[Most Recent Entries] [Calendar View] [Friends]
Below are the 20 most recent journal entries recorded in
iv_g's LiveJournal:
| Monday, December 13th, 2010 | |
| 2:33 pm | Нефть и газ Турции Oil Production in Turkey  Distribution of Oil and Gas Fields in Turkey in Terms of Companies  Distribution of Seismic Lines and Oil Wells in Turkey   Brief History of Oil Exploration in Turkey 1887: The oil charter of Iskenderun and around was granted to the Grand Vizier Kamil Pasha following a decree, which was later transferred to Ahmet Necati Bey. 1890: Gas signs were encountered in the first drilling in Çengen, İskenderun. 1898: An oil well of 108 m deep was drilled in Gaziköy with the help of workers from Romania, yet oil was not found. In the same period, several wells were drilled in Şarköy and Mürefte by the Ottoman Bank and French companies and oil was found in 82 m deep in Şarköy well and 74 m deep in Mürefte well, which had no economic value. 1899: European Petroleum Company sent a geologist from London to make analyses and oil was found in a well drilled in Hora Dere following the analyses. At first 2 tons of oil was drilled per day, and a total of 47 tons of production was made until the end of 1901. Yet efficiency decreased following 2 years of production and the well was left. 1914: European Petroleum Company was given the permission to explore and produce oil in and around Mosul yet operations could not be started due to the First World War. In the same year, Standart Oil performed geological etude in Mürefte – Hoşköy. 1926: The right to explore and operate all mines of oil and oil compounds within the boundaries of the Republic of Turkey was granted to the Government in accordance with the Petroleum Law accepted on 24th March 1926 No. 792. ( Read more... ) |
| Tuesday, December 7th, 2010 | |
| 5:10 pm | США, Иллинойс, нефть  http://nsioil.com/oil-in-illinois/  http://nsioil.com/oil-in-illinois/w |
| Thursday, November 4th, 2010 | |
| 12:33 pm | Сахалинская область. Геология, полезные ископаемые, нефтегазоносность     ( 1366×1575 ) http://www.vsegei.ru/ru/info/gisatlas/d Геологичеcкая карта  ( 1348×1473 )  Гравиметрическая карта  ( 2097×1544 ) Карта аномального магнитного поля  ( 2097×1544 ) Карта изученности геолого-съемочными работами масштаба 1:1 000 000 Карта изученности геолого-съемочными работами масштаба 1:200 000 первого издания Карта изученности геолого-съемочными работами масштаба 1:200 000 второго издания Карта изученности геолого-съемочными работами масштаба 1:50 000 ( Read more... ) Гравиметрическая изученность   ( полноразмерные ) http://www.vsegei.ru/ru/info/gisatlas/d Карта геофизической изученности. Аэро- и гидромагнитными съемками  ( 1443×1627 ) Карта полезных ископаемых Сахалинской области  ( 600×1200 ) http://sknc.narod.ru/files/rgmap/map3.h Карта полезных ископаемых. Углеводороды  ( 1934×1561 ) Карта распределенного и нераспределенного фонда недр. Углеводороды  ( 2176×1568 )  Карта районирования нефтегазоносности и перспектив нефтегазоносности  ( 2097×1581 ) Карта полезных ископаемых. Твердые горючие ископаемые  ( 2222×1548 ) Карта районирования угленосности  ( 2222×1548 ) Карта полезных ископаемых. Металлические ископаемые  ( 2222×1548 ) Карта минерагенических зон  ( 2260×1514 ) Карта металлогенического потенциала и прогнозных ресурсов (Pз)  ( 1384×1565 ) http://www.vsegei.ru/ru/info/gisatlas/d |
| Tuesday, October 5th, 2010 | |
| 11:20 am | Британская компания Melrose Resources в октябре начнет добычу газа из двух месторождений в Болгарии Британская компания Melrose Resources в октябре начнет добычу газа из двух месторождений в Болгарии - стране, которая до этого практически полностью зависела от импорта газа из России, пишет польская Gazeta Wyborcza. Из месторождений Калиакра и Каварна на Черном море, Болгарий будет покупать ежегодно 0,4 млрд куб метров газа. В августе Melrose Resources открыла третье месторождение Галата, что, по мнению властей Болгарии (вместе с первыми двумя), позволит покрыть 15%-20% потребностей страны в газе. За газ из собственных месторождений Болгария будет платить на 30%- 60% меньше, чем за газ, покупаемый у "Газпрома", заявил ранее министр экономики и энергетики Трайчо Трайков. Однако Болгария продолжает поиски иных источников сырья. С прошлого года София ведет переговоры на предмет покупки азербайджанского газа. Предполагается, что газ будет поставляться по Черному морю на кораблях в сжиженном виде. Это будет одним из главных вопросов в ходе переговоров с премьером Грузии Никой Гилаури, который в понедельник, 4 октября с официальным визитом прибудет в Болгарию. Газета напоминает, что София могла бы присоединиться к планам консорциума AGRI (Грузия, Азербайджан, Румыния, Венгрия), который планирует транспортировать азербайджанский газ в Европу, а также является участником проекта NABUCCO. Gazeta Wyborcza считает, что все эти события указывают на то, что Газпром теряет монополию в Болгарии. http://www.oilru.com/news/204367/ August 17, 2010 ( Read more... )  The group said it is continuing the development of the recent Kavarna and Kaliakra discoveries in the Bulgarian waters of the western Black Sea and expects production to follow in October. http://www.novinite.com/view_news.php?i Карта побережья http://img-fotki.yandex.ru/get/4509/inv September 30, 2010 Edinburgh- based oil and gas explorer Melrose Resources has landed a seven-year concession contract to extract natural gas from the Kaliakra field in Bulgaria, the government announced. The new field spreads over 19 sq km and the company is required to extract 255 million m3 of gas between 2011 and 2015. Revenues over the seven-year period are expected to exceed USD 73 M. The Kavarna deposit is located in the Black Sea shelf near the town of Kavarna, and has an area of 4.36 square km. It is estimated to have about 773 million cubic meters of gas, and its extraction can start