[Most Recent Entries] [Calendar View] [Friends]
Below are the 20 most recent journal entries recorded in
iv_g's LiveJournal:
| 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/pr Из годового отчета за 2009 г.  http://www.sibneftegaz.ru/upload/ib 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/ib 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/his 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/artic «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/pho Пырейное месторождение http://www.sibneftegaz.ru/about/pho Хадырьяхинское месторождение http://www.sibneftegaz.ru/about/pho |
| Thursday, November 4th, 2010 | |
| 12:12 am | Сайт:Штокман Девелопмент АГ http://shtokman.ru/ |
| Wednesday, October 27th, 2010 | |
| 9:15 am | Счетная палата против двукратного увеличения общей сметы «Сахалин-1» Планы Exxon Neftegaz раскрыл вчера аудитор Счетной палаты Михаил Бесхмельницын. По его словам, в августе «Сахалин-1» представил программу работ и смету до 2055 г., из которых следовало, что общие затраты на проект должны составить $95,3 млрд. При этом прежний план предполагал расходы на уровне $42,8 млрд (речь о программе 2003 г., уточняет один из подчиненных Бесхмельницына). Часть затрат — обоснованные, с учетом инфляции, конъюнктуры рынка, уточнил Бесхмельницын «Ведомостям». Но есть расходы, с которыми аудиторы совершенно не согласны. «[Exxon Neftegaz] нужно вести себя скромнее», — отмечает аудитор, советуя сокращать выплаты руководству, затраты на корпоративные полеты и проч. Сколько в программе Exxon «необоснованных» затрат — Бесхмельницын не раскрыл, но заметил: в таком виде смету утверждать просто нельзя — она в 2,2 раза больше действующей и в 6,3 раза выше, чем предполагалось в момент заключения СРП. При этом общие показатели проекта, в частности добыча, снижены, добавляет аудитор. План по добыче нефти снижен на 54 млн т, или 17,3%, уточняет подчиненный Бесхмельницына, по добыче газа — на 33,5 млрд куб. м, или 9,1%. Пару недель назад чиновники рассказывали «Ведомостям» о цифрах из июньской редакции плана Exxon Neftegaz. Этот документ предполагал рост общих затрат до $100 млрд: $47,9 млрд — капитальные, $52,2 млрд — эксплуатационные. У Счетной палаты более поздний вариант, предполагает сотрудник ведомства. Но даже с августовской цифрой «Сахалин-1» может претендовать на статус самого дорогого проекта в новейшей истории России. Представитель Exxon Neftegaz на звонки вчера не отвечал. Но июньский вариант программы оператор категорически отказывался комментировать. Как и представители министерств, которые участвуют в обсуждении проекта (Минэнерго, Минфин, Минприроды). Чиновник одного из ведомств лишь уточнял, что Exxon Neftegaz изменила концепцию проекта в 2005 г. и с тех пор государство ориентировалось на одну программу, а оператор — на другую. Смета «Сахалина-1» на 2010 г. до сих пор не утверждена. А в июне губернатор Сахалинской области Александр Хорошавин и вовсе пригрозил Exxon Neftegaz найти другого оператора проекта. Смена оператора действительно не исключена, заявил вчера и Бесхмельницын: «У нас незаменимых нет <...> Сегодня на их место могут прийти российские компании». Но это чистая теория, «так вопрос не стоит», уточнил аудитор «Ведомостям». Когда уполномоченный госорган (УГО) рассмотрит новую программу «Сахалина-1», не ясно. Дата заседания пока не назначена, говорит близкий к УГО источник. По его данным, до сих пор обсуждается вилка затрат по новой программе, $95 млрд — максимальный вариант, но согласия по нему у чиновников нет. http://www.vedomosti.ru/newspaper/artic Каждый год Счетная палата проверяет эффективность компаний – операторов СРП. Сейчас прошла проверка за 2009 г. И недостатки есть у всех, следует из материалов к пресс-конференции Бесхмельницына. Оператор Харьягинского СРП – Total вела работы с «нарушением условий недропользования с отступлением от ранее утвержденных проектных решений», говорится в материалах. В частности, есть отставание по бурению, нарушен температурный режим закачки воды, не выполняется план по утилизации ПНГ, ожидается невыполнение плана по добыче в 2009–2011 гг., говорит сотрудник Счетной палаты. У «Сахалина-2» недоплата роялти – $31,8 млн за 2009 г. (из-за неправильного определения налогооблагаемой