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

[ << Previous 20 ]

Friday, January 28th, 2011
10:00 am	blackbourn: Сахалин ( 3271×4570 ) (Comment on this)
Wednesday, January 26th, 2011
4:15 pm	blackbourn: Северный Кавказ ( Read more... ) (5 Comments |Comment on this)
Monday, January 24th, 2011
10:00 am	Иордания: ни нефти, ни газа, но есть сланцы 20.01.2011 В ходе визита в Амман президента России Дмитрия Медведева Сергей Шматко, министр энергетики России, и Сулейман Аль Хафез, министр энергетики и минеральных ресурсов Иордании, подписали меморандум о сотрудничестве министерств в области энергетики. В частности, был подписан протокол о деятельности ОАО "Зарубежнефть", сообщает российское министерство. В целом, соглашение предусматривает как прямые инвестиции российских предприятий в нефтегазовые проекты, так и создание совместных предприятий с местными иорданскими компаниями. В частности, возможно участие в проектах добычи углеводородов из сланцев. По оценке, проведенной USGS еще в 2005 г, в Иордании находятся большие запасы сланцевой нефти. При этом отмечается, что запасы традиционных нефти и газа в Иордании фактически отсутствуют, в частности, запасы газа составляют порядка 6 млрд куб м. Что же касается сланцевой нефти, то в Иордании известно 26 месторождений, многие из которых крупные и содержат углеводороды высокого качества. Общие запасы сланцевой нефти в Иордании оцениваются в 0,5 трлн баррелей. Ранее партнером Иордании стала эстонская фирма Eesti Energia, но она занимается переработкой сланцев, а не добычей сланцевых углеводородов. Впрочем, отсутствие запасов традиционных углеводородов -- это не медицинский факт, долгое время считалось, что у Израиля тоже нет запасов природного газа, а это оказалось не так. Но в случае, если запасы традиционных нефти и газа обнаружены в Иордании не будут, возникает вопрос, сможет ли “Зарубежнефть” наладить добычу углеводородов из сланцев. Таким образом, можно предположить, что российская компания в основном будет проводить в Иордании геологоразведку, и этим ограничится. http://www.trubagaz.ru/issue-of-the-day/iordanija-ni-nefti-ni-gaza-no-est-slantsy/ (Comment on this)
9:30 am	blackbourn: Восточная Сибирь ( 3978×3826 ) (Comment on this)
Sunday, January 23rd, 2011
1:12 pm	blackbourn: Тимано-Печорская НГП ( 2812×4077 ) (16 Comments |Comment on this)
Friday, January 21st, 2011
9:25 am	blackbourn: Удмуртия http://www.blackbourn.co.uk/databases/hydrocarbon-province-maps.html http://www.blackbourn.co.uk/databases/hydrocarbon-province-maps/udmurtia.pdf (Comment on this)
Thursday, January 20th, 2011
9:00 am	blackbourn:Татарстан ( 3731×2719 ) (Comment on this)
Tuesday, January 18th, 2011
10:00 am	blackbourn: Башкирия ( 4673×6137 ) (Comment on this)
Monday, December 6th, 2010
3:25 pm	Калифорния, геология, нефть Калифорния http://en.wikipedia.org/wiki/California California’s crude oil and natural gas deposits are located in six geological basins in the Central Valley and along the coast. California has more than a dozen of the United States' largest oil fields, including the Midway-Sunset Oil Field, the second largest oil field in the contiguous United States. California’s crude oil output accounts for more than one-tenth of total U.S. production. Drilling operations are concentrated primarily in Kern County and the Los Angeles basin. Although there is also substantial offshore oil and gas production, there is a permanent moratorium on new offshore oil and gas leasing in California waters and a deferral of leasing in Federal waters. California natural gas production typically is less than 2 percent of total annual U.S. production and satisfies less than one-sixth of state demand. California receives most of its natural gas by pipeline from production regions in the Rocky Mountains, the Southwest, and western Canada. http://en.wikipedia.org/wiki/Energy_use_in_California California Quick Facts http://tonto.eia.doe.gov/state/state_energy_profiles.cfm?sid=CA Annual Reports of the State Oil & Gas Supervisor, 2008-2000 http://www.consrv.ca.gov/dog/pubs_stats/annual_reports/Pages/annual_reports.aspx Complete Annual Report in One File (pages 1-272) ftp://ftp.consrv.ca.gov/pub/oil/annual_reports/2008/PR06_Annual_2008.pdf Summary of Oil and Gas Operations, State Totals (pages 1-16). ftp://ftp.consrv.ca.gov/pub/oil/annual_reports/2008/0101summary1_08.pdf California Oil and Gas Fields Contour maps, cross sections, and data sheets for California oil and gas fields Volume 1-Central California (1998, 35MB, 499 pg) ftp://ftp.consrv.ca.gov/pub/oil/publications/Datasheets/Dtasheet_vol_1.pdf Volume 2-Southern, Central Coastal, Offshore California (1992, 45MB, 645 pg) ftp://ftp.consrv.ca.gov/pub/oil/publications/Datasheets/Dtasheet_vol_2.pdf Volume 3-Northern California (1982, 22MB, 300 pg) ftp://ftp.consrv.ca.gov/pub/oil/publications/Datasheets/Dtasheet_vol_3.pdf http://www.consrv.ca.gov/dog/pubs_stats/Pages/technical_reports.aspx Growth History of Oil Reserves in Major California Oil Fields During the Twentieth Century http://pubs.usgs.gov/bul/b2172-h/b2172h508.pdf http://pubs.usgs.gov/bul/b2172-h/ Search California in Energy Program Publications and Data http://energy.usgs.gov/search.html National Oil and Gas Assessment http://energy.cr.usgs.gov/oilgas/noga/ Overview of Natural Gas in California http://energyalmanac.ca.gov/naturalgas/overview.html Oil fields in California The following 43 pages are in this category http://en.wikipedia.org/wiki/Category:Oil_fields_in_California - - - - - - - - - Areas of Historical Oil and Gas Exploration and Production in the United States http://pubs.usgs.gov/dds/dds-069/dds-069-q/text/cover.htm http://pubs.usgs.gov/dds/dds-069/dds-069-q/text/startmap.htm http://certmapper.cr.usgs.gov/pubs/servlet/MapViewerBroker?project=national&Service=US_Production&OVMap=US_overview http://certmapper.cr.usgs.gov/data/noga95/natl/graphic/uscells1msmall.jpg http://wiki.fool.com/Natural_gas - - - - - - - - - California Oil http://gregor.us/oil/california-oil/ Early California Oil Industry http://lariverrailroads.com/oil_industry.html Oil and Gas in Pacific Coast http://energy.cr.usgs.gov/regional_studies/pacific_coast/pc_oilgas.html Growth History of Oil Reserves in Major California Oil Fields During the Twentieth Century http://pubs.usgs.gov/bul/b2172-h/ Рельеф http://geology.com/state-map/california.shtml Гидрография http://geology.com/state-map/california.shtml Satellite Image Map of California - View Cities, Rivers, Lakes & Environment http://geology.com/satellite/california-satellite-image.shtml Геологическая карта http://www.quake.ca.gov/gmaps/GMC/stategeologicmap.html http://education.usgs.gov/california/maps/provinces3.htm http://education.usgs.gov/california/maps/california_faults3.htm http://education.usgs.gov/california/maps/california_volcanoes2.htm http://education.usgs.gov/california/maps/forests2.htm http://education.usgs.gov/california/resources.html Oil, Gas, and Geothermal Fields in California ( 7632×8874 ) ftp://ftp.consrv.ca.gov/pub/oil/maps/Map_S-1.pdf http://www.conservation.ca.gov/dog/maps/Pages/index_map.aspx Energy Map of California ( 5288×6096 ) ftp://ftp.consrv.ca.gov/pub/oil/maps/Map_S-2.pdf http://www.conservation.ca.gov/dog/maps/Pages/index_map.aspx Natural Oil and Gas Seeps in California http://geomaps.wr.usgs.gov/seeps/ Интерактивные карты Seeps Index Map http://geomaps.wr.usgs.gov/seeps/ca_seeps.html Fields Index Map http://geomaps.wr.usgs.gov/seeps/ca_fields.html California’s Non-Fuel Mineral Production In 2008 http://www.consrv.ca.gov/cgs/minerals/min_prod/Documents/non_fuel_2008.pdf http://www.consrv.ca.gov/cgs/geologic_resources/mineral_production/Pages/index.aspx Map of California Historic Gold Mines ( 5484×6706 ) http://www.consrv.ca.gov/cgs/geologic_resources/mineral_production/Documents/Big_AUMap.pdf http://www.consrv.ca.gov/cgs/geologic_resources/mineral_production/Documents/YellowAu.pdf http://www.consrv.ca.gov/cgs/geologic_resources/gold/Pages/Index.aspx (2 Comments |Comment on this)
Sunday, December 5th, 2010
