Запасы данного месторождения оцениваются более чем в 100 млрд куб. м. Относительно запасов месторождения С.Цыганков отметил, что сейчас правообладатель проводит сейсмоизыскания, поэтому пока точных данных о потенциале месторождения нет. "Если рассмотреть прогнозный сценарий исходя из параметров сопоставимых блоков, то объем запасов может быть существенным и превысить предварительную оценку", - заявил он. В свою очередь первый вице-премьер правительства РФ Виктор Зубков по итогам заседания российско-израильской комиссии сообщил, что Россия хотела бы участвовать в развитии внутренней газовой инфраструктуры Израиля, в дистрибуции и экспорте израильского газа в третьи страны. "Мы также не снимаем вопрос о реализации проекта по поставке в Израиль российского природного газа", - подчеркнул В.Зубков. Между тем, комментируя предположение В.Зубкова насчет поставок, С.Цыганков пояснил, что Израиль сам обладает существенными запасами этих ресурсов, и поэтому перспектива поставок российского газа не самая ближайша http://top.rbc.ru/economics/18/11/2 О запасах - Восточное Средиземноморье, шельф, газ http://iv-g.livejournal.com/182608.h Assessment of Undiscovered Oil and Gas Resources of the Levant Basin Province, Eastern Mediterranean http://iv-g.livejournal.com/183782.h Undiscovered Oil and Gas of the Nile Delta Basin, Eastern Mediterranean http://iv-g.livejournal.com/170928.h Средиземное море, глубины http://iv-g.livejournal.com/184147.h |
| Monday, October 18th, 2010 | |
| 11:00 am | Миллионы всухую Первая и пока единственная скважина «Газпрома» в Венесуэле не принесла положительных результатов, а расходы концерна составили при этом около $300 млн, заявил в пятницу вице-премьер Игорь Сечин. «Было сломано несколько дорогостоящих инструментов, и продолжение работы специалистами [»Газпрома«] считалось неперспективным», — отметил он (цитата по «Интерфаксу»). Речь идет о венесуэльском шельфовом блоке «Урумако-1». В 2005 г. «Газпром» заплатил за него $15,2 млн, скважину начал бурить в ноябре 2008 г. Тогда зампред правления «Газпрома» Александр Медведев заявлял, что оценка запасов на этом участке — 180 млрд куб. м газа. А Сечин отмечал, что промышленная добыча может начаться через 4-5 лет. Однако в начале 2010 г. стало понятно, что на проекте проблемы: подрядчик «Газпрома» — Scorpion Nederlandse — выставил счет за бурение в $30 млн, концерн заплатил половину, подрядчик обратился в суд, и из его заявления стало известно об аварии и задержанных работах при бурении. Компании в итоге урегулировали спор, «Газпром» доплатил $12,8 млн. Но летом начальник департамента «Газпрома» Всеволод Черепанов признал, что работы на «Урумако-1» не принесли успеха и потому концерн решает, стоит ли продолжать их на этом блоке, а также на «Урумако-2» (лицензия получена в 2005 г.). Из слов Сечина следует, что второй скважины в Венесуэле пока не будет. «Мы договорились с [венесуэльскими] партнерами о возможности замены этого участка на новые блоки», — отметил вице-премьер, но деталей не раскрыл. Представитель «Газпрома» слова Сечина комментировать не стал. До сих пор самые высокие затраты по сухим скважинам списывал «Лукойл». Его рекорд — $317 млн списаний в 2008 г., но сразу по нескольким проектам (три скважины в Саудовской Аравии, работы в Азербайджане, Казахстане и Колумбии). У «Газпрома» и его «дочек» есть лицензии примерно в 10 странах. И это не первая неудача за рубежом. Летом концерн признал, что 10 лет работы в Индии не принесли результатов. В целом за 2009 г. «Газпром» провел буровые работы в Венесуэле, Индии, на шельфе Вьетнама, Средиземного моря, в Ливии, Алжире, Киргизии, Узбекистане, Таджикистане. Из 10 пробуренных скважин сухими оказались восемь (в 2008 г. из четырех не было ни одной продуктивной). А общие расходы на зарубежных проектах составили 16 млрд руб. (в 2008 г. — 9 млрд руб.). http://www.vedomosti.ru/newspaper/artic |
| Saturday, October 16th, 2010 | |
| 12:00 am | Сечин: Геологоразведка Газпрома в Венесуэле не дала пока результатов Бурение российской компанией "Газпром" первой поисковой скважины на шельфе Венесуэлы не дало положительных результатов, сказал вице-премьер РФ Игорь Сечин журналистам по итогам российско-венесуэльских переговоров. В то же время он отметил, что Газпром понес значительные затраты на бурение из-за базальтовых плит. На эту работу ушло порядка 300 миллионов долларов. "Было сломано несколько дорогостоящих инструментов и продолжение работы специалистами считалось неперспективным", - отметил вице-премьер. "Бурение второй скважины было бы связано также со значительными дополнительными расходами, и мы договорились с партнерами о возможности замены этого участка на новые блоки", - сказал Сечин. http://nsk.kp.ru/online/news/758763/ Он напомнил о том, что сегодня "Газпром" подписал сервисные контракты с венесуэльской компанией, и добавил, что речь идет о комплексном подходе к развитию газовой сферы Венесуэлы. По словам И.Сечина, "Газпром", возможно, примет участие в создании генеральной схемы развития газовой отрасли Венесуэлы, проработке проектных документов. "У нас очень хорошие перспективы по газу", - заявил И.Сечин "Газпром" в настоящее ведет геологоразведку на двух блоках в Венесуэле - "Урумако-1" и "Урумако-2". В 2009 г было завершено бурение поисковой скважины на блоке "Урумако-1". http://prime-tass.ru/news/0/%7BCEAF |
| Sunday, September 26th, 2010 | |
