Below are the 20 most recent journal entries recorded in
Monday, January 10th, 2011 10:05 am
Белоруссия: геология, нефть и газ Экономика Белоруссии очень мало месторождений углеводородов: добыча нефти из полесских месторождений в районе Речицы за год не превышает 1,5 млн тонн. Топливно-энергетический комплекс Белоруссия практически полностью зависит от внешних поставок энергоносителей. В то же время она располагает двумя нефтеперерабатывающими заводами, построенными в советские времена, — Мозырским и Новополоцким. Производственные мощности были частично модернизированы с учётом требований европейского рынка. Одновременно происходило постепенное увеличение объёмов нефтепереработки (с 12 млн т в 2001 г. до 20 млн т в 2006 г.) и соответствующий рост экспорта нефтепродуктов (почти в 5 раз с 2002 по 2006 гг., когда он составил $7,5 млрд). До конца 2006 года Белоруссия имела возможность закупать нефть в России по внутренним российским ценам и экспортировать нефтепродукты по мировым ценам, что позволяло не только удовлетворять внутренние потребности страны в нефтепродуктах, но и получать значительные доходы. При этом расходы на газоснабжение частично компенсируются за счёт реэкспорта российского газа и в этой ситуации Белоруссия, при почти полном отсутствии своей нефти и газа, не пострадала, а выиграла от роста мировых цен на энергоносители. В 2005 году потребление топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) достигло 34,9 млн т. у.т. В структуре потребления ТЭР 59,9 % занимает природный газ, 21,7 % — нефтепродукты и сырье, 0,7 % — уголь, 15 % — местные виды топлива (торф, дрова), 5,7 % — импорт электроэнергии. ( ) Добыча горючих полезных ископаемых В стране разрабатывается несколько нефтяных месторождений, все они относятся к Припятской нефтегазоносной впадине, на 2000 год промышленные запасы месторождений оцениваются в размере 63 млн т., попутного газа 35 млрд м³, неразведанные — 190 млн т. и 90 млрд м³ соответственно. в 2009 году в Беларуси было добыто 1.720 тыс. тонн нефти. Всего насчитывается 74 нефтяных месторождения, расположенных в тектонической зоне Припятского прогиба (в Гомельской и части Могилевской и Минской областей). На начало 2010 г. разрабатываются 59 месторождений, 9 месторождений — разведываются, 50 месторождений — эксплуатируются. По состоянию на начало 2010 года, по словам директора ГП «БелНИГРИ» Александра Лобова, промышленные остаточные запасы нефти в Беларуси составляют более 50 млн тонн. Половина запасов — трудно извлекаемые. На текущий момент начались работы по поиску нефтяных месторождений в южной части Припятского прогиба. С целью реализации нефтепродуктов в мае 2007 года создана Белорусская нефтяная компания. По словам белорусского заместителя министра природных ресурсов и охраны окружающей среды Анатолия Лиса, в 2010 году планируется увеличение запасов нефти на 950 тыс. тонн. Ранее, в 2009 году был обеспечен прирост нефтяных запасов на 1 млн. 673 тыс. (из них 419 тыс. тонн было разведано РУП «Белгеология» и 1 млн. 254 тыс. тонн РУП ПО «Белоруснефть». Ранее, в 2004 году, добыча нефти составила 2 млн т. нефти и 250 млн м³ газа. ( ) Отмечаются запасы горючих сланцев в промышленных запасах — 3 млрд т. (эквивалентных 660 млн т.у.т.) и бурых углей в размере 150 млн т. (28 млн т.у.т.). Технический ветропотенциал оценён в 300—400 (согласно источнику — более 288) млрд кВт·ч/год, однако в силу преобладания ветров малой скорости экономический потенциал значительно ниже. Белоруссии ( ) ( ) Геология СССР. Белорусская ССР А.А. Махнач. Введение в геологию Беларуси. Мн.: Ин-т геол. наук НАН Беларуси, 2004, 198 с. Белорусский геологический портал - Геология Беларуси The Mineral Industry of Belarus Геологическая карта 1 : 5 000 000 Инженерно-геологическая карта Беларуси Месторождения полезных ископаемых Карта нефтегазогеологического районирования Министерство природных ресурсов и охраны окружающей среды Республики Беларусь Геологоразведочное республиканское унитарное предприятие Белгеология. Закрытое Акционерное Общество «Белруснефтегаз», головное предприятие инвестиционно-промышленной группы «БЕЛРУСНЕФТЕГАЗ», специализируется на добыче и переработке нефти и газа, сооружении «под ключ» объектов нефтегазового комплекса и энергетики, строительстве трубопроводов различного назначения, промышленно-гражданском строительстве, реализации инвестиционных проектов. Беларуськалий Oil shale in Belarus Нефть Беларуси, история Total Oil Production Crude Oil Production Net Export/Imports(-) Proved Reserves (Billion Barrels) NG Production NG Consumption NG Net Export/Imports(-)
( | ) Thursday, November 25th, 2010 4:00 pm
