Below are the 4 most recent journal entries recorded in iv_g's LiveJournal:

Monday, June 7th, 2010
3:00 pm	Assessment of Undiscovered Oil and Gas Resources of the Levant Basin Province, Eastern Mediterranean Assessment of Undiscovered Oil and Gas Resources of the Levant Basin Province, Eastern Mediterranean The U.S. Geological Survey estimated a mean of 1.7 billion barrels of recoverable oil and a mean of 122 trillion cubic feet of recoverable gas in the Levant Basin Province using a geology based assessment methodology. The Levant Basin Province encompasses approximately 83,000 square kilometers (km2) Geologic cross section of the southern part of the Levant Basin Province illustrating the definition of the three assessment units (AU) in this study. The areas of the Levant Sub-Salt Reservoirs AU and the Plio-Pleistocene Reservoirs AU are coincident, and neither AU overlaps with the Levant Margin Reservoirs AU. Dashed line separates Cenozoic (above) from pre-Cenozoic rocks. Messinian-age salt (between the M and N seismic horizons) is shown in green. Location of schematic section (A-A’) shown in figure 1. A, Permian to Aalenian age; B, Bajocian to Turonian age; C, Senonian to Early Oligocene age; D, Oligocene to Late Miocene Age; E, Late Miocene (Messinian) age; F, Plio-Pleistocene age rocks. Modified from Gardosh and Druckman (2006) and Cartwright and Jackson (2008). For this assessment the Mesozoic-Cenozoic Composite Petroleum System was defined to include the possibility of viable petroleum source rocks of Triassic, Jurassic, Lower Cretaceous, Upper Cretaceous, Miocene, and Plio-Pleistocene ages, all of which have been suggested as potential source rocks within this province. Levant Basin Province assessment results. [MMBO, million barrels of oil; BCFG, billion cubic feet of gas; MMBNGL, million barrels of natural gas liquids. Results shown are fully risked estimates. For gas accumulations, all liquids are included as NGL (natural gas liquids). Undiscovered gas resources are the sum of nonassociated and associated gas. Largest mean oil field in MMBO; largest mean gas field in BCFG. F95 represents a 95 percent chance of at least the amount tabulated. Other fractiles are defined similarly. TPS, total petroleum system; AU, assessment unit. Gray shading indicates not applicable] http://pubs.usgs.gov/fs/2010/3014/pdf/FS10-3014.pdf http://pubs.usgs.gov/fs/2010/3014/ http://www.usgs.gov/newsroom/article.asp?ID=2435 (Comment on this)
Monday, May 17th, 2010
9:08 am	psvl: энергетическая рентабельность. psvl пишет Энергетическая рентабельность. Из старого журнала, типа повторение - мать учения. Сделал перевод статьи, автор - сотрудник экологической НКО, т.е. его не заподозришь в ангажированности нефтяным лобби, изложено всё прямым текстом и по-честному. Перевод не дословный, тут в принципе главное - мысль донести, примечания переводчика (то есть меня, хехе), выделены курсивом - ну в основном это перевод единиц. Достижение энергетической рентабельности. Dana Visalli, Energy bulletin, 25.11.06 Сколько энергии содержится в галлоне бензина? Кратко говоря – много. Один галлон бензина (3,7 литра) эквивалентен 600 человеко-часам работы, это 75 рабочих дней. Неплохо для небольшого объёма жидкости.постоксероксом</span>Оригинал поста EROEI (energy returned on energy invested), Критика EROEI Измерение EROEI из одного физического процесса однозначно, но не существует единого стандарта на какие виды деятельности должны быть включены в измерении EROEI экономического процесса. Полностью http://en.wikipedia.org/wiki/EROEI Также КОГДА НЕФТЬ ПОДЕШЕВЕЕТ? - оглавление http://art-of-arts.livejournal.com/199819.html (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)
Monday, November 17th, 2008