in 3-4 months. The new deposit is located close to the Galata platform and the adjacent gas processing facilities in the region of Varna built by Melrose Resources. The Kavarna deposit itself is not big but together with two other deposits nearby – Kaliakra and Kavarna East – it has a total of 3 billion cubic meters of natural gas. In 2001, a Melrose subsidiary signed a 25-year concession agreement with Bulgaria to extract gas from a deposit in the Galata field. http://www.novinite.com/view_news.php?i Также см. http://www.novinite.com/search_news.p http://www.novinite.com/search_news.p http://www.novinite.com/search_news.p http://www.novinite.com/search_news.p Melrose Resources http://www.melroseresources.com/ Annual Report 2009 http://online.hemscottir.com/ir/mrs/ar_ - - - - - - - - Болгария Добыча газа, м3  http://www.statinfo.biz/HTML/M254F10104 Запасы нефти, тонн  http://www.statinfo.biz/HTML/M254F5476A |
| Monday, September 27th, 2010 | |
| 10:23 am | Petrobras: fact sheet 2009 Petrobras’ performance indicators include (2008 data): daily average oil and gas production of 2.4 million barrels; 16 refineries; 142,300,000 km² of exploratory area, with more than 13,000 producing wells; 112 production platforms; its own tanker fleet of 54 vessels; 46 terminals; 5,998 service stations (35% of the Brazilian distribution market); and 17 natural gas-fired thermoelectric plants with a generation capacity of 5,443 MW. Proved reserves: 15 billion of oil equivalent (SPE methodology). The main feature of the past few years has been the discovery of the largest offshore domestic oil province in the pre-salt layer. This discovery potentially ranks Brazil among the countries with the largest oil and gas reserves in the world. The first delimited area, Tupi, has recoverable volumes estimated between 5 and 8 billion barrels of light oil and natural gas. In August 2008, Petrobras announced the estimated recoverable volume in the area denominated as Iara as 3 to 4 billion barrels of oil and natural gas. These areas are located 230 km off the coast of Rio de Janeiro, in pre-salt structures in the Santos Basin at 2,230 meters from the water line and at a depth of upwards of 5,600 meters of rock and salt. The company has had a 100% success rate in all the wells drilled in the pre-salt area.  In 2008, Petrobras reported net operating revenues of US$ 118.3 billion, 35% more than a year earlier.  Oil and LNG production averaged 1,966 thousand barrels/day in 2008, while natural gas production was 420 thousand barrel equivalent per day, totaling a production of 2,400 thousand boe/d of oil and gas. Oil product output in Brazil in 2008 was 2,223 thousand barrels/day, 3% higher than 2007, while the company’s sales volume was up 4% compared to a year earlier. Petrobras maintains its goal of increasing reserves at a faster rate than production and to reach a minimum 100% Reserve Replacement Index (RRI). In 2008, the RRI was 109%. As a result, the Reserve/Production (R/P) ratio was 18.2 years according to the SPE criterion.  With approximately US$ 2.6 billion in investments overseas in 2008. The company has operations in four continents and in upwards of 27 countries. The Business Plan provides for investments of US$ 174.4 billion. Of this total, US$ 158.2 billion are being allocated to projects in Brazil and a further US$ 16.2 billion to activities overseas with a focus on Latin America, United States and West Africa. The company’s investments focus on the domestic and foreign E&P segment, which will receive US$ 104.6 billion, 59% of the total approved for the period. Of this amount, approximately US$ 28 billion is being allocated to the development of the pre-salt layer, production which is expected to reach an average of 219 thousand bpd in 2013. The new Plan incorporates this new frontier, establishing more aggressive production growth targets than the preceding plan. Oil and natural gas is to reach 3,655 thousand boed in 2013, 3,314 mil boed representing domestic output.  Fact Sheet Тупи-Йара (BM-S-11) — гигантское нефтегазовое месторождение в Бразилии. Расположено в Атлантическом океане 330 км юго-востоку от г. Сан-Паулу. Тупи открыта в октябре 2006 году с разведочной скважиной 1-RJS-652. Йара открыта в сентябре 2008 году с разведочной скважиной 1-BRSA-618-RJS. Тупи относится бассейну Сантоса. Нефтеносность связана с отложениям каменноугольного возраста. Глубина моря на блоке 2,1 км. Залежи на глубине 5,1-5,3. Тупи состоит из 2 частей на севере Йара и на юге сам Тупи. Начальные запасы нефти блока BM-S-11 2,1 млрд. тонн, из них Тупи - 1,4, а Йара - 0,7. Плотность нефти 0,876-0,887 г/куб.см. Она содержит маловязкую среднюю нефть со значительным количеством парафина; растворённый газ содержит до 18% СО2. Оператором месторождение является бразильская нефтяная компания Petrobras - 65%, а BG Group - 25%, Petrogal - 10%. http://ru.wikipedia.org/wiki/Тупи_(нефт |
| Thursday, September 23rd, 2010 | |
| 10:33 am | Лено-Тунгусская нефтегазоносная провинция расположена в зап. части Якутской ACCP, в сев. и центр. p-нах Красноярского края, в зап. и сев. p-нах Иркутской обл. Пл. 2,8 млн. км2. Включает Северо-Тунгусскую, Анабарскую, Южно- Тунгусскую, Катангскую, Непско-Ботуобинскую, Западно-Вилюйскую, Северо-Алданскую, Ангаро-Ленскую, Присаяно-Енисейскую и Байкитскую нефтегазоносные области. Слабо изучена. Наиболее значит. выявленные м-ния: Среднеботуобинское, Верхневилючанское. Даниловское, Верхнечонское, Марковское, Ярактинское газоконденсатные и нефтегазоконденсатные. Планомерные поиски нефти и газа начались в 1948. Первое нефтегазовое м-ние (Марковское) открыто в 1962. K 1982 открыто 16 м-ний (карта).  