базы), отмечается в материалах; если такой метод расчетов сохранится, недоплата за весь срок проекта может достичь $1 млрд. А у «Сахалина-1» невыполнение плана по добыче в 2009 г.: 8,2 млн т нефти (против прогнозных 10,8 млн т) и 1,54 млрд куб. м газа (против 2,9 млрд), говорит сотрудник Счетной палаты. Доходы государства в виде доли прибыльной продукции от «Сахалина-1» составили в 2009 г. 3,38 млрд руб. против 7,37 млрд руб. в 2008-м. Правда, план на 2009 г. также был ниже, отмечает собеседник «Ведомостей», – сначала 2,9 млрд руб., затем около 4 млрд руб. «Сахалин-1» Участники – Exxon Neftegaz (30%, оператор проекта), «Роснефть» (20%), ONGC (20%) и Sodeco (30%). Запасы – 307 млн т нефти и 485 млрд куб. м газа (потенциальные извлекаемые). Добыча – 8,2 млн т нефти и 1,54 млрд куб. м газа (2009 г.). - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - Иностранным компаниям не повезло в России с соглашениями о разделе продукции. Участь потесненных в разное время Total (Харьягинское месторождение) и Shell («Сахалин-2») вскоре может постигнуть и Exxon Neftegaz, работающую на «Сахалине-1». Как стало известно РБК daily, сейчас в правительстве обсуждается схема смены оператора, а также кандидатура нового координатора проекта. Вероятно, им станет «Роснефть», «дочкам» которой принадлежит 20% «Сахалина-1». Как сообщил РБК daily источник в Минфине, ведомство Алексея Кудрина до сих пор не утвердило Exxon Neftegaz смету на текущий год, так как планируются существенные изменения не только по самим расходам, но и в структуре проекта. «Судя по тому, что у «Газпрома» уже одно СРП есть («Сахалин-2»), а в «Сахалине-1» 20% уже принадлежит «Роснефти», ее и поставят новым оператором», — считает собеседник. По его словам, Exxon Neftegaz в свое время удалось пробить соглашение, создающее для проекта максимально льготные условия, и «сейчас они могут делать все, что хотят». «Государство это не устраивает, к тому же предпочтительнее, чтобы координатором на шельфе была российская компания», — подчеркивает чиновник. То, что участие российских компаний заметно улучшает управляемость проекта, подтверждает и Михаил Бесхмельницын. Аудитор сообщил журналистам, что с приходом в «Сахалин-2» «Газпрома» отчетность по проекту стала намного прозрачнее. А та же Exxon Neftegaz в августе 2010 года увеличила затраты на разработку месторождений «Сахалина-1» в 2,2 раза, до 95,3 млрд долл. В настоящее время, утверждает источник РБК daily, рассматривается несколько вариантов смены оператора. В частности, предполагается выкупить доли у японской SODECO (30%) или индийской ONGC (20%). Это позволит довести долю «Роснефти» в проекте до 50%. Согласно другом варианту, рассматривается возможность изменения условий СРП. В «Роснефти» от комментариев отказались, получить комментарий в Exxon Neftegaz не удалось. Аналитик ФК «Уралсиб» Алексей Кокин считает, что изменить условия СРП, в котором определяется процедура смены оператора, достаточно сложно. В этом случае было бы самым эффективным выкупить долю Exxon в проекте. «Конечно, Exxon так просто не отдаст свой пакет, но у нас умеют так вести переговоры, что в итоге компания согласится», — подчеркивает г-н Кокин. За примерами ходить далеко не надо. Ранее «Зарубежнефть» потеснила французскую Total в Харьягинском проекте. Тогда основными претензиями Счетной палаты к иностранной компании было недополучение доходов от проекта, непредставление Total схемы технологической разработки месторождения и проблемы с достижением проектных показателей добычи. Ростехнадзор также не стоял в стороне, в 2006 году оператора Харьяги обвинили в нарушении природоохранного законодательства и закона «О недрах». В итоге в ноябре 2009 года генеральный директор концерна Total Кристоф де Маржери и гендиректор «Зарубежнефти» Николай Брунич подписали договор купли-продажи долей участия в проекте. В соответствии с документом Total продала «Зарубежнефти» 10-процентную долю в Харьягинском проекте. В пользу российской компании 10% своей доли уступила и норвежская StatoilHydro. Таким образом, французская и норвежская компании сократили свои доли до 40 и 30% соответственно. Аналогичная участь постигла и участников другого СРП — «Сахалин-2». В 2006 году под нажимом Минприроды, Генпрокуратуры и тогда