Газовые гидраты Газовые гидраты (также гидраты природных газов или клатраты) — кристаллические соединения, образующиеся при определённых термобарических условиях из воды и газа. Имя «клатраты» (от лат. clathratus — «сажать в клетку»), было дано Пауэллом в 1948 году. Гидраты газа относятся к нестехиометрическим соединениям, то есть соединениям переменного состава. Впервые гидраты газов (сернистого газа и хлора) наблюдали ещё в конце XVIII века Дж. Пристли, Б. Пелетье и В. Карстен. Первые описания газовых гидратов были приведены Г. Дэви в 1810 году (гидрат хлора). В 1823 г. Фарадей приближённо определил состав гидрата хлора, в 1829 г. Левит обнаружил гидрат брома, а в 1840 г. Вёлер получит гидрат H2S. К 1888 году П. Виллар получает гидраты CH4, C2H6, C2H4, C2H2 и N2O . В 1940-е годы советские учёные высказывают гипотезу о наличии залежей газовых гидратов в зоне вечной мерзлоты (Стрижов, Мохнаткин, Черский). В 1960-е годы они же обнаруживают первые месторождения газовых гидратов на севере СССР, одновременно с этим возможность образования и существования гидратов в природных условиях находит лабораторное подтверждение (Макогон). С этого момента газовые гидраты начинают рассматриваться как потенциальный источник топлива. По различным оценкам, запасы углеводородов в гидратах составляют от 1.8×10^14 до 7.6×10^18 м³. Выясняется их широкое распространение в океанах и криолитозоне материков, нестабильность при повышении температуры и понижении давления. В 1969 г. началась разработка Мессояхского месторождения в Сибири, где, как считается, впервые удалось (по чистой случайности) извлечь природный газ непосредственно из гидратов (до 36 % от общего объёма добычи по состоянию на 1990 г.) Газовые гидраты в природе Большинство природных газов (CH4, C2H6, C3H8, CO2, N2, H2S, изобутан и т. п.) образуют гидраты, которые существуют при определённых термобарических условиях. Область их существования приурочена к морским донным осадкам и к областям многолетнемёрзлых пород. Преобладающими природными газовыми гидратами являются гидраты метана и диоксида углерода. При добыче газа гидраты могут образовываться в стволах скважин, промышленных коммуникациях и магистральных газопроводах. Отлагаясь на стенках труб, гидраты резко уменьшают их пропускную способность. Для борьбы с образованием гидратов на газовых промыслах вводят в скважины и трубопроводы различные ингибиторы (метиловый спирт, гликоли, 30%-ный раствор CaCl2), а также поддерживают температуру потока газа выше температуры гидратообразования с помощью подогревателей, теплоизоляцией трубопроводов и подбором режима эксплуатации, обеспечивающего максимальную температуру газового потока. Для предупреждения гидратообразования в магистральных газопроводах наиболее эффективна газоосушка — очистка газа от паров воды. ( ) Внутримерзлотные залежи содержат лишь незначительную часть ресурсов газа, которые связывают с природными газогидратами. Основная часть ресурсов приурочена к зоне стабильности газогидратов – тому интервалу глубин (обычно первые сотни метров), где имеют место термодинамические условия для гидратообразования. На севере Западной Сибири это интервал глубин 250-800 м, в морях – от поверхности дна до 300-400 м, в особо глубоководных участках шельфа и континентального склона до 500-600 м под дном. Именно в этих интервалах была обнаружена основная масса природных газогидратов. ( ) г идраты Methane hydrate phase diagram. The horizontal axis shows temperature from -15 to 33 Celsius, the vertical axis shows pressure from 0 to 120,000 kilopascals (0 to 1,184 atmospheres). For example, at 4 Celsius hydrate forms above a pressure of about 50 atmospheres. Российский Химический Журнал. Т. 48, №3 2003. «Газовые гидраты» Gas Hydrate Studies - a part of the geophysics group Gas Hydrate Stability Curve Gas Hydrate Stability in Ocean Sediments Since the 1970s, naturally occurring gas hydrate, mainly methane hydrate, has been recognized worldwide, where pressure and temperature conditions stabilize the hydrate structure. It is present in oceanic sediments along continental margins and in polar continental settings. It has been identified from borehole samples and by its characteristic responses in seismic-reflection profiles and oil-well electric logs. Beneath the ocean, gas hydrate exists where water depths exceed 300 to 500 meters (depending on temperature), and it can occur within a layer of sediment as much as ~1000 meters thick directly beneath the sea floor; the base of the layer is limited by increasing temperature. At high latitudes, it exists in association with permafrost. Off the southeastern United States, a small area (only 3000 km2) beneath a ridge formed by rapidly-deposited sediments appears to contain a volume of methane in hydrate that is equivalent to ~30 times the U.S. annual consumption of gas. This area is known as the Blake Ridge. Significant quantities of naturally occurring gas hydrate also have been detected in many regions of the Arctic, including Siberia, the Mackenzie River delta, and the north slope of Alaska. Unconventional Energy; Methane Hydrates.