12:33 pm	Half a Century of Oil in Libya 2008 marked the 50th anniversary of the very first commercial oil discovery in the Sirt Basin, Libya, in 1958. In the years since then, 22 giant and more than 25 large fields have been discovered, making the basin one of the world's premier petroleum provinces. Petroleum exploration in Libya started in late 1953 with a regional reconnaissance of surface geology that was carried out under special exploration permits. In June 1955 the Libyan Petroleum Law (Law no 25/1955), which governs Petroleum Exploration and Exploitation, came into effect, and by the end of that year 47 concessions covering 519,816 km2 (the equivalent of almost 90 North Sea quadrants) distributed throughout the country's sedimentary basins, had been granted to a number of different companies. Major tectonic elements of the Sirt Basin Bahi - good The first Libyan petroleum exploration well (A1-18) was spudded on April 19, 1956, on a large surface structure in the Jabal Akhadar Cyrenaica Platform in the north-east part of the country, but this was a dry hole. The first Libyan hydrocarbon discovery was Atshan 1 B2-1 in the western Murzak Basin (compare map), which tested non-commercial oil from Devonian Sandstones on December 27, 1957. The first commercial discovery was made in the Sirt Basin in 1958 with well A1-32 (Bahi Field), which tested 704 bpd of 40° API oil from basal Upper Cretaceous Sandstones overlying a major pre-Cretaceous unconformity (Hercynian Unconformity). Excitement at the first hydrocarbon discovery was expressed by the drilling crew shouting the word "Bahi", meaning good in Arabic, giving us both the formation name Bahi Sandstones and the Bahi Field. The first giant discovery, the Zelten Field, was made with well C1-6, testing 17,500 bopd from Upper Paleocene limestone. Oil and gas fields in the Sirt Basin A significant petroleum province In the same year (1958), another well, B1-32, was drilled about 40 km south-east of A1-32. This resulted in a giant hydrocarbon discovery, the Dahra Field, in Paleocene carbonates, and the huge potential of Waha Oil Company's Concession 32 was confirmed. Today the total estimated hydrocarbon reserves in-place for Concession 32 adds up to approximately 7 billion barrels of oil (Bbo) and about 2 trillion cubic feet of gas (Tcfg). Following these discoveries, systematic exploration drilling along the major structural features was carried out. To date 22 giant fields, more than 25 large fields, and many small accumulations, with total known recoverable reserves of 42 Bbo and 33 Tcfg, have been discovered in the Sirt Basin, ranking the basin 15th among the world's premier petroleum provinces. The Upper Cretaceous Sirte Shale, which is thickly developed in the deep trough areas (compare structural cross-section), is the major source of hydrocarbons. At least seven stratigraphic pay zones, varying in depth from 600 - 4700 m (15,500 - 2,000 ft) and ranging in age from Precambrian fractured basement to Oligocene, are known to be present in the Sirt Basin. Generalized correlation chart of the western part of Sirt Basin where A1-32 was discovered Huge potential Exploration activities in the Sirt basin have until very recently concentrated mainly on the relatively shallow and easy targets found on the structural highs, within structural and stratigraphic plays around the basement highs, and on a few structures in the relatively shallow troughs, while the deep troughs remain virtually unexplored. When we consider the petroleum source rocks available in the Sirt Basin, the quantity of hydrocarbons generated and the volume found so far, supported by the lack of surface oil seepages in the basin, it is reasonable to believe that the basin has enormous potential reserves still waiting to be discovered. The deep trough areas, the basement rims and the barely explored stratigraphic traps are all thought to have a significant unexplored potential. This should be released by recent advances in seismic technology, modern improvements in data interpretation, and developments in deep drilling technology. Structural cross section over the Dahra Platform. http://www.geoexpro.com/history/oil_in_libya/ (Comment on this)
Wednesday, November 17th, 2010
11:40 am	Новый железнодорожный проект в Ямало-Ненецком округе Три компании — «Газпром», РЖД и корпорация «Урал промышленный — Урал полярный» должны создать совместное предприятие, которое займется строительством железной дороги с запада на восток Ямало-Ненецкого автономного округа (ЯНАО). Речь о ветке Обская — Салехард — Надым — Пангоды — Новый Уренгой — Коротчаево на 707 км. А решение по проекту принято 12 ноября на совещании в Минтрансе, сообщил вчера «Урал промышленный». Участки этой ветки начали строить еще в 1980-х. Но в 1990 г. госфинансирование было остановлено, а проект заморожен. В итоге сейчас ветка от Коротчаева до Пангоды (187 км) принадлежит РЖД. Участок Пангоды — Надым (110 км) — «Газпрому», говорил в 2007 г. в интервью газете «Гудок» гендиректор Ямальской железнодорожной компании (ЯЖДК) Якоб Крафт. Но эти ветки нужно «усилить» и достроить, отмечается на сайте корпорации «Урал промышленный» (см. www.vedomosti.ru). Нужны мостовые переходы через реки Обь и Надым. Плюс надо построить участки от Надыма до Обской. И все вместе стоит 151,5 млрд руб., следует из материалов на сайте. ( Read more... ) 15.11.2010 Создается Специальная Проектная Компания (СПК) в целях обеспечения строительства и последующей эксплуатации Северного широтного хода "Обская - Салехард - Надым - Пангоды - Новый Уренгой - Коротчаево". http://www.cupp.ru/press_2010_227.html Корпорация "Урал Промышленный - Урал Полярный" привлечет для строительства Северного широтного хода около 60 млрд руб. ... Учитывая срок окупаемости, сегодня мы планируем, что окупаемость будет на горизонтах от 15 до 20 лет, это достаточно серьезно. Кроме того, на горизонтах 15-20 лет трудно получить и некие гарантии, поскольку строительство магистрали требует координации усилий всех участников процесса. А у нас участники строительства широтной магистрали непростые - это, в первую очередь, Газпром и ОАО "РЖД" ... работа по Северному широтному ходу началась с актуализации грузопотока в условиях кризиса. "Нужно сказать, что по широтной линии он нисколько не уменьшился. Мы сегодня имеем подписанные трехсторонние соглашения с грузовладельцами и с ОАО "РЖД", которые подтверждают объем перевозок до 23 млн т газового конденсата только по широтному ходу, что требует еще усиления и достройки Северного широтного хода до Усть-Луги, до порта выгрузки", - сказал он. http://www.cupp.ru/press_2010_228.html http://www.cupp.ru/press_release_144.html 10.01.2010 12:10 ОАО «Газпром» открыло рабочее движение по железной дороге «Обская — Бованенково», протяженность которой составила 525 км. Ввод в эксплуатацию железной дороги «Обская — Бованенково» и строительство участка до станции Карская (572 км) (открытие рабочего движения на участке Бованенково — Карская запланировано в 2010 году) позволит обеспечить круглогодичную, быструю, наименее затратную и всепогодную доставку грузов и персонала на месторождения Ямала в условиях сурового полярного климата. Железная дорога даст возможность перевозить до 3 млн тонн грузов в год. Это строительные материалы, техника, оборудование, металлоконструкции, ГСМ, химреагенты, трубы и кабели необходимые для освоения Бованенковского и других месторождений на Ямале, а также строительства и эксплуатации системы магистральных газопроводов «Бованенково — Ухта». Кроме того, железная дорога позволит вывозить с месторождений полуострова жидкие фракции товарной продукции, в частности, газовый конденсат. При строительстве железной дороги «Обская — Бованенково» были применены уникальные технологии. В частности, насыпь железной дороги возводилась из влажного пылеватого песка, который под воздействием низких температур приобретает необходимую прочность. Для обеспечения устойчивости конструкции земляного полотна в летние месяцы разработана и применена послойная уникальная система термоизоляции (поверх замерзшего песка уложен пенополистерол, сооружены обоймы из геотекстиля). Самым технически сложным участком железной дороги стал мостовой переход через пойму реки Юрибей. Протяженность мостового перехода составляет 3,9 км, общая масса — более 30 тыс. тонн. Главной особенностью конструкции мостового перехода являются его опоры. Для обеспечения надежности они были выполнены из металлических труб диаметром 1,2–2,4 м, забурены в вечную мерзлоту на глубину от 20 до 40 м и заполнены армированным бетоном. При этом сохранить вечную мерзлоту от оттаивания позволяют новаторские технологии, разработанные российскими учеными и конструкторами. http://gazprom.ru/press/news/2010/january/article74204/ На строительстве железной дороги было задействовано около 7,5 тысяч рабочих http://gazprom.ru/production/projects/mega-yamal/railway/ Трансполярная магистраль http://ru.wikipedia.org/wiki/501-я_стройка http://af1461.livejournal.com/131049.html http://ananich.wordpress.com/2007/07/26/railroad-of-death/ Железная дорога Обская — Бованенково http://ru.wikipedia.org/wiki/Железная_дорога_Обская_—_Бованенково http://dic.academic.ru/dic.nsf/ruwiki/361815 (Comment on this)