еще Минпромэнерго компании Shell, Mitsubishi и Mitsui были вынуждены продать по половине своих долей в проекте «Газпрому» с существенным дисконтом — всего за 7,45 млрд долл. Как полагает ведущий эксперт УК «Финам Менеджмент» Дмитрий Баранов, если оператором «Сахалин-1» будет российская компания, проект станет внутренним делом России со всеми вытекающими отсюда последствиями в виде отмены различных льгот и послаблений для него. Но в дальнейшем иностранцам будет трудно объяснить, почему им выгодно работать на российских месторождениях. «Сахалин-1» предусматривает разработку трех нефтегазовых месторождений — Чайво, Одопту и Аркутун-Даги — с общими потенциальными запасами около 307 млн т нефти (2,3 млрд барр.) и 485 млрд куб. м газа. Оператором проекта выступает Exxon Neftegaz (30%). Ее партнеры — «дочки» «Роснефти», «РН-Астра» (8,5%) и «Сахалинморнефтегаз-Шельф» (11,5%), японский консорциум SODECO (30%) и индийская ONGC (20%). http://www.rbcdaily.ru/2010/10/27/tek/5 "Газпром" может стать участником очередного проекта СРП Наталья Гриб Коммерсантъ, N020, 27.10.2010 http://kommersant.ru/doc.aspx?DocsID=15 |
| 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 |
| Tuesday, September 14th, 2010 | |
| 11:20 am | Российско-китайская нефть. Восточные инвестиции потекут в независимую нефтянку До середины прошлого года дела в российском ТЭКе у представителей Поднебесной особо не клеились. Оживление началось после того, как премьер-министр Владимир Путин заявил, что Россия заинтересована в привлечении китайских финансовых ресурсов. Первым инвестпроектом стало участие в независимой нефтяной компании «Нобель Ойл», которая сейчас готовится к проведению IPO на Гонконгской бирже. Эксперты не исключают, что успешное размещение бумаг «Нобеля» подогреет интерес китайских инвесторов к российской малой нефтянке. ( Read more... ) |
| 11:00 am | Башнфть показала лучшие результаты в отрасли «Башнефть» продолжает увеличивать рентабельность своего бизнеса, и по этому показателю она даже обошла ЛУКОЙЛ. Вряд ли это лидерство компании удастся сохранить в будущем году — большая изношенность месторождений и высокие затраты на покупку нефти будут оказывать давление как на финансовые результаты, так и на темпы добычи. ( Read more... )  http://www.rbcdaily.ru/2010/09/14/tek/5 Также http://community.livejournal.com/oilgas |
| 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 |
| Wednesday, September 1st, 2010 | |
| 4:25 pm | Малайзия. Нефть и газ. Petronas.   http://sarawakheadhunter.blogspot.com/2 Oil & Gas Map Malaysia 2nd Edition_2008  ( полноразмерные ) Малайзия http://www.eia.doe.gov/cabs/Malaysia/Ba   http://www.eia.doe.gov/cabs/Malaysia/Oi   http://www.eia.doe.gov/cabs/Malaysia/Na Energy profile of Malaysia http://www.eoearth.org/article/Energy_p EIA – Malaysia Country Energy Profile http://tonto.eia.doe.gov/country/countr BP Statistical Review of World Energy 2010   http://workzone.my/project/?p=26 Petronas, short for Petroliam Nasional Berhad,  is a Malaysian-owned oil and gas company that was founded on August 17, 1974. http://en.wikipedia.org/wiki/Petron Сайт http://www.petronas.com.my/footer/sitem Annual Reports http://www.petronas.com.my/investor_rel Oil And Gas Reserves And Production     http://www.petronas.com.my/our_busi Malaysia has approximately 615,100 square kilometres of acreages available for oil and gas exploration. Of these, 218,678 square kilometres or 36% of the total acreages are currently covered by Production Sharing Contracts. Exploration drilling in Malaysia by the Production Sharing Contractors has resulted in the discovery of 163 oil fields and 216 gas fields. Many significant discoveries were made in shelfal shallow waters as well as in deepwater environments. http://www.petronas.com.my/our_busi Historical Production of Oil and Gas Oil was first discovered in Malaysia in July 1882 but its commercial exploitation did not begin until 1910. In that year, the Anglo-Saxon Petroleum Company (the forerunner of modern-day Sarawak Shell) struck oil in the town of Miri, Sarawak marking the start of the Malaysian petroleum industry. However, further attempts to discover other oil fields on shore failed to find petroleum deposits large enough to justify drilling