Географически провинция занимает часть Среднесибирского плоскогорья. Осн. терр. провинции расположена в зоне тайги и значительно заболочена. Пути сообщения на Ю. провинции - жел. дороги (участки Канск - Иркутск и Тайшет-Усть-Кут) и реки; на C. провинции - реки. Магистральные автомоб. дороги отсутствуют. Грузоперевозки осуществляются по зимникам и воздушным транспортом. Тектонически провинция занимает большую часть Сибирской платформы (без Алданского щита и Вилюйской синеклизы). Фундамент платформы добайкальский, гетерогенный. Платформенный чехол представлен 4 крупными комплексами терригенных, карбонатных и карбонатно-галогенных отложений: рифейским, венд-нижнепалеозойским, верхнепалеозойско- триасовым и мезозойско-кайнозойским. B сев.-зап. p-нах провинции широко развиты интрузии траппов. Мощность чехла в наиболее прогнутых участках достигает 9 км. B осадочном чехле установлен ряд крупных антеклиз (Непско-Ботуобинская и др.), синеклиз (Тунгусская и др.), сводов (Непский, Сурингдаконский и др.), впадин. Нефтегазоносны рифейские, вендские и кембрийские отложения. Продуктивные горизонты выявлены на глубинах 1,5-3,5 км. Залежи пластовые сводовые и пластовые литологически ограниченные. Рабочие дебиты скважин средние. Нефть лёгкая, сернистая, малопарафинистая. Свободные газы метановые, обычно жирные, c низким содержанием азота и углекислого газа. http://dic.academic.ru/dic.nsf/enc_geol |
| Sunday, September 19th, 2010 | |
| 7:00 pm | Куба: Зарубежнефть 16 July 2010 Russian state oil company Zarubezhneft plans to drill a shelf near Cuba in 2011. Zarubezhneft and the Cuban national oil company, Cubapetroleo, signed four contracts in November 2009 to conduct geologic explorations and hydrocarbon production. The contracts were the first long-term contracts between Russia and Cuba in the last 20 years. http://en.rian.ru/business/20100714/159 the Russians are not in deep waters, in fact, they are in two blocks of shallow waters as seen in the map  http://cubapolidata.com/category/oil/oi |
| 3:02 pm | Сирия: нефть и газ Сирия http://www.eia.doe.gov/cabs/Syria/Backg http://tonto.eia.doe.gov/country/countr Quick Facts  http://www.eia.doe.gov/emeu/cabs/Sy В 1955—1956 заключены соглашения с английской «Ирак петролеум компани» и американской «Трансара-биен пайплайн компани» об отчислении в пользу Сирии 50% прибылей, получаемых компаниями за транспортировку нефти по нефтепроводам, проходящим через территорию Сирии http://bse.sci-lib.com/article102589.ht Syria has produced heavy-grade oil from fields located in the northeast since the late 1960s. In the early 1980s, light-grade, low-sulphur oil was discovered near Dayr az Zawr in eastern Syria. This discovery relieved Syria of the need to import light oil to mix with domestic heavy crude in refineries. http://en.wikipedia.org/wiki/Economy_of  http://www.atenergy.com/me/SyriaAP.htm В конце 1964 года правительство Сирии издало декрет, в соответствии с которым все нефтяные и минеральные ресурсы страны объявлены собственностью государства. Передача концессий на их разработку иностранным компаниям была запрещена. Начиная с 1974 года, Сирия привлекла иностранные компании к участию в добыче нефти. С этой целью ряд районов страны был объявлен открытым для проведения разведки, бурения скважин и добычи нефти. К концу 80-х годов в Сирии было открыто свыше 50 нефтяных месторождений. К середине 80-х годов основная часть перспективных нефтеносных районов Сирии оказалась в распоряжении американских компаний “Пектен” и “Маратон” http://www.bestreferat.ru/referat-1 Syrian Petroleum Company In the period of 1923 – 1950: Iraq petroleum company and then Syria oil company have been acquired a Concession for oil exploration, where /11/ wells were drilled with out petroleum discoveries . In the period of 1951 – 1956: /6/ wells were drilled and petroleum was discovered in Karachouk field for the first time . In 1956 Concordia Company had signed an exploration contract and drilled /12/ wells where oil accumulations were discovered in Souedieh field . In 1957 the Syrian Government had concluded a technical and economical cooperation contract with the soviet union In 1958 General Corporate For Oil Affairs was established and entrusted to supervise the oil industry in Cooperation with the Soviet side,where during this period a geological map for Syria was made . The SPC was established in 1974 and was entrusted to execute oil and gas exploration and production operations in all parts of Syria . In the period of 1961 – 1975: the SPC had executed drilling of / 485 / wild cat and exploratory wells and put a number of structures into Production . A contract had signed with Rom petroleum company to explore oil.This company had withdrawn after drilling 7 wells . In the period of 1975 – 1985 : a group of Contracting companies for oil exploration were entered and executed geological and geophysical works over almost the whole acreage of Syria . During this period 270 exploration wells were drilled . The SPC had recorded several discoveries , while the contracting companies didn’t achieve any discoveries . In the period of 1986 – 1995 : this period had been characterized by increasing the exploratory activity whether by the SPC or by the contracting companies where exploration contracts had signed with /12/ foreign companies ( shell , Elf – Total , Marathon and Tulo Companies ) were achieved significant discoveries of oil and gas in different parts of Syria . The SPChad discovered /15/ oil and gas fields In the period of 1995 – 2006 : A new group of Contracting companies for oil exploration had entered and signed 13 contracts with the Syrian Petroleum Company which they are 11 companies . http://www.spc-sy.com/en/main/index.p Syria (1980-2009) (peak production year 1996)  http://www.crudeoilpeak.com/?page_id=15 Основные полезные ископаемые - нефть, добываемая главным образом в Кара Шуке (Kaрашук) на крайнем северо-востоке страны; природный газ в основном из района «Аль Джазира»; фосфаты, известняк и соль. Через Сирию проходят нефтепроводы из Ирака и Иордании; имеется трубопровод протянувшийся