| 10:33 am | Каспий: текущие новости Практически одновременно две нефтяные компании объявили, что не нашли ожидаемой нефти в Каспийском регионе. «ЛУКОЙЛ Оверсиз Холдинг Лтд.» закрывает Аташский проект, а разведочное бурение на участке «Западный Карсак Max Petroleum Plc.» не показало результатов. Директор казахстанского филиала «ЛУКОЙЛ Оверсиз» Андрей Кириллов пояснил, что «разведочное бурение не принесло ожидаемого результата, несмотря на расчеты, прогнозы и строгое соблюдение буровых стандартов скважины на структурах «Тюб-Караган» и «Аташ» остались «сухими». Тогда как все данные показывали, что нефть там должна быть или была ранее, – говорится в корпоративной газете компании «Нефтяные ведомости». По словам А.Кириллова, сейчас специалисты пытаются понять причину этой аномалии – проводят сезонные фоновые исследования, переобработку данных сейсморазведки и электроразведки. Также он сообщил о том, что проект Аташский в 2011 году будет закрыт. Ранее «ЛУКОЙЛ» намеревался продлить сроки действия контракта на разведку на участке «Аташ», который заканчивается в декабре 2010 года. Информ-агентства в прошлом году сообщали, что «ЛУКОЙЛ» обратился в Минэнерго за пролонгацией права на разведку и разработку участка. При этом отмечалось, что если казахстанские власти подтвердят права «ЛУКОЙЛа» на участок «Аташ», то российская компания вернется к разведке в 2012. На структуре работы ведет ТОО «Компания Аташ», созданная на паритетной основе «КазМунайГазом» и «ЛУКОЙЛ Оверсиз Аташ Б.В.», а в соответствии с заключенными контрактами все расходы в период проведения геологоразведочных работ на «Аташе» и «Тюб-Карагане» несут участники со стороны «ЛУКОЙЛа». За 2009 год расходы по реализации проекта составили $33 млн По проекту «Тюб-Караган» компания решила продолжить работу, и в 2011 году на участке будет пробурена вторая скважина. Отметим, что в 2005 году на месторождении «Тюб-Караган» «ЛУКОЙЛ» уже пробурил сухую скважину, что обошлось ей более чем в $20 млн. Прогнозные геологические ресурсы оценивались в 324 млн тонн нефти. Начальник аналитического управления АО BCC Invest Адиль Табылдиев обращает внимание на то, что точность прогнозов и оценки увеличивается с первого до последнего этапа разведки, однако вероятность ошибок остается большой. «Соответственно, повторное бурение с учетом корректировок на основе полученных данных на перспективных участках оправданно, если вероятность успеха оценивается высоко». В средней части Каспийского моря, где выявлено несколько потенциальных нефтегазоносных структур, в том числе «Тюб-Караган» и «Аташ», на сегодня пока не выявлены доказанные месторождения нефти и газа. «Однако географическая близость таких месторождений, как «Северное Бузачи», «Каламкас» (море), «Каламкас» и «Каражанбас», свидетельствует о высоком потенциале обнаружения нефти и газа в регионе», – считает аналитик. «Геологоразведка всегда сопряжена с риском, но потенциальный результат его оправдывает», – резюмировал он. В разговоре с «Къ» представитель Ассоциации приграничного сотрудничества в РК Марат Шибутов отмечает, что по условиям контракта «ЛУКОЙЛ» должен пробурить всего 4 скважины на участке «Тюб-Караган». Из них 2 на структуре «Тюб-Караган» и 2 на структуре «Тюб-Караган Южный». «В том, что компания продолжает работать, несмотря на предыдущие отрицательные результаты, ничего удивительного нет», – сказал он. При этом М. Шибутов подчеркнул, что вероятность успешного нахождения углеводородов на Каспии 1 шанс из 6, так что разведка – это оправданный риск. В то же время 20 сентября Max Petroleum Plc сообщила о завершении бурения на глубину 1 858 метров разведочной скважины KAW-1 на участке «Западный Карсак» Блока E, которое не показало наличия углеводородов. После этого акции Max Petroleum на LSE показали снижение более чем на 16%. Отметим, что безуспешное бурение KAW-1 следует уже за тремя безрезультатными попытками найти углеводороды на участках «Кызылжар», «Северный Кызылжар 2 Восточный» и «Северный Кызылжар 2 Западный». Разведочная скважина на участке «Боркылдакты» также не обнаружила коммерчески значимых запасов углеводородов. Некоторые эксперты в области полагают, что ресурсы Каспия изначально были сильно переоценены, и компаниям необходимо пересматривать прогнозы. Также эксперты не исключают, что все крупные месторождения на казахстанском секторе Каспийского моря уже открыты. http://www.kursiv.kz/weekly/industr |
| Sunday, September 12th, 2010 | |
| 5:22 am | |
| 3:10 am | Количество буровых установок в мире продолжает расти Количество буровых установок, работающих на нефтегазовых месторождениях по всему миру, продолжает расти и достигло максимума с конца 2008 года. Об этом свидетельствует статистика, опубликованная буровой компанией Baker Hughes, передает Bloomberg. До рекорда предыдущих двух десятилетий (3557 буровых), который был установлен в сентябре 2008 года, осталось ввести в эксплуатацию 430 установок. Всего с августа прошлого года их число выросло на 1022 штуки. Активнее всего нефтегазовое бурение растет в США, там количество буровых в августе по сравнению с началом года увеличилось на 371. Всего в США работает 52% от общемирового количества буровых установок. Существенный рост показал регион Дальнего Востока — были построены 22 буровые (8% общемирового числа). В Канаде, напротив, число работающих установок сократилось с января 2010-го на 72, до 387, при этом в сравнении с августом предыдущего года страна показала самый существенный рост — 117,4%. В отстающих Европа: на ее долю приходятся всего 84 буровые, что на две меньше, чем в начале года, и лишь на 7,7% больше, чем в августе прошлого года. Примечательно, что Россию Baker Hughes не выделяет в отдельный регион.  http://www.rbcdaily.ru/2010/09/10/tek/5 |