activities. During the 1950s, attention was diverted to the offshore areas of Sarawak and Sabah with the onset of advances in offshore petroleum technology. Marine seismic surveys were carried out for the first time in Sarawak in 1954. In 1962, oil was discovered in two areas offshore Sarawak. Other finds followed in rapid succession. In Peninsular Malaysia, petroleum exploration activities began in 1968 and the first oil field was discovered in 1971. In 1974, through the Petroleum Development Act, PETRONAS was incorporated, vesting in it the entire ownership and control of the country’s petroleum resources. Malaysia Crude Oil Production  Malaysia Condensate Production  Malaysia Natural Gas Production  http://www.petronas.com.my/our_busi  http://www.petronas.com.my/our_busi Gasoline and diesel usage and pricing http://en.wikipedia.org/wiki/Gasoline_a Oil and gas companies of Malaysia http://en.wikipedia.org/wiki/Category:O Petroleum Companies http://www.mycen.com.my/malaysia/pe Malaysia oil reserves - to last 20 years only? http://1426.blogspot.com/2008/10/how-mu - - - - - - - - - - - - - ExxonMobil Joins Petronas In Bet On EOR Malaysia - Companies - Jun 8 2010 http://store.businessmonitor.com/articl A tale of two oil blocks. The 2009 agreement between Malaysia and Brunei over territorial dispute has come under intense criticism for supposedly putting the former at a disadvantage. http://thestar.com.my/news/story.asp?se Petronas renegotiates with Indonesia on Natuna gas price http://orangminyak.wordpress.com/2009/0 PETRONAS has identified a damage point on a production pipeline operated by Newfield Peninsula Malaysia Inc, as the source of the oil sheen, sighted near offshore platforms off the east coast of Peninsular Malaysia. http://www.offshoreenergytoday.com/mala Lundin Petroleum AB announced that its wholly owned subsidiary, Lundin Malaysia BV, has signed a new PSC with PETRONAS covering blocks SB307 and SB308, offshore Sabah. http://www.offshoreenergytoday.com/mala Newfield Exploration Company - International http://www.newfld.com/focus-area-intern |
| Saturday, August 28th, 2010 | |
| 9:00 am | Открытие 5 новых месторождений нефти на шельфе Норвегии Немецкая Wintershall (100-процентная "дочка" BASF) в 2010г. обнаружила на шельфе Северного моря в Норвегии 5 новых месторождений нефти. Об этом сообщает пресс-служба компании со ссылкой на представленную сегодня стратегию развития в сфере геологоразведки и добычи на шельфе Норвегии и других приоритетных регионах. На сегодняшний день Wintershall входит в число крупнейших лицензиатов на континентальном шельфе Норвегии и владеет более чем 40 лицензиями на разработку норвежских месторождений и является оператором половины из них. В компании сообщают, что в июле 2010г. Wintershall открыла одно из крупнейших обнаруженных в этом году на норвежском шельфе нефтегазовое месторождение Мария (Maria). По предварительным оценкам, его запасы составляют 80-120 млн барр. нефти и 2-5 млрд куб. м газа. В ближайшее время компания планирует приступить к его разработке. Годом ранее Wintershall начала разработку месторождения Grosbeak, запасы которого оцениваются в 180 млн барр. нефтяного эквивалента. В августе 2010г. компания пробурила скважину Blakeney в британском секторе Северного моря с объемами запасов в 60-100 млн барр. нефти. Доля компании в месторождении составляет 75%. Wintershall работает в Северном море с 1965г. и эксплуатирует 25 нефте- и газодобывающих платформ в нидерландском секторе и одну - в германском. В 2008г. компания купила норвежскую Revus Energy ASA. Северное море, наряду с Россией, входит в ряд регионов, представляющих для немецкого нефтедобытчика первостепенную важность благодаря крупным запасам нефти и газа, а также развитым связям с действующими европейскими рынками. Wintershall Holding GmbH - 100-процентное дочернее предприятие немецкого концерна BASF. Компания более 75 лет занимается поиском и добычей нефти и газа в Европе, Северной Африке, Южной Америке, а также в России, ведет геологоразведку в Персидском заливе. В России компании принадлежит 20% в совместном предприятии Nord Stream AG, реализующем проект создания газопровода "Северный поток". http://lapiduslawyer.livejournal.com/372 |