от Кара Шука до средиземноморского побережья. С 1974 года нефть остаётся для Сирии главенствующим источником дохода, составив на конец 20-ого века приблизительно 65 % от всего её объёма экспорта. Добыча нефти в 2001 году составляла 522,700 баррелей в день при разведанных запасах нефти в 2.4 миллиардов баррелей на январь 2002 года и разведанных запасах природного газа в 240.7 миллиардов кубометров. http://www.rusarabbc.org/rusarab/de В середине 1990-х годов в стране ежедневно добывалось ок. 66,5–80 тыс. т жидкого топлива. В 1997 добыча нефти составила 30 млн. т. Крупнейшие месторождения расположены на крайнем северо-востоке (в Карачуке, Сувайдии, Румайлане и окрестностях Дейр-эз-Зора). На северо-востоке и востоке в долине Евфрата эксплуатация залежей началась в конце 1960-х годов, а в районе Дейр-эз-Зора, где добывают особо высококачественную легкую нефть, – в 1980–1990-е годы. Ведется также добыча природного газа, в том числе сопутствующего нефтяным месторождениям (в 1997 добыто 5 млрд. куб. м). Крупнейшие нефтеперерабатывающие комплексы построены в Баниясе и Хомсе. http://www.easttime.ru/countries/to 4/5/2010 Syria's Ministry of Petroleum and Mineral Resources today invited international oil companies to bid for exploration and production rights to eight blocks. The Ministry said that it is offering production sharing contracts for Blocks III, IV, V, VII, XII, XIV, XVI, and XVIII, in the eastern and northern parts of the country. It said that qualifying documents should be submitted by 1 June and bids no later than 15 September.  In addition to the eight blocks on offer, the Ministry has extended its earlier deadline for bids to develop seven separate oil areas believed to be heavy oil fields to 20 June. These are also to be under production sharing agreements and are divided into two groups, both in Raqqa Province: Group 1 includes West Tureb, Halima, and Dohal, while Group 2 consists of Jaadeen, Tal Asfar, Zenati, and al-Haloul. Syria is in an all-out effort to drive up its oil production, which has decreased from 590,000 b/d four years ago to about 380,000 b/d today. Its natural gas production is approximately 882.9 million cf/d. http://www.oilandgasinternational.com/d Нефть и капитал, 2007, №4 Запасы нефти Сирии, по разным оценкам, составляют от 315 млн до 342 млн тонн. При этом, по мнению экспертов, основные открытия в стране уже сделаны. На востоке и северо-востоке находятся разведанные в 60-70-е годы XX века месторождения тяжелой (24°API) нефти (крупнейшие из них — Karachuk и Suwaydiyah), на которых после национализации 1968 года работает госкомпания Syrian Petroleum Company (SPC). Кроме того, SPC разрабатывает здесь целый ряд открытых уже ею месторождений. Сырье с северо-востока поставляется по нефтепроводу мощностью около 15 млн твг на НПЗ в городе Хомс и экспортный терминал Тартус.  В провинции Deir ez-Zour (центральная и юго-восточная часть страны) находится второй центр сирийской нефтедобычи. Здесь в 80-е годы прошлого века консорциум иностранных компаний, возглавляемый «дочкой» Shell — компанией Pecten, открыл месторождение al-Thayyem, содержащее легкую (36°API) нефть. Для совместного управления концессией на al-Thayyem в 1985 году SPC и участники консорциума создали СП al-Furat Petroleum Company (AFPC). На сегодняшний день, после неоднократной смены состава акционеров, участниками AFPC выступают SPC (50%), Shell (31,25%) и консорциум китайской CNPC и индийской ONGC (18,75%). Помимо al-Thayyem, AFPC разрабатывает в этой провинции еще 36 месторождений. Все месторождения AFPC объединены в три проекта — Appendix IV, Al Sham, Deir ez-Zour: по каждому SPC подписала с иностранными партнерами контракт о разделе продукции. В каждом проекте лидирует Shell, доля которой превышает 60%. Промыслы AFPC подсоединены к идущему с территории Ирака транзитному нефтепроводу Киркук–Банияс, по которому нефть поставляется в порты Тартус и Латакия и на НПЗ в Баниясе. По данным министра нефти и минеральных ресурсов Сирии Суфиана Аллава (Sufian Allaw), в 2006 году в стране было добыто около 20 млн тонн нефти: на 3 млн тонн меньше, чем годом ранее (см. график). При этом по данным разных (часто противоречивых) источников, на долю AFPC приходится от 1/2 до 2/3 от общего объема производства. За последние 10 лет уровень добычи нефти в Сирии с пикового показателя в 30 млн твг, достигнутого в 1996 году, сократился на треть. Причиной этого стало истощение абсолютного большинства месторождений, сокращение добычи на которых началось еще в 90-х годах. На данном этапе Сирия является нетто-экспортером нефти, однако одновременно страна импортирует нефть. В Сирию ввозится в основном легкая нефть; ее смешивают с местными тяжелыми сортами, и только такая смесь перерабатывается на НПЗ, которые изначально были ориентированы на иракское сырье. В настоящее время нефтепровод Киркук-Банияс не работает как транзитный: в 2003 году его перекрыли американцы. По прогнозам МВФ, если падение добычи нефти в Сирии не будет остановлено, а объем потребления нефтепродуктов будет продолжать расти, то уже к 2010 году страна из нетто-экспортера станет нетто-импортером «черного золота». Дабы избежать этого, руководство страны, с одной стороны, активизирует работу по привлечению инвесторов к разведке новых запасов, а с другой — стало больше внимания уделять интенсификации добычи и расширению применения природного газа. Отметим при этом, что приток инвестиций в страну органичен санкциями США, которые считают, что Сирия поддерживает международный терроризм. Этим, в частности, объясняется отсутствие в стране крупнейших американских компаний, которые на заре развития сирийской нефтедобычи проявляли к ней значительный интерес. В 2001 году в Сирии открылась серия раундов международного тендера на право проведения исследовательских работ на нефть и газ на условиях СРП. За прошедшее время в стране состоялось как минимум 5 (по другим