| 2:30 am | Газпром и Африка 19.06.2010 "Газпром" рассчитывает получить результаты разведочного бурения в Алжире через полтора месяца, заявил глава компании Gazprom EP International, управляющей международными активами "Газпрома" в области разведки и добычи углеводородов, Борис Иванов. http://www.rian.ru/economy/20100619/248 19.06.2010 Освоение природных ресурсов Африки — один из главных приоритетов внешней стратегии «Газпрома». Об этом на Петербургском экономическом форуме заявил глава компании «Газпром интернешнл» Борис Иванов, передает корреспондент BFM.ru. «У нас большие ожидания от Ливии, где мы ведем три проекта, Алжира — там мы сейчас ведем бурение и будем готовы отчитаться примерно в июле. Западная Африка наш абсолютный приоритет», — сказал Иванов. ( Read more... ) 15.03.2010 Согласно обязательствам по контракту с Алжирским национальным агентством нефти и газа ALNAFT, Группа «Газпром» начала бурение первой поисковой скважины Rhourde Sayah-2 в Африке на периметре лицензионного участка Эль-Ассель в бассейне Беркин ( Read more... ) 28.01.2010 Какие перспективы деятельности "Газпром нефти" в Африке Вы можете отметить? Сегодня ключевым приоритетом "Газпром нефти" в Африке становится Ливия. Так, в первой половине 2010 года "Газпром нефть" станет участником разработки ливийского месторождения Elephant. "Газпром" и итальянская Eni, которой принадлежит Elephant (доля составляет 33% - ред.), сейчас завершают соответствующие переговоры и процедуры. Представлять газовый концерн в проекте будет "Газпром нефть". ( Read more... ) 09.2009 Активность Газпрома в Ливии http://www.oilandgaseurasia.ru/arti 20.01.2009 "Газпром Нидерландс Б.В." и АГНК "Сонатрак" подписали соглашение о передаче прав на разведку и добычу углеводородов на сухопутном участке Эл Ассел, расположенном в геологическом бассейне Беркин в Алжире. Доля "Газпрома" в проекте составит 49%. ( Read more... ) 22.10.2008 По словам начальника департамента внешнеэкономической деятельности «Газпрома» Станислава Цыганкова, концерн не собирается предоставлять итальянской газовой компании что-либо в обмен на долю в «Элефанте». «Мы исходим из того, что ENI уже много чего получила в России», - заявил представитель «Газпрома». ( Read more... ) 31.07.2008 Россия и Ливия могут плодотворно работать в нефтегазовой сфере не только в самой Ливии, но и на территории других стран, объявил на встрече с секретарем Высшего народного комитета Ливии аль-Махмуди премьер Путин. ( Read more... ) 10.07.2008г. В 2004 году Ливия предложила иностранным компаниям для разработки около 140 нефтегазоносных блоков на суше и в Средиземном море. Среди стран, желающих получить дополнительный приток энергоресурсов, была и Украина. Соглашение о разделе продукции (СРП) НАК "Нафтогаз Украины" и National Oil Corporation of Libya было заключено ещё 10 октября 2004 года, однако до сих пор не ратифицировано правительством Ливии. В Минтопэнерго в феврале прошлого года это пояснили тем, что приступить к добыче ливийских углеводородов в 2005 году, как планировалось, "Нафтогазу" не позволила проверка законности заключённых в 2002-2004 году соглашений, инициированная бывшим председателем правления компании Алексеем Ивченко. ( Read more... ) 09.07.2008г. Газпром договорился с Ливией о создании двух совместных предприятий: для реализации проектов в нефтепереработке и для работы в третьих странах. Газовый гигант также озвучил предложение закупать в будущем у Ливии все имеющиеся виды углеводородов. ( Read more... ) 17.04.2008 Первый в истории визит главы российского государства в Ливию закрепил ранее достигнутые договоренности о наращивании экономического сотрудничества двух стран. Россия списала 4,6-миллиардный ливийский долг в обмен на долгосрочные контракты российских компаний – РЖД подписали контракт на строительство 500-километрового участка дороги Сирт—Бенгази общей суммой 2,2 млрд евро, а «Газпром» достиг договоренности с National Oil Corporation (NOС) – ливийской государственной нефтегазовой компанией о создании совместного предприятия. ( Read more... ) 03.04.2008 Генеральный директор Eni Паоло Скарони и глава "Газпрома" Алексей Миллер обсуждали идею приобретения североафриканских активов, сообщил в своем заявлении глава итальянской компании. ( Read more... ) Gazprom EP International B.V. 100% дочерняя компания Группы «Газпром», управляет международными активами ОАО «Газпром» в области разведки и добычи нефти и газа: в Африке (Ливия, Алжир, Нигерия, Намибия) и Латинской Америке (Венесуэла и Боливия). Портфель проектов «Gazprom EP International» состоит из нефтегазовых активов на стадии геологоразведочных работ и добычи, а также проектов по оказанию сервисных услуг для нефтегазовой промышленности. http://ru.wikipedia.org/wiki/Gazprom_EP http://en.wikipedia.org/wiki/Gazprom_EP - - - - - - - - 14.06.10 «Русал», «Норникель», АЛРОСА, Evraz набрали там активов, концессий, лицензий и получили на свою голову межплеменные войны, шантаж властей, диверсии. Как обеспечить защиту наших интересов? СССР обеспечивал их путем экспорта идеологии и поставки вооружений местным «народным демократиям». Сейчас это уже не работает, поэтому позиции России в Африке сильно ослабли. Власти пытаются исправить ситуацию — президент Медведев посетил Анголу, Намибию, Египет и Нигерию. ( Read more... )  http://www.snob.ru/selected/entry/2 |
| Thursday, September 2nd, 2010 | |