( ) Saturday, November 20th, 2010 4:10 pm
dolgikh: Запасы природного газа в России Россия располагает самыми богатыми в мире ресурсами природного газа. Потенциальные (прогнозные + перспективные) ресурсы природного газа России оцениваются в 151,3 трлн куб. м, что составляет около 40% мировых. Однако наиболее достоверные перспективные ресурсы составляют в этом объеме всего около 24% (табл. 2), а примерно половина приходится на прогнозные ресурсы категории D2, оценка которых наименее достоверна (табл. 3). Около половины перспективных ресурсов располагается в Западной Сибири, более четверти - на шельфах Баренцева и Карского морей. Подавляющая часть прогнозных ресурсов газа сосредоточена в азиатской части России и в морях Арктики и Дальнего Востока. Более двух третей разведанных запасов свободного природного газа страны сосредоточено в Ямало-Ненецком автономном округе (ЯНАО). На европейскую часть страны приходится менее 10% разведанных запасов. Почти 40% запасов российского газа сосредоточено в неосвоенных и/или труднодоступных районах. Для России характерна высокая степень концентрации запасов природного газа - 71,2% разведанных запасов сосредоточено в 28 уникальных месторождениях (с балансовыми запасами более 500 млрд куб. м), еще 21,6% заключено в 86 крупных (75-500 млрд куб. м) объектах. Основная часть высокоэффективных запасов приурочена к Надым-Пур-Тазовскому региону (НПТР) Ямало-Ненецкого АО - главному газодобывающему району страны. Здесь сосредоточена примерно четверть российских разведанных запасов свободного газа, однако и здесь не все они могут быть отнесены к высокоэффективным. Наиболее удобен для разработки газ верхних продуктивных горизонтов сеноманского возраста, так называемый сеноманский газ, образующий крупные залежи сравнительно простого геологического строения на небольших глубинах (до 1500 м). Сеноманский газ НПТР, называемый сухим, состоит в основном из метана. Основные запасы сеноманского газа сосредоточены в уникальных месторождениях левобережья реки Пур (Уренгойское, Ямбургское, Медвежье), которые эксплуатируются уже в течение многих лет и характеризуются высокой (более 55%) степенью выработанности. В расположенных восточнее, в междуречье рек Пур и Таз, вновь осваиваемых месторождениях Заполярном, Южно-Русском и ряде других содержится не более 30% разведанных запасов сеноманского газа НПТР. При этом только около 70% текущих разведанных запасов сеноманского газа НПТР могут быть рентабельно извлечены, поскольку в отечественной газопромысловой практике добыча газа повсеместно ведется в режиме истощения пластовой энергии, при котором в запасах неглубоких залежей, характеризующихся невысоким энергетическим потенциалом, по мере вступления их в завершающую стадию эксплуатации растет доля так называемого низконапорного газа, для извлечения и транспортировки которого требуются дополнительные усилия, а часть его извлечь невозможно. В более глубоких горизонтах НТПР, сложенных породами раннемелового (валанжинский и ачимовский газ) и юрского возраста, сосредоточено около 16% разведанных запасов свободного газа России. Этот газ характеризуется более сложным составом: помимо метана, в нем в значительных количествах присутствуют другие углеводороды: этан, пропан и бутаны, являющиеся ценным газохимическим сырьем, а также конденсат. Это так называемый жирный газ, технология разработки которого более сложна. Содержащийся в жирном газе конденсат представляет собой тяжелые углеводороды, в условиях недр находящиеся в газообразном (парообразном) состоянии. При снижении пластового давления (в процессе эксплуатации залежи или при попадании на поверхность) эти углеводороды конденсируются в жидкость, образуя так называемый нестабильный конденсат. Освоение запасов жирного газа невозможно без создания системы транспортировки и переработки конденсата. В НТПР создана инфраструктура, которая позволяет осуществлять освоение запасов жирного газа, хотя и в недостаточном объеме. Запасы валанжинского газа, залегающего ниже сеноманских залежей, на глубинах 2-3 тыс. м, в значительной степени вовлечены в отработку, а освоение залегающей