Wednesday, November 10th, 2010
11:30 am	Сибнефтегаз Сибнефтегаз — динамично развивающаяся компания, наращивающая объемы добычи и подготовки газа, с перспективой пуска новых производственных мощностей и дальнейшего увеличения активов. Основные виды деятельности — добыча углеводородного сырья, выполнение геологоразведочных, научно-исследовательских и проектно-изыскательских работ. В активе компании имеются лицензии на право пользования недрами Берегового, Пырейного, Хадырьяхинского и Западно-Заполярного участков, которые расположены в Пуровском районе Ямало-Ненецкого автономного округа. В 2009 году завершено обустройство Cеноманской залежи Берегового месторождения и начато освоение нижележащих горизонтов, пуск в промышленную эксплуатацию которых намечен на 2014 год. Интенсивные работы по обустройству Пырейного месторождения начаты в марте 2007 года. 23 апреля 2009 года состоялась официальная церемония пуска месторождения в промышленную эксплуатацию. По Хадырьяхинскому месторождению в соответствии с утвержденной программой ведутся геологоразведочные работы, проводятся предпроектные изыскания и проектные работы. На Западно-Заполярном месторождении предстоит дополнительное проведение геологоразведочных работ для изучения глубоколежащих горизонтов. http://www.sibneftegaz.ru/about/today/ Береговое газоконденсатное месторождение ( Read more... ) Пырейное газоконденсатное месторождение ( Read more... ) Западно-Заполярное газовое месторождение ( Read more... ) Хадырьяхинское газоконденсатное месторождение ( Read more... ) http://www.sibneftegaz.ru/production/projects/ Из годового отчета за 2009 г. http://www.sibneftegaz.ru/upload/iblock/879/godovoi_otchet_2009.rar Из годового отчета за 2008 г. Структура запасов углеводородов, состоящих на балансе ОАО «Сибнефтегаз» по состоянию на 01.01.2009 г. http://www.sibneftegaz.ru/upload/iblock/5f5/2008.rar История 23 апреля 2009 г. Состоялась официальная церемония пуска в промышленную эксплуатацию Пырейного газоконденсатного месторождения. 21 марта 2009 г. Компания поставила первые 10 млрд м3 природного газа с Берегового месторождения. 1 июля 2008 г. Произведена реструктуризация Компании, что позволило обеспечить дополнительную прозрачность финансово-хозяйственной деятельности, повысить эффективность её анализа и контроля, с учетом реальной потребности Компании и выставленных приоритетов. декабрь 2007 г. Выделение Пырейного газового промысла в обособленное многофункциональное cтруктурное подразделение. 16 ноября 2007 г. Береговой газовый промысел дал стране 1-ый млрд м3 природного газа. 19 апреля 2007 г. Состоялась официальная церемония пуска в промышленную эксплуатацию Cеноманской газовой залежи Берегового месторождения. 2007 г. Начало интенсивного обустройства Пырейного месторождения. Начата реализация утверждённой программы геологоразведочных работ, проведение предпроектных изысканий, проектных работ по Хадырьяхинскому месторождению. 2006 г. Приобретена лицензия и подписано лицензионное соглашение на право пользования недрами Хадырьяхинского участка. апрель 2003 г. Выделение Берегового газового промысла в обособленное многофункциональное структурное подразделение. апрель 2003 г. Компания закончила строительство первой очереди объектов обустройства Берегового месторождения. 1998 г. Приобретены лицензии и подписаны лицензионные соглашения на право пользоваться недрами Берегового, Пырейного, Западно-Заполярного участков. 24 мая 1994 г. Создание Открытого акционерного общества «Сибирская нефтегазовая компания». http://www.sibneftegaz.ru/about/history/ Вслед за главным акционером — Геннадием Тимченко «Новатэк» решил устроить шопинг-марафон. Компания ведет переговоры с Газпромбанком о покупке контроля в очередном активе - «Сибнефтегазе» ( Read more... ) «Сибнефтегаз» до 2006 г. контролировался «Итерой», та еще в 2003 г. готова была запустить главное месторождение «дочки» — Береговое. Но «Газпром» не давал доступа к трубе. В итоге в конце 2006 г. «Итера» уступила 51% «Сибнефтегаза» Газпромбанку за $131,5 млн, что эксперты называли очень заниженной ценой. «Сибнефтегаз» торжественно начал добычу, рассчитывая в 2009 г. нарастить ее до 12 млрд куб. м (почти треть добычи «Новатэка»). Но из-за кризиса производство упало вдвое (см. справку), причем не без участия «Газпрома», который сам боролся за всех возможных потребителей, говорят сотрудники концерна. Газпромбанк с самого начала хотел избавиться от непрофильного актива. В прошлом году он начал переговоры с «Газпромом», предложив как вариант схему обмена: контроль в «Сибнефтегазе» в обмен на 5-6% «Новатэка» из доли «Газпрома». 51% «Сибнефтегаза» были предварительно оценены в $1 млрд с учетом долга, рассказывал топ-менеджер Газпромбанка. Такая оценка актуальна и для сделки с «Новатэком», говорит инвестбанкир, знакомый с ходом переговоров. А «Газпром» решил, что сейчас ему не стоит «разбрасываться», говорит близкий к концерну источник. Представитель «Газпрома» от комментариев отказался. http://www.vedomosti.ru/newspaper/article/249154/novatek_naduvaetsya «Сибнефтегаз» Газовая компания Запасы – около 400 млрд куб. м (ABС1 + С2), добыча в 2009 г. – 3,6 млрд куб. м. Владельцы – Газпромбанк (51%), «Итера» (49%). Выручка (МСФО, 2009 г.) – 2,2 млрд руб., убыток – 1,8 млрд руб., чистый долг – 20,2 млрд руб. Фотогалерея Береговое месторождение http://www.sibneftegaz.ru/about/photos/2/ Пырейное месторождение http://www.sibneftegaz.ru/about/photos/5/ Хадырьяхинское месторождение http://www.sibneftegaz.ru/about/photos/12/ (1 Comment |Comment on this)
Wednesday, October 27th, 2010
9:20 am	Будущее российской золотодобычи - за "забытыми" месторождениями - ИК "Арлан" ( Read more... ) Наш основной объект сейчас - это месторождение "Павлик", оно расположено в 12 км от Наталкинского месторождения "Полюс Золота". Когда мы покупали это месторождение, оно было маленькое и никому не нужное. Сейчас, после проведенной геологоразведки, мы понимаем, что у него богатый потенциал. Мы вообще полагаем, что "Павлик" сильно недооценен по сравнению с "Наталкой". Эти месторождения были открыты примерно в одно время и одним и тем же человеком, он эти месторождения и назвал именами своих детей. Но когда встал вопрос о дальнейшей разведке, все силы бросили на "Наталку", "Павлик" решили оставить на потом. Вот таких "месторождений-потом" в России сейчас достаточно много, и брать эти лицензии и доразведывать их гораздо эффективнее, чем брать новые лицензии с нуля. - Что к сегодняшнему дню сделано на месторождении? Каковы его ресурсы? - Мы получили эту лицензию в 2006 году, когда его запасы составляли 36 тонн, и с 2007 года проводили геологоразведку. На сегодняшний день уже подтверждены запасы на уровне 100 тонн золота, запасы плюс ресурсы - где-то 150 тонн. - Это по ГКЗ? - Да, ГКЗ, но в этот подсчет не включены данные по скважинам, пробуренным в 2009 году. Запасы, подсчитанные признанным международным аудитором WAI по кодексу JORC, составляют 150 тонн, и в нем учтена вся информация на сегодняшний день. Но мы считаем, что это не конечные цифры, и дальнейшая разведка позволит значительно увеличить как запасную, так и ресурсную