| 1:20 pm | Global overview of offshore oil & gas operations for 2005-2009 in the last 10 years, more than half of new global oil and gas reserves were discovered offshore. Deepwater and ultra deepwater discoveries are becoming the dominant source of new reserve additions, accounting for 41% of total new reserves based on a statistical evaluation of discoveries between 2005 and 2009. In this paper, we used the following definitions: shallow water (SW) <= 400 m (1,312 ft), 400 m < deepwater (DW) <= 1,500 m (4,921 ft), and ultra deepwater (UDW) > 1,500 m; all related to bathymetric depth. Although the first offshore well may have occurred as early as the late 1890s, by and large, significant offshore activity was not forthcoming until after World War II. Despite limited technology and infrastructure, the first phase of offshore exploration continued from the 1940s to 1982. The year 1982, was a peak year for new field discoveries. In the 10 years prior to 1982, the number of offshore fields discovered per year more than doubled to 198. The second phase of offshore development may be viewed as the time period from 1983 to 2005. During this time, the number of new fields fluctuated dramatically from a low of 116 new offshore fields in the years 1993 and 1994, to the largest number of offshore fields discovered in the year 1990 (192 discoveries), never reaching the previous high noted in 1982. his span of time is notable for a large increase in inventory of offshore contract area as the number of countries offering acreage spiked from 95 in 1985 to 133 in the year 2005. There was an increase of valid contract area inventory from about 5.5 million sq km (2.1 million sq mi) in 1995 to 9.2 million sq km (3.6 million sq mi) in 2005. In 1985, the number of contracts for offshore acreage was about 2,300. In 2005, at the end of Phase Two, just over 12 years later, the number of contracts exceeded 8,500. Phase Three of offshore development represents an increase in offered acreage mainly due to the increase in new deepwater and ultra deepwater areas. At the start of 2010, valid contracted areas approached nearly 12 million sq km (4.6 million sq mi). In addition, more than 10,300 valid contracts for offshore acreage were in place at the start of 2010. While new deepwater production is masked by the greater volumes of new and ongoing shelf production, the balance is tilting towards the critical point where deepwater and ultra deepwater will dominate. This third phase of offshore exploration was ushered in during 2006, with the Tupi discovery in Brazil, which was a forerunner of a number of significant discoveries dominated by oil and liquids. deepwater (DW) and ultra deepwater (UDW) combined are becoming the predominant source of new oil and gas discoveries. From 2005 through 2009, giant and significant deepwater discoveries of oil and gas (41 Bboe, 2P reserves) were made in Brazil, the US, Angola, Australia, India, Nigeria, Ghana, and Malaysia. In fact, 2009 became a record year for UDW drilling, totaling 150 wells. On average, through 2005 and 2009, the drilled depth offshore increased from 3,100 m to 3,600 m (10,171 ft to 11,811 ft) and the average water depth from 450 m to 600 m (1,476 ft to 1,969 ft).       http://www.offshore-mag.com/index/artic |
| 8:40 am | en.wikipedia.org: Deepwater Horizon, Oil spill Deepwater Horizon http://en.wikipedia.org/wiki/Deepwater_ Deepwater Horizon explosion http://en.wikipedia.org/wiki/Deepwater_ Blowout (well drilling) http://en.wikipedia.org/wiki/Blowout_(w Notable offshore well blowouts http://en.wikipedia.org/wiki/Notable_of Deepwater Horizon oil spill http://en.wikipedia.org/wiki/Deepwater_ Oil spill http://en.wikipedia.org/wiki/Oil_spill Prudhoe Bay oil spill http://en.wikipedia.org/wiki/Prudhoe_Ba |
| Monday, August 30th, 2010 | |
| 10:22 am | Картина последнего дня Deepwater Horizon Изучив внутренние документы BP, стенограммы слушаний комиссии береговой охраны и министерства внутренних дел и опросив десятки свидетелей катастрофы, журналисты The Wall Street Journal составили ужасающую картину последнего дня Deepwater Horizon. В 10.43 20 апреля молодой инженер BP PLC Брайан Морель отправил e-mail из 173 слов своим коллегам, находившимся на плавучей буровой платформе Deepwater Horizon. В электронном письме содержались последние изменения в процедуре главного теста по безопасности, который был запланирован на этот день. Менее чем через 12 часов платформа была охвачена пламенем — таким жарким, что плавилась сталь. Одиннадцать рабочих погибли. Начался крупнейший в истории США разлив нефти в результате аварии на шельфе. Взрыв на Deepwater Horizon — одна из самых тщательно исследованных морских катастроф. Занимавшиеся расследованием конгрессмены и привлеченные эксперты выявили целый ряд решений, в результате которых вероятность аварии повышалась. Но без ответа пока остается главный вопрос: почему персонал не обратил внимания на тревожные сигналы в последние часы перед аварией и не взял ситуацию под контроль, пока еще было время предотвратить взрыв? Многие рабочие платформы до утра 20 апреля не знали об изменениях в процедуре опрессовки скважины (проверка на герметичность), определяющей безопасность дальнейшей работы платформы. Их озадачило, что BP решила перед проведением проверки удалить из скважины необычно большое количество густого бурового раствора (промывочная жидкость). В нефтяной промышленности используются самые передовые технологии. В BP для исследования нефтяных пластов используются одни из самых быстродействующих компьютеров в мире. Подводные роботы работают на скважинах на глубине в несколько миль. Но правда о современной нефтяной промышленности состоит в том, что она часто опирается на мнения и инстинкт людей. Надо слушать скважину, говорят они. 20 апреля небольшая группа мужчин на платформе Deepwater Horizon слушала почти завершенную скважину и не понимала, что она хочет им рассказать.  