данным — 6) раундов, в ходе которых хозяев обрели более 20 лицензионных участков. В середине марта Сирия выставила новые участки на очередной раунд, который, в случае, если все они будут распределены, окажется, скорее всего, последним из «сухопутных». Дамаск предлагает 7 лотов, и все они расположены в приграничных районах: 3 — с Иорданией, 2 — с Ираком, и 2 — с Турцией. Также в нынешнем году планируется предложить инвесторам оффшорные блоки сирийского шельфа Средиземного моря. В ходе прошлых раундов лицензии в Сирии получили компании со всего мира: в настоящее время, по информации Суфиана Аллава, разведку и добычу нефти здесь ведут 13 иностранных структур. Две российские компании — «Татнефть» и «СоюзНефтеГаз» — также получили возможность развивать на территории Сирии добычные проекты: каждая из них выиграла по одной лицензии. СРП по выигранным лицензиям российские компании подписали в 2005 году — как раз после того, как президент Сирии Башар Асад посетил Москву и Россия согласилась списать значительную часть сирийского долга. ( Read more... ) http://forum.inosmi.ru/showthread.p  The United States and Early Oil Interests in the Middle East http://www.clas.ufl.edu/users/mjacobs/U The Red Line Agreement http://www.mtholyoke.edu/acad/intrel/Pe The map Oil and Gas Industry of Syria  http://www.neftekarta.ru/en_main/nefteg - - - - - - - - - - - - - - Сирия, новости, зарубежные нефтяные компании Dayr az Zawr http://www.globalsecurity.org/milit Gulfsands Petroleum Plc Block 26  http://www.gulfsands.com/s/Syria.as Gulfsands gets go-ahead to develop Syria's Yousefieh Field http://www.oilandgasinternational.com/d Khurbet East-14 delineation well taps oil & flows to surface http://www.oilandgasinternational.com/d MENA Hydrocarbons farms into Kulczyk Oil Ventures Block 9 in Syria  http://www.energy-pedia.com/article.asp Thermal heavy-oil recovery projects succeed in Egypt, Syria http://www.ogj.com/index/article-displa Offshore Syria http://www.cggveritas.com/default.a |
| Thursday, September 2nd, 2010 | |
| 10:40 am | Кения, обзор страны Дата независимости 12 декабря 1963 (от Великобритании) Территория 582 650 км² Население, оценка (2007) - 36 913 721 чел. http://ru.wikipedia.org/wiki/Кения Kenya Energy Profile http://tonto.eia.doe.gov/country/countr Kenya http://mines.acp.int/html/KE_geog_en.ht http://spilpunt.blogspot.com/2007/04/ke Kenya Satellite Image http://geology.com/world/kenya-satellit  http://geo.web.ru/druza/L-Kenya_0.h  http://www.hoeckmann.de/karten/afrika/k http://www.blissites.com/kenya/site Геологическая карта  ( 3000×3251 ) http://eusoils.jrc.ec.europa.eu/esdb_ar  ( 1152×1209 + легенда ) http://mines.acp.int/html/KE_gisements_   ( полноразмерные ) I've attached maps from the National Oil Company of Kenya - NOCK. http://www.nockenya.co.ke/index.asp http://expandpro.blogspot.com/2007/10/k Upstream Activities Kenya Exploration History http://www.nockenya.co.ke/content.asp?t  http://www.nockenya.co.ke/content.asp?t The Basins  ( 2400×2880 ) http://www.nockenya.co.ke/content.asp?t Deep Wells Drilled in Kenya http://www.nockenya.co.ke/content.asp?t Existing Geophysical Data http://www.nockenya.co.ke/content.asp?t   ( полноразмерные )  http://www.vanoil.ca/s/Kenya.asp?Report  http://www.lionenergycorp.com/kenya.htm Project Overview Kenya http://www.africawestminerals.com/s/ken Kenyan Soils http://www.infonet-biovision.org/defaul Geology of East Africa http://www.borntraeger-cramer.de/public Kenya in geology.gsapubs.org http://geology.gsapubs.org/search?fullt GROUND TRUTH EVENTS FROM REGIONAL SEISMIC NETWORKS IN NORTHEASTERN AFRICA http://www2.ds.psu.edu/AcademicAffa |
| Thursday, August 26th, 2010 | |
| 5:30 pm | |
| Wednesday, August 25th, 2010 | |
| 6:02 pm | Египет: нефть и газ Date of Oil Discovery: 1907 Date of Oil Production: 1914 http://www.oapecorg.org/en/aboutus/memb Обзор http://www.eia.doe.gov/cabs/Egypt/Backg http://www.egyptoil-gas.com/ Карта концессий http://www.egyptoil-gas.com/concession_ BP Statistical Review of World Energy 2010  ( Read more... )  http://countryproductionprofiles.blogsp  http://www.pico-petroleum.com/PIPStruct Oil and Gas in Egypt - Overview http://www.mbendi.com/indy/oilg/af/eg/p http://www.africanoiljournal.com/eg http://www.suco-eg.com/ Shell Egypt N.V. http://202.244.105.132/English/Data/Afr BP, RWE Dea move on Egypt plans http://www.oilonline.com/News/NewsArtic  http://www.vegasoil.com/en/main.php http://www.apachecorp.com/Operations/Eg http://www.offshoreenergytoday.com/aust |
| Friday, August 20th, 2010 | |
| 5:05 pm | Амазония  http://www.fao.org/docrep/004/y1997e/y1 Также http://www.amazonwatch.org/ http://pt.mongabay.com/news/2008/0314-0 http://news.mongabay.com/2007/0604-neps http://understory.ran.org/tag/amazo Колумбия  Бразилия  Эквадор  Перу  Боливия  ( полнорамерные ) http://westernamazon.org/maps.html Oil block maps were derived from online data available at Colombia's Agencia Nacional de Hidrocarburos http://www.anh.gov.co/ Ecuador's Ministerio de Minas y Petróleos http://www.minasypetroleos.gov.ec/ Peru's Perupetro http://www.perupetro.com.pe/ Ministerio de Energía y Minas http://www.minem.gob.pe/hidrocarburos/i Bolivia's Ministerio de Hidrocarburos y Energía http://www.hidrocarburos.gov.bo/ Brazil's Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis. http://www.anp.gov.br/ Также http://www.dailykos.com/story/2008/8/1 BP Statistical Review of World Energy 2010  |
| Wednesday, August 18th, 2010 | |
| 6:47 pm | |
| Monday, June 7th, 2010 | |
| 2:20 pm | |
| Tuesday, June 1st, 2010 | |