базу. Изучая данные разведки, мы пришли к выводу, что рудные тела месторождения выглядят несколько иначе, чем мы представляли изначально - они гораздо больше. Мы пробурили несколько скважин на флангах, за пределами контура карьера - и они тоже показали золото. Поэтому геологоразведку нужно продолжать, и по ее итогам, думаю, запасы увеличатся где-то до 150 тонн, а общая ресурсная база - все количество золота, что есть на Павлике - где-то 300-500 тонн золота. ( Read more... ) Руководитель ОАО «Золоторудная компания «Павлик»» («дочка» ЗАО «Инвестиционная компания «Арлан»», владеющая лицензией на ее крупнейший актив на Колыме) Василий Марков на встрече с губернатором Магаданской области Николаем Дудовым доложил о предварительных итогах дополнительных геологоразведочных работ на месторождении Павлик, в ходе которых удалось выявить новые запасы золота. Как рассказали „Ъ“ в пресс-службе администрации области, по подсчетам геологов, месторождение содержит 109 т драгметалла, и в ходе дальнейшего обследования показатель может вырасти до 150 т. По словам Василия Маркова, соответствующий отчет уже передан на госэкспертизу. До 2013 года компания планирует вложить в подготовку месторождения к промышленному освоению около 446 млн руб., добавил господин Марков. Месторождение Павлик расположено в Тенькинском районе Колымы, в 12 км от крупнейшего в России золоторудного Наталкинского месторождения (разрабатывается ОАО «Полюс Золото», доказанные запасы — 1,5 тыс. т). По первоначальным данным, на балансе месторождения находилось порядка 57 т (1,8 млн унций) золота со средним содержанием 2,8 гр/т по категориям С1+С2. ИК «Арлан», помимо Павлика, владеет на территории региона месторождениями Родионовское (с запасами в 30 т), Бурхалинское, Шахское и Утинское (прогнозные ресурсы каждого — 50–70 т). Кроме месторождений, инвесткомпания управляет алмазодобывающей Stellar Diamonds (Западная Африка) и проектом по созданию в Смоленской области крупной молочной фермы «Агропроект», а до этого вкладывала средства в объекты недвижимости, крупные промышленные и торговые предприятия, в последующем продавая их инвесторам. Ранее президент ИК «Арлан» Аркадий Большаков заявлял, что в связи с увеличением защищенных запасов Павлика, начало добычи драгметалла на месторождении отодвигается примерно на год (по лицензионному соглашению было запланировано на первое полугодие 2010 года). По словам господина Большакова, дополнительное время потребуется для разработки более масштабного проекта освоения и строительства золотоизвлекательной фабрики с объемами переработки до 2 млн т руды в год и производительностью 4,5 т золота в год. Первое золото Павлик выдаст к середине 2012 года, однако для этого компании, вероятно, сначала потребуется привлечь заемные средства. Как указано на официальном сайте ЗАО «ФинЭкспертиза», консалтинговая компания в августе начала оценку стоимости портфеля золоторудных проектов ИК «Арлан» для получения финансирования со стороны банка «Глобэкс», размер которого предварительно оценивается в $150 млн. Отметим, что ИК «Арлан» уже имеет опыт по развитию и последующей продаже горнодобывающих активов крупным инвесторам. В 2004 году компания купила с целью инвестирования ООО «Нерюнгри-Металлик» (добывает золото на месторождении Таборное в Якутии) и ЗАО «Рудник «Апрелково»» (работает на золоторудном месторождении Погромное в Забайкалье). За несколько лет на Таборном и Погромном были построены золотодобывающие фабрики и проведена доразведка, причем работы велись с широким привлечением кредитных ресурсов. В 2007 году «Арлан» продала два месторождения за $258 млн структурам ОАО «Северсталь». http://www.kommersant.ru/doc.aspx?DocsID=1526033 http://www.arlan.ru/projects/gold.htm http://www.vodnyimir.ru/images/map/Magadanskaya.jpg http://www.vodnyimir.ru/Geograficheskie_karty.html http://www.allrf.ru/spaw/images/lib2/Karta_Magadanskaya.gif http://www.allrf.ru/article/1329 http://www.goldkolyma.ru/images/map.jpg http://www.kolyma.ru/magadan/index.php?newsid=616 (Comment on this)
Wednesday, October 13th, 2010
10:23 am	Штокмановское газоконденсатное месторождение Штокмановское газоконденсатное месторождение расположено на шельфе Баренцева моря в центральной части Восточно-Баренцевоморского прогиба, который протягивается в субмеридиональном направлении вдоль западных берегов островов Новая Земля. Прогиб имеет сложное строение, обусловленное наличием трех глубоких впадин – Южно-Баренцевоморской, Северо-Баренцевоморской и Нансена, разделенных региональными поднятиями-седловинами. Южно-Баренцевоморская и Северо-Баренцевоморская впадины разделены крупной Штокмановско-Лунинской мегаседловиной, к которой приурочены три наиболее крупных месторождения Баренцевского шельфа – Штокмановское, Лудловское и Ледовое (рис. 1). По величине запасов Штокмановское и Ледовое месторождения относятся к уникальным, а Лудловское – к крупным. Рис. 1. Общая схема расположения нефтяных и газовых месторождений Баренцевоморской провинции Штокмановско-Лунинская седловина представляет собой сложнопостроенную структуру, размеры которой в поперечном сечении составляют 250–300 км. Вертикальная амплитуда вала относительно юрско-меловых отложений, выполняющих дно бассейна, составляет около 500–800 м. В строении мегаседловины выделяется ряд субширотных положительных и отрицательных морфоструктур – Штокмановско-Ледовое, Лудловское и Лунинское поднятия и Северо-Штокмановский и Южно-Лунинский прогибы (рис. 2). Рис. 2. Геологический разрез отложений Штокмановско-Лунинской мегаседловины На основании данных сейсморазведки в пределах Штокмановско-Лунинской мегаседловны выделяется осадочный чехол мощностью не менее 15 км. Наиболее древними породами, установленными глубинными сейсмическими исследованиями, являются отложения рифейско-раннедевонского возраста, выполняющие узкие рифтогенные прогибы. На рифтогенном комплексе залегают девонско-пермские глубоководные эффузивно-кремнистые и черносланцевые породы. Вышележащие толщи перми и триаса представлены мощными (не менее 5 км) песчано-глинистыми отложениями, отражающими этап лавинного осадконакопления в регионе. Бурением вскрыт и описан разрез глубиной лишь 4 км. Он представлен песчано-глинистыми отложениями мезозоя (триас-юра-мел) и кайнозоя. Верхнетриасовые-среднеюрские породы представляют собой мощную (до 1200 м) толщу песчаников, которые являются хорошими коллекторами. Высокие коллекторские свойства пород и площадная выдержанность регионального резервуара создают благоприятные условия как для вертикальной, так и для латеральной миграции углеводородов. В верхнеюрской части разреза отмечаются довольно протяженные региональные прослои черных битуминозных глинистых отложений, являющихся ловушками газа, который аккумулируется в среднеюрских песчаниках. Такой тип газовых залежей характерен для Штокмановского и Ледового месторождений. Над верхнеюрскими экранирующими породами располагается вторая коллекторская толща, сложенная песчано-глинистыми породами нижнего и верхнего мела. Эту толщу экранируют верхнемеловые преимущественно глинистые породы, достигающие наибольших мощностей в Южно-Баренцевоморской впадине. Однако невыдерженные мощности экранирующих отложений, а также ограниченная область их распространения (они срезаются кайнозойскими морскими осадками) существенно снижают перспективы нефтегазоносности верхней коллекторской толщи. Тем не менее в меловой части разреза все же наблюдаются газопроявления на территории Лудловской, Ледовой и Лунинской площадей. Причиной этого, вероятно, является нарушение сплошности региональных верхнеюрских покрышек вследствие разрывной тектоники, что создает условия для миграции углеводородов из нижнего коллекторского комплекса в верхний. Штокмановское месторождение было открыто при поисковом бурении в 1988 году с борта судна «Профессор Штокман». Расстояние от месторождения до Мурманска составляет около 650 км. Глубины моря в районе месторождения колеблются от 279 до 380 м. По разведанным запасам газа Штокмановское – самое крупное из известных в мире морских месторождений, его площадь составляет 1400 км². Общие геологические запасы газа по категориям C1+C2 (предполагаемые