Ключевые менеджеры на платформе в тот день отсутствовали — поехали за комплектующими. Ветеран BP Рональд Сепульвадо, отвечавший за буровую установку, был на тренинге на берегу, а его телефон был выключен. Два топ-менеджера компании Transocean, которой принадлежала платформа, провели большую часть дня, обсуждая с другими руководителями предстоящее техобслуживание платформы и необходимость поблагодарить персонал Deepwater Horizon за соблюдение техники безопасности. В ответ на просьбу о комментариях к этой истории как BP, так и Transocean заявили, что они действовали осторожно, и попытались свалить ответственность друг на друга. Так, представители BP утверждают, что сотрудники Transocean отвечают за то, чтобы выявлять проблемы на платформе и решать их. А Transocean заявляет, что BP несет ответственность за проведение проверок и интерпретацию их результатов. «Окончательное толкование результатов проверки — сфера ответственности персонала компании-оператора на платформе и на берегу, персонала, обладающего полной информацией о свойствах скважины и пласта», — говорится в заявлении BP. Проблемы с этой скважиной начались задолго до 20 апреля. Не зря Морель, написавший электронное письмо в последнее утро, ранее в разговоре с коллегами по BP называл эту скважину «кошмарной» (в ходе расследования была обнародована электронная переписка). Рабочие теряли в скважине буровой инструмент, им постоянно приходилось бороться с просачиванием взрывоопасного природного газа. Работы шли с отставанием от графика и превышением бюджета. Но в тот день солнце поднялось над спокойным морем и казалось, что этот кошмар скоро закончится. Рабочие завершили бурение скважины за 11 дней до этого и теперь укрепляли ее сталью и цементом. Сделать оставалось немного, и рабочие уже начали беспокоиться по поводу следующего задания, расскажет позже Морель в ходе внутреннего расследования BP после аварии. Но прежде чем персонал Deepwater Horizon мог переключиться на другую работу, оставалось проверить скважину на герметичность, чтобы убедиться, что цемент и сталь вошли в прочный контакт, предотвращая возможность утечки газа. Если проверка проходит успешно, на скважину устанавливаются гигантские цементировочные пробки (размером с футбольное поле), и она временно консервируется — до тех пор пока ВР не будет готова качать из нее нефть и газ. Несмотря на его важность, проведение этого теста и его интерпретацию оставляют на усмотрение персонала платформы. А на разных буровых приняты различные процедуры. Как правило, сначала удаляют буровой раствор примерно на 90 м ниже противовыбросового превентора и замещают его морской водой. Поскольку этот раствор осаждает газ, прежде чем удалять большое его количество, компании обычно проверяют скважину, чтобы убедиться, что она защищена от притока газа. Но инженеры BP в Хьюстоне, в том числе Морель и его коллега Марк Хафле, решили установить цементировочную пробку гораздо глубже обычного и удалить перед проведением теста в 10 раз больше раствора. Это было непривычно, но BP утверждает, что изменила процедуру, чтобы избежать нарушения герметичности. Сепульвадо, находившийся в тот день на берегу с выключенным телефоном, в показаниях под присягой признался, что он никогда не проводил испытаний с удалением такого количества бурового раствора и не слышал ни об одном подобном случае в BP. Компания заявляет, что изменение процедуры было согласовано с регулятором. Действительно, BP обратилась к федеральным регулирующим органам за разрешением на использование более глубокой цементировочной пробки 16 апреля и получила одобрение спустя всего 20 минут. Но персонал платформы узнал об этом только в день испытаний, утром 20 апреля. Когда менеджер дневной смены BP Роберт Калуза сделал сообщение об этом на ежедневной встрече в 11 часов утра в кинозале платформы, запротестовал Джимми Уэйн Харрелл, руководитель команды Transocean, самый опытный из находившихся на платформе работников. Харрелл и Калуза спорили о «негативном тесте», по словам одного свидетеля. «Так оно будет сделано», — сказал Калуза, в соответствии с данными под присягой показаниями одного из свидетелей, и Харрелл «неохотно согласился». Сам он в показаниях под присягой отрицал, что спорил с Калузой. Однако, как рассказывает его адвокат Пэт Фаннинг, Харрелл говорил Калузе, что не хочет удалять так много раствора перед проведением проверки, но был побежден. Связаться с Калузой и получить его комментарии не удалось. Вскоре на платформу сел вертолет, на котором прилетели представители руководства Transocean и BP — менеджеры хотели просто посмотреть платформу. Почти весь остаток рабочего дня Харрелл показывал им платформу. К пяти часам вечера рабочие Transocean уже удалили большую часть бурового раствора и начали опрессовку скважины, в соответствии с хронологией событий, воссозданной ВР. Проверка пошла неудачно. Давление неожиданно выросло, и никто не знал почему. Рабочие, находившиеся в центральной «бурильной хижине» (что-то типа комнаты контроля), никак не могли интерпретировать показания приборов. Тут вошел Харрелл и сопровождаемые им VIP-персоны, но менеджеры быстро ушли, а Харрелл задержался. Он не увидел серьезной проблемы, но приказал одному из рабочих затянуть потуже клапан в верхней части противовыбросового превентора — устройства, которое должно герметизировать устье скважины в случае чрезвычайной ситуации, чтобы помешать буровому раствору, находившемуся выше, стекать вниз. Как тогда показалось, это решило проблему. Харрелл свидетельствовал, что он остался доволен результатами испытаний и вернулся к визитерам. Второй человек в команде после Харрелла — Рэнди Эзелл провел в «бурильной хижине» на несколько минут