на глубинах 3,2-3,8 тыс. м, в основании нижнемеловых отложений, продуктивной ачимовской толщи только начинается. Разведанные запасы ачимовского газа пока невелики (составляют всего около 4% российских), но ресурсы его значительны; их освоение могло бы способствовать поддержанию добычи газа в регионе. Однако разработка залежей этого газа очень трудна: они отличаются сложным геологическим строением и аномально высокими пластовыми давлениями и требуют специальных технологий разработки. Себестоимость добычи ачимовского газа в 10-15 раз превышает себестоимость сеноманского, однако для давно разрабатываемых обустроенных месторождений, запасы сеноманского газа которых близятся к истощению, ачимовский газ может представлять резерв для добычи. Таким является Уренгойское месторождение, к которому приурочена основная часть разведанных на сегодняшний день запасов ачимовского газа; его разработка здесь рентабельна. Вне пределов Надым-Пур-Тазовского региона в Ямало-Ненецком АО находится еще около 25% российских разведанных запасов природного газа; на сухой сеноманский газ приходится немногим более четверти этого объема. Однако регион пока не приспособлен для газодобычи - нет газотранспортной сети, предприятий для подготовки газа к транспортировке и перерабатывающих мощностей. К освоению запасов газа полуострова Ямал в настоящее время приступает ОАО Газпром. Чуть более 20% запасов сухого газа сосредоточено на востоке страны, в основном в труднодоступных районах со слабо развитой инфраструктурой. В европейской части России основные запасы свободного газа представлены жирным газом уникальных Оренбургского и Астраханского месторождений, добыча которого имеет экологические ограничения из-за высокого содержания в нем серы; остальные запасы рассредоточены в большом количестве главным образом мелких месторождений. Всего в России на сухой газ приходится около 42% разведанных запасов свободного газа. Остальной объем составляет жирный газ, около половины запасов которого содержится в недрах Ямало-Ненецкого автономного округа, примерно 13% - на шельфе Баренцева моря, около 10% - в Астраханской области, около 9% - в месторождениях Сибирского федерального округа. В общем объеме разведанных запасов свободного газа примерно 10% составляет газ газовых шапок, образующий скопления над нефтяными залежами. Этот газ является важным источником энергии при разработке нефтяной залежи: он обеспечивает необходимый газонапорный режим (т.н. режим газовой шапки). В связи с этим отработка газа таких месторождений должна, как правило, координироваться с добычей нефти. Около 13% запасов природного газа России содержат редкий, обладающий уникальными свойствами компонент - гелий; по его запасам страна находится на втором месте в мире после США. Основные запасы гелия РФ сосредоточены в газовых месторождениях Сибирского и Дальневосточного федеральных округов. Предварительное извлечение гелия усложняет разработку месторождений, поскольку требует строительства установок по извлечению, хранилищ и специальных транспортных систем. Однако освоение запасов без предварительно извлечения из него гелия крайне нерационально по причине стратегической важности этого полезного компонента.
( ) 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. Береговое газоконденсатное месторождение ( ) Пырейное газоконденсатное месторождение ( ) Западно-Заполярное газовое месторождение ( ) Хадырьяхинское газоконденсатное месторождение ( ) Из годового отчета за 2009 г. Из годового отчета за 2008 г. Структура запасов углеводородов, состоящих на балансе ОАО «Сибнефтегаз» по состоянию на 01.01.2009 г. 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». Вслед за главным акционером — Геннадием Тимченко «Новатэк» решил устроить шопинг-марафон. Компания ведет переговоры с Газпромбанком о покупке контроля в очередном активе - «Сибнефтегазе» ( ) «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. «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 Пырейное месторождение Хадырьяхинское месторождение
( | ) Tuesday, November 2nd, 2010 9:45 am
source
Комментариев нет:
Отправить комментарий