запасы) составляют 3,2 трлн. м3. Запасы конденсата по категориям C1+C2 составляют 31 млн. т. Глубина продуктивных пластов составляет около 1500–2500 м, что создает существенные трудности при освоении месторождения. В настоящее время на месторождении пробурено небольшое количество скважин, из которых лишь часть вскрыла отложения триаса, остальные же находятся в пределах юры. По результатам бурения в среднеюрских породах установлено четыре газоносных пласта – Ю0, Ю1, Ю2 и Ю3 (рис. 3). Основные запасы сосредоточены в пластах Ю0 и Ю1. Выявленные залежи относятся к пластовым сводовым, пластовым и тектонически экранированным. Коллекторами для газоконденсатных залежей являются мелкозернистые песчаники, иногда с прослоями алевролитов, обладающими достаточно высокими фильтрационными свойствами, которые улучшаются вверх по разрезу. Основные продуктивные пласты Ю0 и Ю1 выдержаны по мощности, составляющей в среднем 73,6 и 78,3 м соответственно. Региональным флюидоупором для всего юрского продуктивного комплекса Южно-Баренцевоморской впадины служат глинистые образования позднеюрского возраста. Строение Штокмановского месторождения осложнено рядом незначительных разрывных нарушений. Рис. 3. Схематический разрез среднеюрских отложений Штокмановского месторождения. Условные знаки: 1 – флюидоупоры; 2 – газонасыщенные слои; 3 – водонасыщенные слои; 4 – разломы. Газовые залежи Штокмановского месторождения характеризуются как метановые, бессернистые, низкоуглекислые, низкогелееносные, низкоазотные. В составе конденсатов присутствуют твердые парафины, смолы и асфальтены. Содержание стабильного конденсата в газе месторождения низкое, оно увеличивается с глубиной до 14,1 г/м3. Основными газоматеринскими толщами для Штокмановского месторождения считаются черносланцевые и битуминозно-глинистые породы девонско-каменноугольного, пермского и триасово-юрского комплексов. Источники: - Большакова М.А., Кирюхина Т.А. Газоконденсаты Штокмановского месторождения // Геология нефти и газа. 2007. №3. С. 39–48 - Маргулис Е.А. Факторы формирования уникального Штокмановско-Лудловского узла газонакопления в Баренцевом море // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2008. Т2. №3. С. 1–15 - Борисов А.В., Таныгин И.А., Винниковский В.С., Борисова И.А. Штокмановско-Лунинский структурный порог Баренцевоморского шельфа – новый крупный нефтегазоносный район России // Геология нефти и газа. №7. 1995. - Шишлов Э.В., Мурзин Р.Р. Месторождения углеводородного сырья западной части российского шельфа Арктики: геология и закономерности размещения // Геология нефти и газа. №4. 2001. - Грамберг И.С., Супруненко О.И., Шипелькевич Ю.В. Штокмановско-Лунинская мегаседловина – высокоперспективнй тип структур Баренцево-Карской плиты // Геология нефти и газа. №1. 2001. С. 13–23. http://www.trubagaz.ru/gkm/shtokmanovskoe-gazokondensatnoe-mestorozhdenie/ Сведения о месторождении География расположено на шельфе Баренцева моря площадь месторождения - 1400 кв. км глубина моря - 350 м расстояние от берега - 600 км перепады глубин по площади месторождения - 50 м Геология Месторождение состоит из 4-х пластов. Основные запасы сосредоточены в пластах Ю0 и Ю1. геологические запасы газа C1+C2 - 3,2 трлн.куб.м геологические запасы конденсата C1+C2 - 31 млн.т. глубина залегания - 1900-2300 м Природные условия Максимальная высота волн - 28 м масса айсбергов - до 1 млн.т скорость дрейфа айсбергов- 0,25 м/с толщина дрейфующего льда - 1,2 м скорость дрейфа льда - 1 м/с торосы с глубиной киля - до 20 м Хронология 1988 - открытие месторождения 1990-1995 - детальная сейсморазведка; бурение 6 разведочных скважин 1993 - лицензия выдана АО «Росшельф» 2000 - включено в перечень СРП 2002 - лицензия передана ЗАО «Севморнефтегаз», выполнен проект разработки 2010 - начало промышленной добычи газа (с сайта 2005 г.) http://www.sevmorneftegaz.ru/projects/shgkm/about/index.html Концепция освоения Штокмановского месторождения http://www.sevmorneftegaz.ru/projects/shgkm/concept/index.html Экономика Штокмановского проекта Одна из основных сложностей освоения Штокмановскго месторождения заключается в его высокой капиталоемкости. Поэтому главными задачами проекта разработки, наряду с достижением рентабельных показателей, является снижение инвестиционной нагрузки, гарантированное достижение проектных показателей, а также возможность внесения корректив в обустройство в процессе уже начатой эксплуатации месторождения. Для решения этих задач необходимо постепенное освоение месторождения. Поэтому в принятом проекте разработки месторождения предусматривается поэтапное наращивание эквивалентных мощностей по всем трем составляющим обустройства месторождения. В проекте выделяются три стадии ввода мощностей. Каждая стадия — это пуск новой связки 1 платформа - 1 нитка морского газопровода - 3 технологические линии завода СПГ (или сухопутный газопровод). С началом третей стадии происходит выход на проектные показатели. Выручка от реализации продукции по каждой стадии может реенвестироваться для последующего развития проекта. http://www.sevmorneftegaz.ru/projects/shgkm/economy/index.html Морской газовый промысел По объему капитальных вложений морской промысел занимает доминирующее положение — на его долю приходится 49% от общих вложений в освоение Штокмановского месторождения. Массогабаритные и другие характеристики этой системы оказывают большое влияние на уровни проектной добычи газа из месторождения. В качестве основного технологического элемента для организации добычи газа Штокмановского месторождения выбрана ледостойкая полупогружная платформа, рассчитанная на одновременное бурение и эксплуатацию скважин с обустройством устьев на платформе. В качестве возможных вариантов рассматриваются платформы типа TLP и SPAR. На каждой из платформ предполагается установка всего комплекса бурового оборудования, технологического обородования по промысловой подготовке газа, необходимой для однофазного транспорта газа по магистральному трубопроводу и т.п. Проектный уровень добычи достигается с помощью установки трех платформ в разных частях месторождения. К каждой платформе подсоединяются по три системы с кустами скважин подводного заканчивания, что позволяет более равномерно расположить скважины по площади месторождения. Каждая платформа связана с береговыми сооружениями одним подводным магистральным газопроводом. Кроме того, для обеспечения надежности и отказоусточивости всей системы в целом все платформы связаны между собой соединительными газопроводами. http://www.sevmorneftegaz.ru/projects/shgkm/seafield/index.html Многофункциональные платформы для освоения Штокмановского месторождения В настоящее время ведутся исследования по выбору оптимальной конструкции платформы. В начале 2003 года на стенде ЦНИИ им. академика Крылова были проведены модельные испытания корпуса и системы удержания платформы типа TLP, разработанной в ЦКБ МТ «Рубин». Также как и в случае Приразломного проекта, строительство платформ будет осуществляться преимущественно на отечественных предприятиях с использованием наиболее передового мирового опыта. http://www.sevmorneftegaz.ru/projects/shgkm/seafield/platforms/index.html Фонд скважин Основные параметры Фонд скважин - 156 в т.ч. добывающих - 144 контрольных - 3 резервных - 9 Количество скважин с подводным заканчиванием - 40 Суточный дебит скважины - 2,62 млн.куб.м http://www.sevmorneftegaz.ru/projects/shgkm/seafield/wells/index.html Подводные магистральные трубопроводы http://www.sevmorneftegaz.ru/projects/shgkm/pipes/index.html Штокмановский проект http://www.gazprom.ru/production/projects/deposits/shp/ Штокмановское газоконденсатное месторождение открыто в 1988 году. Оно расположено в центральной части шельфа российского сектора Баренцева моря, на северо-востоке от Мурманска на расстоянии около 600 км. Глубина моря в этом районе колеблется от 320 до 340 м. Запасы месторождения по категории С1 составляют 3,9 трлн куб. м газа и 56 млн тонн газового конденсата, из которых в границах лицензионного участка «Газпрома» расположены 3,8 трлн куб. м газа и 53,3 млн тонн газового конденсата. Проект разработки Штокмановского месторождения предусматривает ежегодный объём добычи около 70 млрд куб. м природного газа. Это сопоставимо с годовой добычей газа одного из крупнейших поставщиков в Европу — Норвегии. Добыча на месторождении будет организована с помощью подводных добычных комплексов и специальных технологических судов. Добытое сырье будет транспортироваться по морским трубопроводам на берег Териберской бухты, где будут расположены: завод по производству СПГ, портовый транспортно-технологический комплекс, установка комплексной подготовки газа и другие производственные объекты. Для транспортировки газа в Единую систему газоснабжения России предполагается строительство газопровода «Мурманск — Волхов». Первая фаза освоения месторождения предусматривает добычу 23,7 млрд куб. м. природного газа в год. Окончательное инвестиционное решение о производстве трубопроводного газа планируется принять в марте 2011 года, решение о производстве СПГ — на втором этапе — до конца 2011 года. Данный подход позволит начать добычу газа для поставки по трубопроводу в 2016 году и обеспечить производство СПГ в 2017 году. ( Read more... ) (Comment on this)