больше, но вскоре тоже ушел, чтобы сопровождать гостей. Позже он показал совместной комиссии береговой охраны и министерства внутренних дел, что, если бы не гости, он потратил бы больше времени, чтобы разобраться в сложившейся ситуации. С уходом Харрелла споры продолжались. Уайман Уилер, буровой мастер дневной смены, не был убежден, что все в порядке. Уилер руководил буровой бригадой в течение 12 часов каждый день. «Уайман был убежден, что что-то пошло не так», — показывал Кристофер Плезант, другой рабочий Transocean. С Уилером не удалось связаться, чтобы получить его комментарии. Смена Уилера закончилась в шесть часов вечера 20 апреля. На дежурство заступил Джейсон Андерсон, и, по словам Плезанта, у него была своя интерпретация результатов теста. Андерсон пользовался уважением своих коллег, и он уверил их в том, что в показаниях давления нет ничего необычного. Калуза решил проверить, так ли это, обратившись к Дональду Видрину, опытному менеджеру BP, который сменял Калузу в шесть часов вечера. Двое сотрудников BP совещались в течение часа. Видрин засыпал Калузу вопросами и не был удовлетворен ответами. «Я хотел провести еще одну проверку», — сказал он, согласно записям, сделанным в ходе внутреннего расследования, с которыми ознакомилась WSJ. Рабочие провели тест на герметичность снова, но на этот раз результаты были еще более запутанными. Согласно предварительным данным внутреннего расследования ВР, показатели отходившей от скважины маленькой трубки были нормальными, а датчики на главной трубе показывали повышенное давление. Но обе трубы были соединены и должны были показывать одно и то же давление. Было неясно, что происходит в скважине. Наконец около 19.50 Видрин, по словам Плезанта, принял решение: он повернулся к своему коллеге Калузе и сказал ему, что следует позвонить инженерам BP в Хьюстоне и сказать им, что он удовлетворен результатами испытаний. Сам Видрин через своего адвоката отказался от комментариев. Были и другие признаки того, что скважина вышла из-под контроля: согласно показаниям электроники, которые были изучены следователями после взрыва, из скважины стало вытекать больше жидкости, чем было в нее закачано. Но никто из рабочих Transocean, наблюдавших за скважиной, этих знаков не заметил. Около девяти часов вечера визит топ-менеджеров подошел к концу. Некоторые из них подошли к мосту скважины, где им показали тренажер — видеоигру, которая позволяла членам экипажа практиковаться в поддержании Deepwater Horizon в правильном положении в условиях сильной непогоды. Среди подошедших был и недавно назначенный вице-президент BP по буровым операциям в Мексиканском заливе Пэт О'Брайан, получивший степень доктора Университета штата Луизиана за работы по измерению утечек газа в нефтяной скважине. В это время шла утечка газа, а О'Брайан стоял на мосту неподалеку от видеосимулятора. Эзелл, второй по старшинству из сотрудников платформы, лежал в своей кровати и смотрел телевизор, когда зазвонил его телефон — такие показания он давал федеральным следователям в мае. На часах было 21.50. «У нас сложилась серьезная ситуация, — сказал ему Стив Кертис, помощник бурильщика. — Рэнди, нам нужна ваша помощь». Эзелл встал, оделся и потянулся за каской, когда услышал сигнал тревоги. Прежде чем он взял каску, первый из двух мощных взрывов потряс платформу. В следующие несколько минут Андерсон и Кертис погибли, а Уилер был тяжело ранен. Противовыбросовый превентор не сработал. А большинство из тех, кто принимал важные решения 20 апреля, спасали свою жизнь. Калуза отказался давать показания комиссии конгресса США и федеральной следственной комиссии, ссылаясь на свои права согласно пятой поправке к конституции США. С той же ссылкой отказался от дачи показаний федеральной следственной комиссии и Морель. А адвокат Мореля отказался комментировать эту историю. http://www.vedomosti.ru/newspaper/artic |
| Friday, August 27th, 2010 | |
| 8:50 pm | Глубоководное бурение: инфографика, карта GOM   Offshore Rig Search ResultsYour Search Criteria: Region: N. America - US GOM http://www.rigzone.com/data/results.a http://www.rususa.com/forum/message.a |
| Monday, August 23rd, 2010 | |
| 6:22 pm | GOM: Deep-water oil and natural gas production  Charts comparing Gulf of Mexico oil and natural gas production, 1985-2009, deep-water and other. Chicago Tribune 2010 http://dailyme.com/gallery/person/w |
| Thursday, August 19th, 2010 | |
| 10:00 am | Мексиканский залив: глубоководное бурение, таблица и карты Big Oil races to drill deep in the Gulf of Mexico BP dominates this rapidly expanding oil production region.  http://money.cnn.com/news/storysuppleme  http://theharddeal.blogspot.com/201 SEPTEMBER 3, 2009 BP PLC announced a major new oil find in the Gulf of Mexico, the latest in a string of discoveries there that cements the offshore waters of the southern U.S. as one of the oil world's most promising exploration regions. BP said its Tiber prospect, about 200 miles due south of Lake Charles, La., is a "giant." The field is estimated to contain three billion barrels of oil, although only a fraction of that may ever be extracted, spokesman Daren Beaudo said. BP is already the biggest producer in the Gulf, pumping the oil and natural gas equivalent of 400,000 barrels there a day. In 2010, about 14% of crude oil production in the Lower 48 states will come from four deepwater Gulf oil fields, two of which, Atlantis and Thunder Horse, are operated by BP, the U.S. Energy Information Administration said.  http://online.wsj.com/article/NA_WSJ_PU |
| Sunday, August 15th, 2010 | |