| Thursday, August 26th, 2010 | |
| 2:40 am | Открытие британской нефтяной компании в Арктике Воды Гренландии могут скрывать 50 млрд баррелей нефти и газа - достаточно, чтобы удовлетворить потребности всех стран Европы в энергии в течение почти двух лет. Британская энергетическая компания Cairn Energy заявила об обнаружении нефти и газа в одной из геологоразведочных скважин у побережья Гренландии. "Компания проводит бурение в бассейне, равном по размеру Северном морю, что свидетельствует о потенциально огромном значении открытия", - пишет сегодня "Daily Mail". http://www.energyland.ru/news-show-t |
| 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 |
| Monday, August 23rd, 2010 | |
| 2:40 pm | Колумбия-2 Ссылки http://lanic.utexas.edu/la/colombia/ El Ministro de Minas y Energía http://www.minminas.gov.co/minminas/ In 2003 the restructuring of Colombian hydrocarbons sector took place, with the creation of the National Hydrocarbons Agency as a response to the critical situation that Colombia was undergoing, due to decreasing petroleum reserves http://www.anh.gov.co/es/index.php The National Administrative Department of Statistics -DANE http://www.dane.gov.co/daneweb_V09/en/i Карты http://www.anh.gov.co/es/index.php?i  http://www.eia.doe.gov/emeu/cabs/im http://www.hoeckmann.de/karten/amer GOLD OIL PLC is an independent oil and gas exploration and production company incorporated in April 2004 and focused on identifying oil and gas interests in Latin America, in particular Peru, Colombia and Cuba.  ( 6930×9607 ) http://www.goldoilplc.com/explorercolom Annual Report and Accounts to 2009 http://www.goldoilplc.com/docum/Gold%20 There are potentially oil deposits in 85% of Colombia’s territory. This is known as the ‘prospective area’ and covers about 1,644,179 km2 (including 71% of the land area and a large part of Colombia’s territorial waters). 80% of resguardos (509) and 88% (310) of indigenous communities outside resguardos (ICOR) are totally or partly within the prospective area. The regions where the presence of hydrocarbons is not possible or probable are called ‘non–prospective areas’ and represent an area of about 328,375 km2 (29% of the land area and 15% of Colombia’s total territory). Those indigenous territories wholly located in non–prospective areas are the only ones guaranteed not to be affected by oil and gas exploration and extraction (although they may be by transport). Only 20% (129) of resguardos and 12% (43) of ICOR are wholly within non–prospective areas.  http://www.hrev.org/en/actualidad.php?i Карты Колумбии http://190.254.22.44/mapas_de_colom http://190.254.22.44/mapas_de_colom http://190.254.22.44/mapas_de_colom Топокарты http://190.254.22.44/mapas_de_colom http://190.254.22.44/mapas_de_colom http://www.colombiassh.org/site/spip.ph http://www.colombiassh.org/site/spip.ph http://www.colombiassh.org/site/spip.ph Energy profile of Colombia http://www.eia.doe.gov/cabs/Colombia/Ba http://www.eoearth.org/article/Energy_p    http://projects.publicintegrity.org/rep   http://projects.publicintegrity.org/rep 2/19/2010 Colombia makes blocks available http://www.oilonline.com/News/NewsArtic December 04, 2009, Colombian Oil: The Next Big Thing? http://network.nationalpost.com/np/blog Amerisur Resources contracts in Colombia http://www.amerisurresources.com/projec Colombia’s Rubiales-Piriri oil field has 341 million barrels of proved reserves, the field’s operator, Canada’s Pacific Rubiales Energy Corp., said. The Colombian government had said in July that the field could contain 500 million barrels of reserves. ( Read more... )  http://laht.com/article.asp?ArticleId=3 Since 1999, WWW.PETROLEUMWORLD.COM is a free service web site that provide real time news and information on Latin America, Bolivia, Brazil, Mexico, Peru, Trinidad and Venezuela's Energy, Oil & Gas industry prepared by professionals in the area and using the latest technological advances in communication. http://www.petroleumworld.com/ Neogene magmatism and its possible causal relationship with hydrocarbon generation in SW Colombia http://www.geo.uni-potsdam.de/arbeitsgr Блок Кондор расположен в предгорье Восточных Кордильер в западной части нефтегазоносного бассейна Льянос, крупнейшего нефтегазоносного бассейна Колумбии. Договор по разработке Кондора между «ЛУКОЙЛ Оверсиз Колумбия Лтд.» и государственной колумбийской компанией Экопетроль был подписан 8 апреля 2002 года. В 2007 году успешно пробурена скважина на структуре Медина, давшая приток нефти. Доля ЛУКОЙЛ Оверсиз - 70% Доказанные запасы (доля ЛУКОЙЛ Оверсиз): - 6,09 млн б.