Friday, September 24th, 2010
11:31 am	Приобское нефтяное месторождение Нефтяные месторождения России http://www.kommersant.ru/doc-rss.aspx?DocsID=1022611 The northern three quarters of the field was controlled by YUKOS via an its daughter-company Yuganskneftegaz, and began oil production in 2000. In 2004 Yuganskneftegaz was bought by Rosneft, which is now the operating company for that portion of the field. The southern quarter of the field was controlled by Sibir energy, which began a joint venture with Sibneft to develop the field, with volume production beginning in 2003. Sibneft subsequently acquired complete control of the field via a corporate maneuver to dilute Sibir's holding. Sibneft is now majority controlled by Gazprom and renamed Gazprom Neft. http://en.wikipedia.org/wiki/Priobskoye_field Приобское месторождение (ХМАО) Запасы, млн т АВС1 - 1061,5 С2 - 169,9 Добыча в 2007 г., млн т - 33,6 В течение многих лет крупнейшим как по величине запасов, так и по объемам нефтедобычи являлось Самотлорское месторождение. В 2007 г. оно впервые уступило первое место месторождению Приобское, добыча нефти на котором достигла 33,6 млн т (7,1% российской), а разведанные запасы увеличились по сравнению с 2006 г. почти на 100 млн т (с учетом погашения при добыче). http://www.mineral.ru/Facts/russia/131/288/index.html Абдулмазитов Р.Д. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России. http://geofizik.far.ru/book/geol/geol009.htm http://rutracker.org/forum/viewtopic.php?t=1726082 http://www.twirpx.com/file/141095/ http://heriot-watt.ru/t2588.html Приобское — гигантское нефтяное месторождение в России. Расположено в Ханты-Мансийском автономном округе, вблизи Ханты-Мансийска. Открыто в 1982 году. Разделено рекой Обь на две части — лево- и правобережное. Освоение левого берега началось в 1988 г., правого — в 1999 г. Геологические запасы оцениваются в 5 млрд. тонн. Доказанные и извлекаемые запасы оцениваются в 2,4 млрд. тонн. Месторождение относится к Западно-Сибирской провинции. Открыто в 1982 году. Залежи на глубине 2,3—2,6 км. Плотность нефти 863-868 кг/м3, умеренное содержание парафинов (2,4-2,5%) и содержание серы 1,2-1,3 %. По данным на конец 2005 года, на месторождении насчитывается 954 добывающих и 376 нагнетательных скважин, из них 178 скважин были пробурены в течение последнего года. Добыча нефти на Приобском месторождении в 2007 г. — составила 40,2 млн. тонн, из них «Роснефть» - 32,77, а «Газпром нефть» - 7,43 млн тонн. В настоящее время разработку северной части месторождения ведёт ООО «РН-Юганскнефтегаз», принадлежащее компании «Роснефть», а южную - ООО "Газпромнефть - Хантос", принадлежащее компании «Газпром нефть». http://ru.wikipedia.org/wiki/Приобское_нефтяное_месторождение http://www.blackbourn.co.uk/databases/hydrocarbon-province-maps/west-siberia.pdf ПРИОБСКОЕ: ЕСТЬ 100 МИЛЛИОНОВ! (Роснефть: Вестник компании, сентябрь 2006) - 1 мая 1985 года на Приобском месторождении была заложена первая разведочная скважина. В сентябре 1988 на его левом берегу началась эксплуатационная добыча фонтанным способом со скважины №181-Р с дебитом 37 тонн в сутки. В последний день июля 2006 года нефтяники Приобского рапортовали о добыче 100-миллионной тонны нефти. ( Read more... ) По российской классификации разведанные запасы нефти составляют 1,5 млрд. тонн, извлекаемые — более 600 млн. Согласно анализу, подготовленному международной аудиторской компанией DeGolyer & MacNaughton, по состоянию на 31 декабря 2005 года нефтяные запасы Приобского месторождения по методологии SPE составляют: доказанные 694 млн. тонн, вероятные — 337 млн. тонн, возможные — 55 млн. тонн. Запасы по месторождению по российским стандартам на 01.01.2006 года: НГЗ (Нефтегазовые запасы) — 2476,258 млн. тонн. Добыча нефти на Приобском месторождении в 2003 г. — составила 17,6 млн. тонн, в 2004 г.- 20,42 млн. тонн, в 2005 г. — 20,59 млн. тонн. В стратегических планах развития компании Приобскому месторождению отведено одно из главных мест — к 2009 г. здесь планируется добывать до 35 млн. тонн. В последний день июля 2006 года нефтяники Приобского рапортовали о добыче 100-миллионной тонны нефти. 60% территории Приобского месторождения расположены в затопляемой части поймы реки Оби, при строительстве кустовых площадок, напорных нефтепроводов и подводных переходов применяются экологически-безопасные технологии. История Приобского месторождения: В 1985 году обнаружены промышленные запасы нефти, по испытаниям скважины 181р получен приток 58 м3/сут В 1989 году — начало бурения 101 куста (Левый берег) В 1999 году — ввод в эксплуатацию скважин 201 куста (Правый берег) В 2005 году суточная добыча составила 60200 т/сут, добывающий фонд 872 скважины, добыто с начала разработки 87205,81 тыс. тонн. ( Read more... ) Приобское месторождение - ключевой актив "Газпром нефти", занимающий почти 18% в структуре добычи компании. http://www.rian.ru/economy/20091219/200247288.html - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - Разукрупнение объектов разработки как метод повышения нефтеотдачи На Приобском месторождении разраба-тываются совместно три пласта — АС10, АС11, АС12, причем проницаемость пласта АС11 на порядок выше проницаемости пластов АС10 и АС12. Для эффективной выработки запасов из низкопроницаемых пластов АС10 и АС12 нет другой альтернативы, как внедрение технологии ОРРНЭО, прежде всего, на нагнетательных скважинах. http://www.neftegaz.ru/science/view/428 Методика комплексной интерпретации результатов ГИС применяемая в ОАО ЗСК «ТЮМЕНЬПРОМГЕОФИЗИКА» при изучении терригенных разрезов http://www.tpg.ru/main.php?eng=&id=101&pid=85 Фроловская фациальная зона неокома Западной Сибири в свете оценки перспектив нефтегазоносности http://www.neftegaz.ru/science/view/486 http://www.oilnews.ru/magazine/2005-15-09.html Литература ( Read more... ) Эффективность разработки нефтяных месторождений В России в достаточных объемах используются и горизонтальные скважины, и гидроразрывы пласта в низкопроницаемых коллекторах, например, в таких как Приобское месторождение, где проницаемость составляет всего от 1 до 12 миллидарси и без ГРП просто не обойтись. http://energyland.info/analitic-show-neft_gaz-neftegaz-52660 Новый экологический скандал в Ханты-Мансийском автономном округе. Его участником в очередной раз стала небезызвестная фирма «Росэкопромпереработ- ка», прославившаяся загрязнением реки Вах в вотчине ТНК-ВР. http://www.ura.ru/content/khanti/15-07-2010/articles/1036255339.html Совершенствование качества цементирования обсадных колонн на Южно-Приобском месторождении http://www.burneft.ru/archive/issues/2009-12/6 Термогазовое воздействие и месторождения Сибири http://www.energyland.info/analitic-show-52541 Термогазовый метод и Баженовская свита http://energyland.info/analitic-show-50375 Внедрение одновременнораздельной закачки на Приобском месторождении http://www.oil-info.ru/arxivps/pdf/ORZ_N.pdf Перевод скважин Приобского месторождения на адаптивную систему управления электроцентробежным насосом http://www.elekton.ru/pdf/adaptive%20exploitation.pdf ( Read more... ) BP/AMOCO Withdraws from Priobskoye Project, 1999-03-28 http://www.russiajournal.com/node/1250 Фото Приобское месторождение http://www.amtspb.ru/map.php?objectID=15 "Приобское месторождение, ХМАО. компания "СГК-Бурение"". http://nefteyugansk.moifoto.ru/112353 Южно-Приобское месторождение http://www.vsluh.ru/foto/440/ http://kotls.ru/yuzhnopriobskoe_mestoro http://www.corbis.co.in/searchresults.php?s=Priobskoye+Oil+Field&rm=&rf=&mr=&loc=&col=&listRF=&orient=&view=&people=&pht=&max=1000&p=1 (1 Comment |Comment on this)