| 10:45 am | 2007 г.: Через 5 лет «Иркутская нефтяная компания» планирует добывать 1,3 млн тонн нефти в год Нефть и Капитал №4. 2007 г. Через 5 лет «Иркутская нефтяная компания» планирует добывать 1,3 млн тонн нефти в год Полномасштабную разработку крупнейших месторождений Восточной Сибири — Ванкорского, Талаканского и Верхнечонского — планируется начать осенью 2008 года, к моменту запуска первой очереди ВСТО. Между тем промышленная добыча нефти идет в Иркутской области уже третий год: «Иркутская нефтяная компания» (ИНК) добывает на Ярактинском, Марковском и Даниловском месторождениях более 160 тыс. твг нефти и газового конденсата. Доставка сырья с промыслов ИНК на дальневосточные НПЗ сегодня имеет сложную логистику: разборный полевой нефтепровод, автоцистерны, наливная эстакада в Усть-Куте, железная дорога. Измененный маршрут ВСТО пройдет недалеко от месторождений компании, что позволит ей кратно увеличить добычу. На пике — к 2012 году — компания планирует сдавать в ВСТО не менее 1,3 млн твг. И это только с действующих месторождений, без учета ресурсов перспективных участков, на которых ИНК ведет поисково-разведочные работы. Искать нефть на севере Иркутской области начали в 50-х годах XX века: геологи связывали перспективность этого района с наличием огромного поднятия — Непского свода. Результаты проведенной здесь в 1952 году «Востсибнефтегазгеологией» детальной структурной съемки были подтверждены поисковым бурением только через 10 лет. В 1960 году вблизи деревни Верхнемарково Усть-Кутского района началось строительство первой поисковой скважины, а в 1962 году с глубины 2165 м ударил фонтан нефти с дебитом 1000 тонн/сутки. Однако запасы Марковского месторождения — кстати, первого в Восточно-Сибирской нефтегазоносной провинции — были невелики, а соседние скважины не оправдали ожидания. Только одна скважина, заложенная примерно в 100 км к северу от Марково, вскрыла продуктивный горизонт, и в конце 1970 года дала промышленный фонтан нефти с дебитом более 100 м3/сутки. Разведка открытого ею Ярактинского месторождения — до 1978 года было пробурено около 40 поисковых и разведочных скважин — показала, что залежь имеет большую площадь и сложную конфигурацию. К этому времени поисковые буровые работы охватили весь север Иркутской области, где были открыты Аянское, Дулисьминское, Даниловское и Верхнечонское месторождения, а также выявлен ряд перспективных нефтегазоносных площадей. Из топливного тупика В начале 90-х годов опытно-промышленную эксплуатацию Марковского и Ярактинского нефтегазоконденсатных месторождений вела компания «Венд», образованная после распада объединения «Востсибнефтегазгеология». В 1996-97 годах на базе «Венда» при участии администрации Усть-Кутского района было создано новое нефтедобывающее предприятие ОАО «УстьКутНефтегаз», получившее лицензии на Ярактинское и Марковское месторождения. Одновременно в Катангском районе было зарегистрировано ООО «НК «Данилово», к которому перешла лицензия на Даниловское месторождение. Условием выдачи лицензий было обязательство компаний поставлять добытую нефть по льготным ценам для котельных поселков соседних районов. Однако из-за неплатежей компании балансировали на грани банкротства и не имели средств на развитие промыслов. Чтобы компании не лишились лицензий, а поселки — дешевого топлива, в 2000 году районные власти решили привлечь инвесторов. Но не московских (им маленькие месторождения в глуши были не интересны), а местных, из богатого золотом соседнего Бодайбинского района, куда в числе прочих поставлялась марковская и ярактинская нефть. В ноябре 2000 года владельцы «Бодайбинской энергетической компании» (отец и сын Буйновы) создали ООО «Иркутская нефтяная компания» (ИНК), под контроль которой вскоре перешли «УстьКутНефтегаз» и НК «Данилово». Новый акционер в первую очередь отремонтировал скважины и погасил долги компаний перед бюджетом. Если в конце 90-х разведочные скважины обеспечивали добычу 15-17 тыс. твг, то уже в 2000 году она превысила 30 тыс. тонн, а в 2002 году достигла почти 50 тыс. тонн. Однако чтобы уйти от убыточной топливной специализации, кардинально нарастить добычу сырья и наладить его переработку, ИНК нужно было обеспечить круглогодичную транспортировку нефти — с Ярактинского и Даниловского промыслов она вывозилась только автоцистернами по зимникам. Первая иркутская нефть  Новый этап в развитии компании начался в 2003 году, когда был сдан в эксплуатацию полевой сборно-разборный нефтепровод мощностью 900 тыс. твг и протяженностью 94 км от Яракты до Верхнемарково. Нефтепровод позволил в 2004 году начать круглогодичную промышленную эксплуатацию Ярактинского месторождения, которое в настоящее время обеспечивает 90% добычи нефти ИНК. Нефть Даниловского месторождения в настоящее время вывозится автотранспортом по зимнику за 240 км до Ярактинского промысла. Сюда же по сборному нефтепроводу поступает сырье Дулисьминского месторождения, разрабатываемого ООО «НК «Дулисьма». Затем сырье Даниловского, Ярактинского и Дулисьминского транспортируется по нефтепроводу Яракта-Верхнемарково до ЦПС Марковского месторождения, откуда автотранспортом доставляется по всесезонной дороге за 130 км до железнодорожных станций Лена и Якурим (Усть-Кут). В текущем году ИНК планирует сдать в эксплуатацию (уже идут испытания) сборный нефтепровод Верхнемарково — эстакада на станции Лена пропускной способностью до 700 тыс. твг — который позволит упростить транспортную схему до запуска ВСТО.  