н.э. Добыча в 2007: - 3,7 тыс б.н.э. Участники проекта - Ecopetrol (30%) Оператор - ЛУКОЙЛ Оверсиз http://www.lukoil-overseas.ru/proje 14.04.2008 Площадь блока - 3089 кв. км. Блок Кондор расположен в предгорье Восточных Кордильер в западной части нефтегазоносного бассейна Льянос и является одним из крупнейших геологоразведочных блоков на территории Колумбии. ( Read more... ) Global Energy Development PLC http://www.globalenergyplc.com/colo Perenco http://www.perenco.com/operations/l ONGC Videsh Limited (OVL) was rechristened on 15th June 1989 from the earstwhile Hydrocarbons India Private Limited, which was incorporated on 5th March, 1965. http://www.ongcvidesh.com/Assets.as Spotlight on Colombia: Building a biofuel economy http://www.cleantechinvestor.com/po Columbia: PetroSouth, Barco, Standard Oil, Texaco, Socony-Vacuum http://expandpro.blogspot.com/search/la Petroamerica Oil Corp. is focused on light/medium oil in Colombia http://pta-oil.com/main/index.php?id=ab The Spatial Concentration and Patterns of Left-Wing Terrorism in Colombia (1977-1997) http://www.start.umd.edu/gtd/features/S Petroleum Mining and the U'wa Indian Community http://www1.american.edu/TED/colspill.h |
| Thursday, August 19th, 2010 | |
| 10:10 am | Нефтяные компании, Канада: Husky Energy Husky Energy (русск. Ха́ски Э́нерджи) — одно из крупнейших канадских предприятий по производству углеводородов. Его разведанные запасы составляют 430 миллионов баррелей нефти. Оно владеет более чем 500 заправочными станциями в Канаде и насчитывает примерно 3000 служащих. По 35 % акций компании принадлежит китайскому миллиардеру Ли Кашину и его предприятию Hutchison Whampoa. http://ru.wikipedia.org/wiki/Husky_Ener The company employs approximately 4100 people (as of 2007), has almost $21 billion in assets, and produces an average of 385,000 barrels (61,200 m3) of oil equivalent per day (projected average low end for 2008) Founded 1938 as Husky Refining Company Revenue $12.664 billion [Cdn] - (2006) Husky Energy has proven petroleum reserves of 430 million barrels (68,000,000 m3) and 2 trillion cubic feet (57 km3) of natural gas, most of it in Western Canada. It owns approximately 500 filling stations in Canada http://en.wikipedia.org/wiki/Husky_Ener Annual Reports & Filings http://www.huskyenergy.com/investorrela Areas of Operations  http://www.huskyenergy.com/operations/ Также о компании http://www.wikinvest.com/stock/Husky_En |
| Monday, August 2nd, 2010 | |
| 2:06 pm | |
| Sunday, August 1st, 2010 | |
| 1:16 pm | HOUSTON AMERICAN ENERGY CORP http://www.faqs.org/sec-filings/091 |
| Friday, July 23rd, 2010 | |
| 9:29 pm | google.brand.edgar-online.com: Ecopetrol, Exxon Mobil, Chevron, Eni Ecopetrol (Колумбия) http://google.brand.edgar-online.com/EF Exxon Mobil Corporation http://google.brand.edgar-online.com/EF Chevron Corporation http://google.brand.edgar-online.com/EF Eni http://google.brand.edgar-online.com/EF |
| Monday, June 7th, 2010 | |
| 11:05 am | Нефтяные компании: Noble Energy, кратко Noble Energy  Founded by Lloyd Noble in 1932, Noble Energy has more than 75 years of success in the energy industry. As one of the first independent producers to explore in the Gulf of Mexico, the company helped shape the industry and its own future success. Today, Noble Energy is an S&P 500 company with reserves of 820 million barrels of oil equivalent and assets totaling close to $12 billion at year-end 2009. http://www.nobleenergyinc.com/fw/main/O  http://www.nobleenergyinc.com/fw/main/O |
| 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  |
| Sunday, May 2nd, 2010 | |
| 11:57 pm | Нефтяные компании: Faroe Petroleum  Faroe Petroleum is an inde-pendent oil and gas company focused on value creation through exploration and appraisal drilling in the Atlantic Margin (Faroe Islands and UK West of Shetlands), the North Sea and Norway. http://www.fp.fo/Default.aspx |