Thursday, September 23rd, 2010
11:30 am	blackbourn: Petroleum Geology of Western Siberia, карта ( 4609×5811 ) (Comment on this)
Monday, September 20th, 2010
9:22 am	Ванкорское месторождение Ванко́рское месторожде́ние — перспективное нефтегазовое месторождение в Красноярском крае России, вместе с Лодочным, Тагульским и Сузунским месторождениями входит в Ванкорский блок. Расположено на севере края, включает в себя Ванкорский (Туруханский район Красноярского края) и Северо-Ванкорский (расположен на территории Таймырского (Долгано-Ненецкого) автономного округа) участки. Для разработки месторождения создан вахтовый посёлок Ванкор. Открыто в 1991 году. Лицензию на разработку месторождения получила в 2003 году компания Роснефть. Запасы нефти на месторождении превышают 260 млн т, газа — около 90 млрд м³. Проектная мощность — 14 млн т нефти в год — ожидается к 2012 году. По оценке на середину 2005 году, расходы на проект составят около $4,5 млрд. По состоянию на август 2009 года ожидаемая выручка от проекта составит 80 миллиардов долларов. Инфраструктура в районе месторождения на 2006 полностью отсутствует. Всего на Ванкорском месторождении планируется построить 266 скважин: из них добывающих — 173, нагнетательных горизонтальных — 25, вертикальных — 60, газонагнетательных — 8. Поставки нефти с месторождения планируется осуществлять на Дальний Восток страны через Восточный нефтепровод. Ввод в строй 550-километрового нефтепровода Ванкор-Пурпе, связывающего месторождение с магистральным нефтепроводом «Транснефти», планируется на сентябрь 2008 года. По состоянию на август 2009 года согласно данным специалистов «Ванкорнефти» на месторождении пробурено 88 скважин, 44 из них — эксплуатационные. Объёмы добычи нефти в 2009 году, как ожидается, составят 3 млн тонн. По состоянию на август 2009 года нефтяники добывают 18 тысяч тонн нефти в сутки. Нефть поступает в нефтепровод «Ванкор-Пурпе» и затем в систему «Транснефти». Лицензия на разработку месторождения принадлежит ООО «Енисейнефть», контрольным пакетом которой владеет Anglo-Siberian Oil Company, принадлежащая компании «Роснефть». Владельцем лицензии на Северо-Ванкорский блок месторождения является ООО «Таймырнефть». 21 августа 2009 года Ванкорское нефтегазаносное месторождение было запущено в промышленную эксплуатацию. Ранее добычу на Ванкоре планировалось начать в конце 2008 года, затем запуск месторождения был отложен до третьего квартала 2009 года. В церемонии начала эксплуатации Ванкора принял участие премьер-министр России Владимир Путин. В 2009 году Роснефть намерена добыть на Ванкорском месторождении 3 млн тонн нефти. С начала реализации проекта "Роснефть" инвестировала в него около 5 млрд долл. Расчетный период эксплуатации месторождения — 35 лет. Запасы Ванкорского месторождения оцениваются в 520 миллионов тонн нефти. Проектная мощность трубопровода составляет около 30 миллионов тонн в год. По завершении строительства нефтепровода "Восточная Сибирь - Тихий Океан" объёмы добычи нефти на Ванкорском месторождении планируется увеличить до максимального уровня. http://ru.wikipedia.org/wiki/Ванкорское_нефтегазовое_месторождение ( Read more... ) ЗАО «Ванкорнефть» реализует проект разработки Ванкорского нефтегазового месторождения – крупнейшего из месторождений, открытых и введенных в эксплуатацию в России за последние двадцать пять лет. Данное месторождение расположено на севере Восточной Сибири в Туруханском районе Красноярского края в 142 км от г. Игарка. Его площадь составляет 447 кв. км. Извлекаемые запасы нефти месторождения по категориям ABC1 и С2 российской классификации оцениваются более чем в 3,8 млрд барр. (524 млн т). Запасы по классификации PRMS (доказанные, вероятные и возможные) на 31 декабря 2009 г. составляют 3,6 млрд барр. (508 млн т), проектный уровень добычи – 510 тыс. барр./сут, или 25,5 млн т нефти в год (около 5% общероссийской добычи нефти). Нефть, добываемая на месторождении, является одним из основных источников для заполнения нефтепровода Восточная Сибирь – Тихий океан. Разработка месторождения является крупнейшим проектом «Роснефти» и одним из крупнейших проектов современной России. Совокупный объем капитальных затрат на разработку месторождения в 2005–2009 гг. составил 6,5 млрд долл. Официальная церемония ввода месторождения в эксплуатацию состоялась 21 августа 2009 г. По состоянию на конец 2009 г. на Ванкорском месторождении были пробурены 142 эксплуатационные скважины (в том числе 119 добывающих и нагнетательных скважин). Было построено 1 685 объектов инфраструктуры, 148 км промысловых нефтепроводов, 60 км газопроводов, 120 км автодорог, резервуарный парк, мини-НПЗ и несколько современных вахтовых поселков. http://www.rosneft.ru/Upstream/ProductionAndDevelopment/eastern_siberia/vankorneft/ Статьи о месторождении 2008 Состав и условия образования продуктивных толщ Нижнехетской и Яковлевской свит нижнего мела Ванкорского нефтегазового месторождения (северо-восток западной Сибири) http://www.vipstd.ru/gim/content/view/748/289/ янв-февр. 2005 Первым делом доразведка, а иностранные инвесторы — потом http://vestnik.rosneft.ru/28/article5.html Доставка грузов на месторождения Ванкорской группы http://www.e-river.ru/freight/Vankor/ НЕФТЬ И КАПИТАЛ №7/2005 Куда пойдет Ванкор — большой секрет http://www.oilcapital.ru/edition/nik/archives/nik_2003_2005/nik_07_2005/72132/public/72231.shtml May 2009 Rosneft Discusses Drilling Risk Assessment for the Vankor Field and Horizontal Wells http://www.rogtecmagazine.com/labels/Russia.html 6 мая 2010 Нефтепровод Ванкор-Пурпе http://www.skneman.ru/projects/nefteprovod-vankor-purpe/ 09.06.2010 «Ванкор» — пора расплаты http://www.dela.ru/lenta/30197/ 09.07.2010 Ставка на Ванкор С начала промышленной эксплуатации «Роснефть» добыла на Ванкорском месторождении 10 млн т нефти, сказал РБК daily вице-президент компании Михаил Ставский. По его словам, ежедневно здесь извлекается более 36 тыс. т нефти, а производительность скважин на порядок выше, чем в среднем по России. По итогам года «Роснефть» планирует добыть на месторождении не менее 12,5 млн т нефти. Кроме того, доразведка вокруг Ванкора позволит прирастить запасы провинции еще примерно на 200 млн т нефти и 170 млрд куб. м газа. http://www.rbcdaily.ru/2010/07/09/tek/493356 (1 Comment |Comment on this)
Wednesday, August 11th, 2010
4:00 pm	Месторождения им. Требса и Титова: текущие новости, карта Спор о размере стартового платежа по месторождениям им. Требса и Титова закончен: он составит 18,171 млрд руб., говорится в опубликованном Роснедрами уведомлении о проведении конкурса. Минэнерго заявляло, что актив нужно продавать за 60 млрд руб. Вчера представитель ведомства от комментариев отказался. Месторождения продают единым лотом. Их суммарные запасы составляют 89,73 млн т нефти (по категории С1), сообщили Роснедра. Конкурс пройдет 2 декабря, срок подачи заявок истекает 20 сентября. Месторождение стратегическое, но иностранные инвесторы также смогут принять участие в конкурсе — в консорциуме с российской госкомпанией, у которой должен быть контроль, объяснил представитель Минприроды. При этом иностранцу потребуется и разрешение правительственной комиссии по иностранным инвестициям. Об интересе к месторождениям ранее заявили практически все крупнейшие холдинги страны: «Лукойл», «Роснефть», «Газпром нефть», ТНК-ВР и «Башнефть». Вчера представители всех пяти компаний подтвердили интерес к проекту, но окончательное решение об участии в конкурсе обещали принять после изучения его условий. Представители «Зарубежнефти» и «Сургутнефтегаза» от комментариев отказались. Интерес к проекту проявляет и индийская ONGC — компания ведет