11:12 am	Коммерчески привлекательные запасы нефти и газа в России могут упасть в пять раз Стоимость акций российских нефтяных и газовых компаний может упасть в несколько раз по итогам пересчета запасов их месторождений по новой классификации. К таким выводам пришли ученые Всероссийского нефтяного научно-исследовательского геологоразведочного института (ВНИГРИ). По заказу Минприроды они проводят пересчет запасов месторождений нераспределенного фонда по новой классификации. Только на восьми месторождениях на шельфе Западной Арктики, в том числе таких крупнейших, как Русановское и Ленинградское, запасы категории С1 в результате пересчета снизились в пять раз по сравнению с текущей оценкой, составив всего 4% от общего количества извлекаемых запасов на них. В результате Минприроды признало, что классификация нуждается в доработке, и собирается отложить ее введение как минимум на год. Новая классификация, разработанная в 2005 году, основывается на принципах экономической эффективности, геологической изученности и степени промышленного освоения месторождений. Под критерии экономической эффективности попадает целый ряд параметров: от цен на энергоносители и рынков сбыта для продукции до наличия технологий для освоения месторождений, инфраструктуры и транспортных мощностей. Она адаптирована к международной классификации ООН (WPC/SPE/AAPG) запасов и ресурсов углеводородов. Ввести эту методику в действие предполагалось с 1 января 2009 года. Заведующий лабораторией прогноза нефтегазоносности территорий и акваторий Дальнего Востока ВНИГРИ Юрий Новиков озвучил в своем докладе на конференции «Нефть и газ Арктического шельфа» в Мурманске опыт переоценки запасов месторождений нераспределенного фонда недр западно-арктических акваторий Баренцева, Печорского и Карского морей. Всего, по его данным, были переоценены запасы восьми месторождений, открытых с 1983 по 1992 год: Мурманского, Ледового, Лудловского, Ленинградского. Русановского, Северо-Гуляевского, Северо-Кильдинского, Поморского. Суммарные их запасы газа оцениваются по действующей российской классификации в 2,7 трлн куб. м, 565 млрд куб. м из них по категории С1 (20,9% от общего количества извлекаемых запасов). Основываясь на методических рекомендациях к новой классификации, эксперт ВНИГРИ дал понять, что по итогам пересчета запасов на этих восьми месторождениях доля запасов категории С1 на них сократилась более чем в пять раз, с 21,1 до 4%. Причем по отдельным месторождениям, особенно крупным, эта разница еще более существенна (на Русановском запасы С1 сократились с 30,9% от общих извлекаемых до 3,8%, на Лудловском — с 37,9 до 5,5%). Общее количество извлекаемых запасов на месторождениях не изменилось, однако остальные перешли в менее коммерчески привлекательную категорию С2. Как пояснил Юрий Новиков РБК daily, если по новой классификации пересчитывать запасы месторождений распределенного фонда, картина может оказаться сходной, в результате чего капитализация российских нефтегазовых компаний снизится в несколько раз, ведь она оценивается в том числе с учетом качества находящихся на их балансе извлекаемых запасов углеводородов. Еще в августе главы крупнейших нефтяных компаний письменно попросили главу Минприроды Юрия Трутнева отложить введение новой классификации запасов углеводородов из-за ее недоработанности и продлить срок переходного периода для пересчета запасов с одного-двух до десяти лет. Замгендиректора Госкомиссии по запасам полезных ископаемых (ГКЗ) при Роснедрах Валентин Шелепов сомневается, что новая система подсчета запасов непременно отразится на капитализации российских нефтегазовых компаний, особенно мейджоров, чьи бумаги торгуются на международных биржах. Ведь они публикуют международную отчетность и имеют оценку своих запасов по международным классификациям SPE или SEC. По его словам, глава Минприроды Юрий Трутнев поручил подчиненным разобраться, может ли это отразиться на стоимости выставляемых на торги государством лицензий. По мнению ГКЗ, которое озвучил Валентин Шелепов, классификацию нужно либо отменять вовсе, либо модернизировать, однако до конца этого года работу провести не удастся. По словам главы пресс-службы Минприроды Николая Гудкова, вопрос о точных сроках введения новой классификации еще обсуждается. Он сообщил РБК daily, что недавно решено отложить введение этой классификации с прежней даты (1 января 2009 года. — РБК daily) как минимум на год, поскольку нормативно-правовая база за время ее утверждения изменилась и документ требует доработки. Аналитик ИК «Тройка Диалог» Валерий Нестеров считает, что в условиях экономического кризиса, когда капитализация компаний и так падает из-за ситуации с ценами на нефть, следует отложить введение новых методов пересчета запасов. Он отмечает, что не все компании публикуют данные по международным стандартам, поэтому появление данных о сократившихся запасах категории С1, к примеру месторождений «Сургутнефтегаза», могло бы ударить по стоимости акций этой компании. http://www.rbcdaily.ru/print.shtml?2008/11/17/tek/390619 (Comment on this)