| 3:20 pm | Фотоальбомы различных авторов на http://fotki.yandex.ru/ Deepwater Horizon http://fotki.yandex.ru/users/shatka/alb Экологическая катастрофа в Мексиканском заливе http://fotki.yandex.ru/users/shatka/alb Вулаканы исландские http://fotki.yandex.ru/users/shatka/alb Ночная Земля http://fotki.yandex.ru/users/shatka/alb http://www.nightskynation.com/ на месторождениях http://fotki.yandex.ru/users/motorind/a http://fotki.yandex.ru/users/oilzip/alb http://fotki.yandex.ru/users/au-nestero - - - - - - - Техника СССР Автомобилестроение http://fotki.yandex.ru/users/vordri Вооружение http://fotki.yandex.ru/users/vordr Авиастроение http://fotki.yandex.ru/users/vordr |
| 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%D 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/vie 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.ht 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.h 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/203 |
| Monday, July 26th, 2010 | |
| 8:13 am | Нефть в Мексиканском заливе: уроки забытых катастроф Экологической катастрофе в Мексиканском заливе конца не видно. Правда, концерну ВР удалось, наконец, с помощью глубоководных роботов надеть на срез буровой трубы аварийной скважины новый, более плотно прилегающий колпак, который вроде бы позволил остановить истечение нефти в море. Однако полной ясности относительно успеха этой операции, получившей условное обозначение Top Hat 10, пока нет, испытания нового устройства продолжаются, к тому же эксперты американской администрации обнаружили на дне моря в непосредственной близости от аварийной скважины еще несколько мест, где происходит утечка углеводородов. Так или иначе, сегодня совершенно ясно, что специалисты в области нефтедобычи оказались не готовы к авариям такого масштаба. "Во многих комментариях сейчас пишут, что, дескать, нынешняя авария на буровой платформе компании ВР совершенно уникальна и не имеет аналогов, - говорит известный шведский эколог профессор Арне Ернелёв (Arne Jernelöv). - Когда теперь в Мексиканском заливе в толще воды обнаружились нефтяные взвеси, образующие что-то вроде невидимых подводных облаков протяженностью в несколько километров, эксперты заговорили о совершенно новых, никогда ранее не наблюдавшихся формах загрязнения. На самом же деле, все это мы уже проходили 31 год назад. Но вместо того, чтобы извлечь уроки из той истории, мы предали Ixtoc-1 забвению". Ixtoc-1 - так называлась мексиканская разведывательная буровая платформа, на которой в июне 1979 года случилась авария, похожая на ту, что уничтожила в апреле 2010 года британскую платформу Deepwater Horizon. Тогда, так же как и сейчас, дело происходило в Мексиканском заливе, только в южной его части; тогда, так же как и сейчас, нефть неделями беспрепятственно изливалась в море. Для профессора Ернелёва нынешняя ситуация - своего рода дежавю. В 1979 году он возглавлял группу экспертов ООН, изучавшую причины аварии. И теперь он пишет в авторитетном научном журнале Nature, что в период с 1955 года по сегодняшний день произошло уже более 570 аварийных выбросов нефти из шельфовых буровых скважин. Беда в том, что результаты проводимых в таких случаях расследований нефтедобывающие концерны держат под замком. Ученый ссылается на базу данных, собранную крупнейшей в Скандинавии независимой организацией Sintef со штаб-квартирой в Тронхейме: "Sintef - это крупная научно-исследовательская организация в Норвегии. И она располагает самой полной и, судя по всему, самой достоверной базой данных об аварийных выбросах из нефтяных скважин в море. Но доступ к ней имеют лишь заказчики и партнеры по проектам. Сторонним независимым исследователям информация не предоставляется". Неумеренное стремление к секретности поддерживается и тем, что все крупные нефтедобывающие концерны более или менее тесно связаны с правительствами своих стран. Так что хотя технологии добычи и буровое оборудование из года в год становятся все более совершенными, управление рисками практически остается на том же уровне. Это касается и оперативного менеджмента в аварийных ситуациях, и применяемых технологий, - говорит профессор Ернелёв: "Технологии, используемые для того, чтобы заглушить аварийную скважину или хотя бы ограничить истечение нефти, со времен Ixtoc-1 практически не изменились. И тогда, и сейчас предпринимались попытки закупорить скважину, закачивая в нее под давлением цементирующий буровой раствор со стальной дробью. Успеха это не принесло. И тогда, и сейчас на фонтанирующую трубу пытались насадить стальной колпак. Изменилось лишь название головного убора: мексиканцы именовали свой колпак сомбреро, британцы остановили свой выбор на цилиндре". И то, что спутниковая съемка способна дать лишь очень приблизительное представление об том ущербе, который разлив нефти нанес окружающей среде, стало ясно уже в 1979 году, - возмущается шведский эксперт. Понятно, что огромные нефтяные пятна на поверхности моря прекрасно видны из космоса, но ничуть не менее важные процессы, происходящие в толще воды, скрыты от спутниковых камер. Профессор Ернелёв не одинок в своем негодовании. Большей честности и открытости требуют от нефтедобывающих концернов и надзорных инстанций и другие эксперты. Океанограф Эрик Шнайдер (Eric Schneider), сам некогда возглавлявший научно-исследовательский отдел Национального управления по океану и атмосфере США, сегодня обвиняет это ведомство в том, что в случае с нынешней экологической катастрофой в Мексиканском заливе оно неделями водило за нос общественность: "В первые же сутки после аварии эксперты Управления оценили, какое количество нефти изливается в море, и пришли к выводу, что оно составляет от 65 тысяч