переговоры о создании консорциума с «Роснефтью». Возможность участия в конкурсе с иностранной компанией не исключает и «Газпром нефть», сказал ее представитель, не назвав возможного партнера. Впечатления от опубликованных условий двоякие, говорит сотрудник одной из нефтяных компаний: размер стартового платежа внушает оптимизм, но требования, выдвинутые к компаниям, существенно снижают экономику проекта. Речь, в частности, идет об обязательствах продавать на Российской товарно-сырьевой бирже не менее 15% добытой на месторождениях нефти и не меньше 42% сырья перерабатывать на российских НПЗ. Рядом с месторождениями проходит экспортная труба «Лукойла», по которой нефть поставляется до Варандейского причала и далее на экспорт. Но из опубликованных формулировок следует, что на НПЗ придется направлять именно нефть месторождений Требса и Титова (заменить ее на сырье других месторождений нельзя), а значит, потенциальному инвестору придется строить дополнительную трубу до магистрали «Транснефти» в поселке Уса, говорит собеседник «Ведомостей». «Это сотни километров, что существенно увеличит затраты инвесторов. А вынужденное смешение в “общей” трубе высококачественной нефти с Требса и Титова с сырьем более низкого качества лишит инвесторов дополнительного дохода», — отмечает он. Разрешение на проведение своповых операций лишило бы возможности принять участие в конкурсе небольшие нефтяные компании, объяснил чиновник Минприроды. Аналитик Банка Москвы Денис Борисов отмечает, что запрет на своп осложняет экономику проекта для «Роснефти» и «Башнефти»: их ближайшие заводы расположены в Самаре и Уфе, технической возможности поставлять туда нефть с Требса и Титова нет — трубопроводы в этом направлении работают в аверсном режиме. Требование продавать часть добытого сырья на бирже лишено смысла — работающей нефтяной биржи в России, по сути, нет, отмечает аналитик «ВТБ капитала» Лев Сныков. Не исключено, что в 2013 г., когда на месторождениях должна начаться добыча, механизмы биржевой торговли углеводородами уже будут созданы, но насколько это будет выгодно компаниям — сейчас сказать трудно, говорит аналитик. Идею «отягощать» новые лицензии требованиями о продаже части сырья на российской бирже выдвинула в начале года Федеральная антимонопольная служба. Инициативу поддержал вице-премьер Игорь Сечин. «С экономической точки зрения Требса и Титова должны быть ориентированы на экспорт, вслепую выставлять условия по переработке или продаже нефти на бирже нецелесообразно», — считает Сныков. http://www.vedomosti.ru/newspaper/article/2010/08/11/243293 Из статьи "Качественный прогноз флюидов в месторождениях Печорского моря" http://www.neftegaz.ru/science/view/596/ (Comment on this)
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.com/index.ru.htm Азовское море Палеозойский участок Високосный участок Черное море Северо-Западная Черноморская площадь Юго-Восточная Черноморская площадь (Comment on this)
Saturday, April 4th, 2009
1:07 am	Газпром: Восточная газовая программа Потенциал Дальнего Востока и Восточной Сибири Восточная Сибирь и Дальний Восток составляют порядка 60% территории Российской Федерации. Начальные суммарные ресурсы газа суши Востока России составляют 52,4 трлн куб. м, шельфа — 14,9 трлн куб. м. Вместе с тем, геологическая изученность газового потенциала региона является крайне низкой и составляет 7,3% для суши и 6% для шельфа. Запасы и ресурсы газа Восточной Сибири и Дальнего Востока позволяют организовать новые крупные центры газодобычи, обеспечивающие на длительный срок внутренние потребности восточных регионов России и экспортные поставки в страны Азиатско-Тихоокеанского региона. Базовым документом для развития газовой отрасли на Востоке России является государственная Восточная газовая программа. Еще до ее официального утверждения «Газпром» приступил к фактической реализации заложенных в ней положений. Восточная газовая программа Государственная «Программа создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения с учетом возможного экспорта газа на рынки Китая и других стран АТР» (Восточная газовая программа) утверждена в сентябре 2007 года приказом Министерства промышленности и энергетики РФ. Координировать деятельность по реализации Программы Правительство РФ поручило ОАО «Газпром». Восточная газовая программа предполагает формирование центров газодобычи в Красноярском крае, Иркутской области, Республике Саха (Якутия), Сахалинской области и Камчатском крае. Программой определено, что вместе с созданием центров газодобычи и единой системы транспортировки газа будут синхронно развиваться газоперерабатывающие и газохимические производства, в том числе мощности по производству гелия и сжиженного природного газа (СПГ). Таким образом, газовая и перерабатывающая отрасли на Востоке России будут развиваться комплексно. Преимущества восточного газа, содержащего много ценных компонентов, будут использованы с максимальной эффективностью. Ресурсная база «Газпрома» на Востоке России В настоящее время «Газпрому», его дочерним и зависимым обществам принадлежит более четырех десятков лицензий на право пользования участками недр в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. В том числе, на право пользования недрами Чаяндинского месторождения в Якутии, Чиканского месторождения в Иркутской области, Собинского месторождения в Красноярском крае, Киринского месторождения на шельфе о. Сахалин. Для увеличения ресурсной базы «Газпром» ведет геологоразведку в Красноярском и Камчатском краях, Иркутской области, в Республике Саха (Якутия) и на шельфе о. Сахалин. К 2030 году в Сибирском и Дальневосточном федеральных округах «Газпром» планирует прирастить до 7 трлн куб. м газа. Реализация «Газпромом» Восточной программы Чиканское месторождение (Иркутская область). В 2008 году введено в опытно-промышленную эксплуатацию. В настоящее время ведется проектирование газопровода от Чиканского месторождения для обеспечения природным газом городов Саянск, Ангарск и Иркутск. Собинское месторождение (Красноярский край). Проводятся работы по обустройству нефтяных оторочек. Прорабатывается возможность создания на базе газа Собинского месторождения газоперерабатывающего и газохимического комплексов. Чаяндинское месторождение (Республика Саха (Якутия)). Уникальное по запасам газа месторождение в Якутии, содержащее также значительные объемы гелия. Проводятся геологоразведочные работы. Планируется строительство газопровода «Якутия — Хабаровск — Владивосток», прорабатываются вопросы создания на базе газа Чаяндинского месторождения газоперерабатывающих мощностей, а также мощностей по производству СПГ в Приморском крае. http://www.gazprom.ru/production/projects/east-program/ Перспективные и прогнозные ресурсы газа Якутии оцениваются в 10,4 трлн куб. м. Запасы Чаяндинского месторождения по категории С1+С2 составляют 1,24 трлн куб. м газа, 68,4 млн тонн нефти и конденсата. Распоряжением Правительства РФ от 16 апреля 2008 года «Газпрому» предоставлены права пользования недрами Чаяндинского месторождения. Реализация проекта На данный момент «Газпромом» активно ведутся геологоразведочные работы и сейсмические исследования на Чаяндинском месторождении. Проведены инженерно-геологические и геодезические исследования, пробурены первые скважины. В г. Ленске создан филиал ООО «Газпром добыча Ноябрьск» — Чаяндинское нефтегазопромысловое управление, которому поручено обустройство и разработка месторождения. Перспективы Начало добычи нефти на Чаяндинском месторождении запланировано на 2014 год, газа — на 2016 год. Одновременно в 2016 году должны быть введены в эксплуатацию первоочередные мощности по газопереработке и газохимии. Их создание является важной составной частью эффективного освоения Чаяндинского месторождения, газ которого имеет сложный компонентный состав и в том числе содержит гелий. Для транспортировки якутского газа будет создана газотранспортная система (ГТС) «Якутия — Хабаровск — Владивосток», к строительству которой «Газпром» приступит в 2012 году после завершения проекта создания ГТС «Сахалин — Хабаровск — Владивосток». http://www.gazprom.ru/production/projects/deposits/chayandinskoe/ (Comment on this)