Как сказали «НиК» в ИНК, в настоящее время компания обеспечивает газом с Марковского месторождения (20-30 млн м3 в год) электростанцию Верхнемарково, а также поставляет на топливные нужды Усть-Кутского, Киренского и Бодайбинского районов 10-15 тыс. тонн нефти. Остальные углеводороды (нефть и конденсат) на эстакаде в Усть-Куте ИНК наливает в цистерны, и отправляет по железной дороге на переработку на Комсомольский, Хабаровский или Ванинский НПЗ. С учетом роста цен на нефть такая схема последние годы обеспечивает компании стабильный доход. К полномасштабной разработке Сегодня три основных месторождения ИНК вышли на стадию промышленной разработки, несмотря на то, что скважины на Даниловском эксплуатируются только зимой. В 2003 году после запуска нефтепровода Яракта-Верхнемарково компания сразу увеличила добычу нефти и газового конденсата до 73,3 тыс. тонн, а на следующий год удвоила ее — до 132,4 тыс. тонн. В прошлом году «УстьКутНефтегаз» и НК «Данилово» вместе добыли более 166 тыс. тонн высококачественной нефти и конденсата (доля которого в общем объеме превысила 20%). В текущем году добыча жидких углеводородов на промыслах ИНК должна увеличиться до 243 тыс. тонн. Однако когда, по словам генерального директора компании Марины Седых, «в январе этого года, когда ИНК увеличила добычу до 750 тонн в сутки, она сразу столкнулась с проблемой вывоза и перевалки сырья. Аналогичные сложности — у разработчиков Верхнечонского и Талаканского месторождений. Если будут созданы условия по приему и транспортировке восточносибирской нефти — добыча будет расти быстрыми темпами, легче станет привлекать деньги на развитие новых месторождений». После запуска нефтепровода Верхнемарково-Усть-Кут в ИНК планировали начать строительство трубы Данилово-Яракта, однако после того, как весной прошлого года был изменен маршрут ВСТО, эти планы претерпели изменения. Во-первых, вместо сборного нефтепровода к Яракте протяженностью 240 км было решено к 2009 году построить постоянную трубу до врезки в ВСТО (изыскания по ее маршруту начнутся уже в 2007 году). Во-вторых, компания начала переговоры с «Транснефтью» об условиях подключения к восточной магистрали Ярактинского и Марковского месторождений. По словам Марины Седых, «строители ВСТО запросили у нас технические условия на пересечение нашего трубопровода Яракта–Верхнемарково, а мы, в свою очередь, предложили рассмотреть возможность подключения к магистрали. К моменту запуска ВСТО мы будем готовы поставлять в магистраль со всех месторождений компании до 1 млн тонн нефти в год». Решение транспортной проблемы позволяет компании планировать рост добычи, которая на эксплуатируемых месторождениях на пике (к 2012 году) должна составить 1,3 млн твг. Для реализации этой задачи компания собирается в течение 5 лет пробурить 31 нефтяную и 4 газовых скважины на Ярактинском месторождении; 3 нефтяных и 9 газовых скважин на Марковском, и 4 нефтяных скважины на Даниловском месторождении. ---- Газовая программа В СООТВЕТСТВИИ с заключенным в ноябре 2006 года меморандумом между «Газпромом» и ИНК, компания обязалась подать не позднее 2008 года в систему магистральных газопроводов (которые построит «Газпром») природный газ с Марковского месторождения, и не позднее 2010 года — с Аянского месторождения общим объемом до 900 млн м3 в год. ---- Как говорят в ИНК, если с заказами на проведение геофизических работ в Иркутской области вполне справляется «Иркутскгеофизика», то с буровыми подрядчиками дело сложнее. Поэтому ИНК создала собственную сервисную компанию «ИНК-Сервис», которая уже имеет буровую установку «Уралмаш ЭУК-3000» для кустового эксплуатационного бурения и скоро получит в свое распоряжение две заказанные в Китае мобильные буровые установки. Буровая бригада «ИНК-Сервис» уже пробурила на Ярактинском месторождении две наклонно-направленные и одну горизонтальную скважину, а две бригады КРС выполнили капитальный ремонт с заменой устьевого оборудования и расконсервацию 12 скважин, пробуренных в 70-80-х годах. На сегодняшний день основные объекты инфраструктуры на промыслах ИНК построены (нефтебазы, вахтовые поселки на 200 человек, электростанции с суммарной мощностью 6 МВт, внутрипромысловые дороги и сборные сети протяженностью около 50 км). В 2008 году на Ярактинском месторождении будет введена в эксплуатацию более мощная установка подготовки нефти, а к 2009 построен постоянный нефтепровод до ВСТО. К 2010 году на Яракте также планируется запустить новую технологическую схему, предполагающую обратную закачку газа в пласт с одновременным отбором «жирных» фракций, разработанную Schlumberger и «Гипровостокнефтью». Она позволит поддерживать внутрипластовое давление и увеличить отдачу газоконденсатного пласта на 15-20%. Наконец, к 2011 году на Ярактинском и Марковском месторождениях будут построены дополнительные дожимные насосные станции, ЛЭП, внутренние нефте- и газопроводы, дороги, электростанции, а на Марковском также установка демеркаптанизации нефти. До 2012 года капиталовложения в разработку трех месторождений оцениваются в 12 млрд рублей. На перспективу В настоящее время ИНК через дочерние и аффилированные структуры владеет десятью лицензиями, в т.ч. 2 на геологическое изучение, 2 — на добычу и 6 совмещенными — на геологическое изучение, разведку и добычу углеводородного сырья. ОАО «УстьКутНефтегаз» эксплуатирует Ярактинское и Марковское месторождения, ООО НК «Данилово» — Даниловское. ООО «ИНК-НефтеГазГеология», учрежденное ИНК на паритетных началах с питерской компанией «Проекты и технологии», владеет лицензиями на Аянское газовое месторождение, Потаповскую площадь, Аянский, Большетирский и Западно-Ярактинский участки, которые компания приобрела на аукционах в 2005-06 годах. Кроме того, ИНК (через подконтрольное ОАО «СНГК») владеет лицензиями на геологическое изучение Нарьягинского и Ангаро-Илимского участков. Извлекаемые запасы категорий С1+С2 трех действующих месторождений ИНК по состоянию на 1 января 2006 года составляют 16,3 млн тонн нефти, 7,4 млн тонн конденсата, 70,4 млрд м3 газа. Прирост запасов по итогам геологоразведочных работ, как на новых лицензионных участках, так и в процессе доразведки разрабатываемых месторождений, станет в ближайшие годы одним из приоритетов в деятельности ИНК. В полевой сезон 2007-08 годов на трех разрабатываемых месторождениях планируется выполнить сейсморазведку 2D в объеме около 800 пог. км, и около 700 пог. км на новых объектах: Аянском месторождении, Аянском участке и Потаповской площади. По Ангаро-Илимскому и Нарьягинскому участкам уже переработаны архивные сейсморазведочные материалы 2D в объеме 946 пог. км, и отработано новых сейсмопрофилей на 961 пог. км. В результате выявлена перспективная на углеводороды структура на северо-востоке Ангаро-Илимского участка и определена сложнопостроенная структурная ловушка (Кедровое поднятие) в подсолевой части Нарьягинского участка. На обоих участках выбраны точки заложения поисковых скважин, бурение которых начнется уже в текущем году. Общий объем капитальных затрат на геологоразведку, поисковое бурение и капитальный ремонт скважин всех новых участков компании (включая Западно-Ярактинский и Большетирский) в период до 2011 года ИНК оценивает в 4,5 млрд рублей. http://www.irkutskoil.ru/press/rele |