до 110 тысяч баррелей в сутки. Но журналистам ведомство сообщило цифру во много раз меньшую - 5 тысяч баррелей в сутки. Об истинном положении дел общественность узнала лишь пять недель спустя". Какие же уроки из этих трагедий должны извлечь нефтедобывающие концерны? Во-первых, считает профессор Ернелёв, при отработке шельфовых нефтяных месторождений следует всегда бурить две скважины: чтобы в случае аварии на одной из них можно было тотчас использовать вторую в качестве разгрузочной. А не так, как теперь в Мексиканском заливе: концерн ВР начал бурить вторую скважину лишь после того, как платформа Deepwater Horizon затонула. Второе предложение шведского ученого выглядит, на первый взгляд, неожиданным и даже несколько экзотичным: он считает, что в центре управления каждой буровой платформы должны быть установлены приборы-самописцы, своего рода "черные ящики" наподобие тех, что имеются на борту самолетов. Эти самописцы регистрировали бы параметры производственного процесса и все переговоры сотрудников платформы. Дело в том, что в погоне за успехом и под нажимом высокого начальства буровые инженеры склонны игнорировать такие сигналы тревоги, как, скажем, слишком высокое давление в скважине - а ведь они указывают на возрастание риска аварии. Профессор Ернелёв надеется, что наличие самописцев заставит многих эксплуатационников более ответственно относиться к принятию решений, касающихся безопасности буровых работ. http://www.dw-world.de/dw/article/0,,58 |
| Monday, July 12th, 2010 | |
| 11:40 am | США: Министерство природных ресурсов заявило о намерении повторно запретить глубоководное бурение 09.07.2010 06:37, Вашингтон. Министерство природных ресурсов США заявило о своем намерении повторно запретить глубоководное бурение на нефть, вопреки решению апелляционного суда, передает BBC News. В заявлении ведомства говорится, что опыт компании ВР показал отсутствие у некоторых организаций возможностей прореагировать на утечку нефти из скважин. Глава министерства, указывается в заявлении его представителя Кендры Баркофф, вскоре сообщит о введении нового моратория. Она не уточнила, когда запрет начнет действовать. Ранее сообщалось, что федеральный апелляционный суд США отклонил запрос американского правительства на восстановление моратория на глубоководное бурение. 24 июня администрация президента США Барака Обамы подала апелляцию на вынесенное решение суда об отмене моратория на бурение новых скважин в Мексиканском заливе. Соответствующий документ в окружной апелляционный суд США направили министр внутренних дел Кен Салазар и департамент недавно сформированного министерством Бюро по управлению океанической энергией. Мораторий на глубоководное шельфовое бурение власти США ввели после аварии на нефтяной платформе Deepwater Horizon в Мексиканском заливе. http://www.k2kapital.com/news/28479 В середине июня BP пообещала зарезервировать $20 млрд на случай выплат в связи с ликвидацией последствий аварии в Мексиканском заливе. Компания продаст непрофильные месторождения на $8 млрд, сократит капитальные затраты на $2 млрд и заморозит дивиденды ($7,8 млрд). BP дополнительно планирует продажу активов еще на $5 млрд, написала в пятницу The Times. По сообщению пресс-службы BP, планы остаются прежними — продажа активов на $10 млрд в течение года. Сейчас BP ведет эксклюзивные переговоры с Apache Corp. о продаже активов общей стоимостью $12 млрд, в том числе доли в крупнейшем в Северной Америке нефтяном месторождении — Prudhoe Bay на Аляске, сейчас стороны договариваются о структуре сделки, сообщает The Sunday Times. Представители BP и Apache это не комментируют. BP является оператором и владеет примерно 26% проекта Prudhoe Bay, где в год добывается 20 млн т в нефтяном эквиваленте. Это один из самых ценных добывающих активов BP, но на его судьбу может повлиять негативное отношение к BP в США, говорит аналитик «Тройки диалог» Валерий Нестеров. В 2006 г. на Prudhoe Bay произошел разрыв нефтепровода и утечка более 1000 т нефти, а ВР была оштрафована на $20 млн. На прошлой неделе BP начала поиск инвестора, который поможет ей защититься от попыток поглощения, а ближневосточные инвесторы уже сделали предложение. Вчера The Sunday Times передала, что Белый дом не будет против, если Exxon или, возможно, Chevron попытаются купить BP за $150 млрд. «Exxon на переговорах выразила серьезную заинтересованность. Еще рано говорить о предложении, но к этому все идет», — заявил The Sunday Times высокопоставленный источник в нефтяной отрасли. Сделка позволит создать компанию с капитализацией более $400 млрд. О возможном поглощении BP со стороны Exxon заявил недавно аналитик JPMorgan Фред Лукас. По его мнению, Exxon может себе позволить предложить за BP более чем 50%-ную премию к рынку ($133 млрд за компанию). Активами BP также интересуется горнодобывающий гигант BHP Billiton, заявил Bloomberg аналитик Morgan Stanley Крэйг Кэмпбелл. В среду гендиректор BP Тони Хейворд предложил купить 10% акций компании наследному принцу Абу-Даби Мохаммеду бин Заеду аль-Нахайяну, передавало Dow Jones. Представитель BP подтвердил факт встречи, повторив, что компания не планирует допэмиссию. У нее есть 1,85 млрд казначейских акций, говорится в материалах Комиссии по ценным бумагам США. В пятницу этот пакет стоил $10,2 млрд. Около 90% этих бумаг не используется в программах распределения акций среди работников и может быть продано, пишет FT. На данном этапе поглощение BP маловероятно, считает Нестеров, но если общий ущерб от катастрофы BP достигнет $50-70 млрд, то даже продажа казначейских акций не спасет ее от поглощения. http://www.vedomosti.ru/newspaper/artic |