| Thursday, May 6th, 2010 | |
| 11:45 am | Черноморнефтегаз: карты деятельности  Российское закрытое акционерное общество «Черноморнефтегаз» создано в 1998 г. В 2002 г. Обществом были получены четыре лицензии на право пользования недрами Юго-Восточной и Северо-Западной Черноморских площадей в Черном море, а также Палеозойского и Високосного участков в акватории Азовского моря для геологического изучения с целью поисков и оценки месторождений углеводородного сырья. Компания успешно выполняет работы, предусмотренные условиями лицензионных соглашений. К настоящему времени на лицензионных участках выполнены: сейсморазведочные работы методом 2D; обработка полученных данных и их комплексная интерпретация, на основании которых выданы рекомендации по размещению поисково-оценочных скважин; инженерно-геологические изыскания на площадках бурения, геолого-геохимические исследования, гравимагнитная съемка, комплексные экологические и рыбохозяйственные исследования, гидрометеорологические изыскания и другие работы. В настоящее время компания ведет подготовку к бурению поисково-оценочных скважин. Дальнейшие объемы поисково-оценочных работ будут уточнены и откорректированы по результатам бурения. http://www.chernomorneftegazcompany.c Азовское море Палеозойский участок  Високосный участок  Черное море Северо-Западная Черноморская площадь  Юго-Восточная Черноморская площадь  |
| 11:23 am | Турция: карты геологические, геофизические, карта блоков MTA (Mineral Research & Exploration General Directorate), established in 1935 http://www.mta.gov.tr/v1.0/english/inde Карты http://www.mta.gov.tr/v1.0/english/m  http://www.militaryphotos.net/forums/sh |
| Sunday, May 2nd, 2010 | |
| 3:17 pm | Карта распределения месторождений по НК, 2003 г.  http://www.expert.ru/maps/expert/2003/4 Дополнение от psvl По цифрам на 2006-й такая картина: http://www.ngfr.ru/article.html?019 |
| Thursday, April 15th, 2010 | |
| 1:18 pm | Тунис, нефть и газ, карты  As estimated by Oil and Gas Journal, Tunisia had modest proven oil reserves of 308 million barrels as of January 2006. The majority of Tunisia's oil reserves are located in the Gulf of Gabes and the Ghadames Basin in the southern part of the country. In 2005, Tunisia produced around 75,000 barrels per day (bbl/d) of crude oil. This represents a 37 percent decline from Tunisia’s peak output of 120,000 bbl/d between 1982 and 1984. Currently, the country's domestic oil production capacity cannot meet the country's consumption demand, which in 2005, was 94,000 bbl/d. Tunisia should to be able to supply at least part of its own petroleum needs for the next decade, but significant production thereafter will be contingent upon new discoveries. The majority of Tunisia’s oil production (73 percent) comes from six concessions, which include Adam, Ashtart, Didon, El Borma, Miskar and Oued Zar. The remaining production comes from 26 smaller concessions. ( Read more... ) Oil production: 81,530 bbl/day (2004 est.) Oil proved reserves: 1.7 billion bbl (2006 est.) Natural gas production: 2.4 billion cu m (2004 est.) Natural gas proved reserves: 77.87 billion cu m (1 January 2005 est.) http://spilpunt.blogspot.com/2007/12/oi  http://www.ati-petroleum.com/press.h |
| Tuesday, April 6th, 2010 | |
| 10:58 am | Группа «Синтез»: лицензия на поиск нефти на шельфе Намибии продлена Группа «Синтез» продлила лицензию на разведку блока в Намибии, разработка которого уже привела к претензиям подрядчиков на сумму до 40 млн долл. Компания может вложить в проект еще 70 млн долл. Столько же «Синтез» рассчитывает получить от партнеров по проекту. Лицензия на разведку на блоке 1711 шельфа Намибии истекала 31 марта, сейчас она продлена на два года, рассказал РБК daily исполнительный директор группы «Синтез» Андрей Королев. «Оснований для непродления не было, все обязательства перед правительством Намибии выполнены», — уточнил он. Работы «Синтеза» на шельфе Намибии обернулись недовольством подрядчиков: более десяти компаний, среди которых нефтесервисная Baker Hughes, считают, что им недоплатили за уже проведенные работы 30—40 млн долл. Проектом занимается консорциум акционеров, в который из крупных компаний помимо «Синтеза» входили намибийская Namcor, южноафриканская Petro SA и американская Energulf. В январе «Синтезнефтегаз Намибия Ltd.» передала права на блок аффилированной с ней Nakor Investments Limited. А «Синтез» начал процедуру банкротства «дочки». В течение двух лет «Синтез» планирует завершить разведку по «сквозной» лицензии, после чего сможет автоматически получить разрешение на добычу углеводородов на участке, рассказал г-н Королев. По данным «Синтеза», инвестиции в проект за четыре года составили 150 млн долл., в августе 2008 года на блоке была пробурена поисковая скважина глубиной более 5 км. На завершение работ группа «морально» готова потратить еще около 70 млн долл., говорит исполнительный директор компании. Этих денег точно хватит для завершения работ на первой скважине, но на завершение работ «реально потребуется в два раза больше». Но «Синтез» является не единственным участником проекта, вопрос о привлечении средств будет решаться на управляющем комитете, который должен пройти в Москве, говорит г-н Королев. http://www.rbcdaily.ru/2010/04/06/tek/4  http://3.bp.blogspot.com/_w0OEY2TK3HA/R http://spilpunt.blogspot.com/2007/04/na  http://forum.stocks.ch/forum/-t292559?p |
