Архив за месяц: Ноябрь 2014

woodmac.com: Thailand’s upstream future and the risk of fiscal reform

Industry Views 13 окт 2014

http://www.woodmac.com/public/industry-views/content/12525161

Украина глазами геолога

В Советском Союзе Украина выступала, прежде всего, как первая по значению металлургическая база.

Криворожский железорудный бассейн занимает по запасам железа второе место в мире. (Первое занимает Курская магнитная аномалия.) Но рядом с Криворожским бассейном находится Донецкий угольный. Расстояние между ними всего 300-400 км. Нигде в мире железная руда и коксующийся уголь на таком расстоянии и в таких объемах больше не встречаются. И тут же рядом находится Никопольское месторождение марганцевых руд, которые необходимы при мартеновском способе производства стали. Кроме того в эксплуатации находились Кременчугское, Белозерское, Керченское месторождения железных руд.

На этой базе на Украине получило развитие металлоемкое машиностроение: оборудование для заводов и горнодобывающей промышленности, железнодорожный транспорт, морские суда, сельхозтехника и т.п.

А отходы черной металлургии и коксования угля являлись сырьевой базой для химической промышленности (кислоты, пластмассы, минеральные удобрения).

Естественно все это производство формировалось поближе к источникам сырья, что и образовало промышленный Юго-Восток Украины.
[…]
Так как промышленность Украины создавалась в СССР, то и производимая продукция по всем стандартам подходит именно для стран бывшего Советского Союза, для России, Казахстана, Белоруссии.

А вот для Европы, Америки украинская промышленность неприемлема . Все знают о несоответствии железнодорожного полотна, о несоответствии евророзеток, но ведь таких несоответствий тысячи… Поэтому получать с Украины запад может только сырье. А это делает ненужными все украинские заводы, а следовательно, делает ненужными и всех людей, которые на этих заводах работают, а следовательно делает ненужными и всех тех, кто этих рабочих кормит, одевает, лечит…
[…]
Авторы проекта Новороссия вполне рассчитали, что Юго-Восток Украины может быть вполне успешным, и как отдельная республика, поддерживающая тесные экономические связи с Россией, и как федеративная республика в составе России. А вот в составе Украины Юго-Восток может быть успешным только в том случае, если Украина будет поддерживать экономические связи с Россией не в меньшей степени, чем это было в СССР.

Как отдельное образование Новороссия может состояться без Одессы или Николаева, потеряв судостроение, или без Харькова, потеряв Харьковский тракторный завод, но она никоим образом не может состояться без тех областей, которые обеспечивают ее сырьевую базу: Днепропетровская, Запорожская области — месторождения железа и марганца, Донецкая и Луганская области — каменноугольный бассейн.

А вот Донецкая и Луганская республики сами по себе не имеют возможностей для существования.

Проблемы Донецкого угольного бассейна обсуждались еще советскими геологами и экономистами. Но для того чтобы понять эти проблемы, нужно иметь представление о том, что собственно представляет собой Донбасс — самое прославленное угольное месторождение Советского Союза.

Начну с того, что это сравнительно небольшое месторождение. Для сравнения приведу геологические запасы углей основных бассейнов СССР:
Ленский 2647 млрд. т
Тунгусский 1745 млрд. т
Канско-Ачинский 1220 млрд. т
Кузнецкий 905 млрд. т
Таймырский 583 млрд. т
Печорский 344 млрд. т
Донецкий 240 млрд. т

По своему строению Донецкий угольный бассейн представляет собой, грубо говоря, такое большое корыто из древних магматических пород площадью около 70 тыс.кв.км и глубиной до 8км . Корыто это заполнено осадочными породами с прослоями угля. Но залегают эти слои не горизонтально, они смяты в складки с разрывами, нарушениями, смещениями.

Всего установлено около 300 угольных пластов и пропластков. Около 50 пластов имеют толщину от 50 см до 2 м и являются объектами эксплуатации. Хотя сейчас в Донбассе разрабатываются уже даже 20 сантиметровые пропластки угля.

Для сравнения: в Кузнецком угольном бассейне мощность разрабатываемых слоев достигает 20 м, причем, залегают они горизонтально и находятся очень близко к поверхности.

В Донбассе же все неглубоко залегающие продуктивные пласты уже выработаны, и сейчас за углем необходимо идти на большие глубины (1000 — 1200 м), и это при том, что уже с 500 — 700 м начинают проявляться внезапные выбросы угля, газа и пород.

Для обеспечения нормальной работы людей в условиях большой глубины при высоком давлении и температуре требуется постоянное внедрение новых технологий по дегазации пластов, вентиляции, кондиционированию рудничного воздуха, по применению специального оборудования, которое обеспечивает добычу угля без присутствия людей в забое и т.д.. Все это требует непомерно больших капиталовложений.

Еще в СССР одни и те же затраты давали в Кузбассе в 3 раза больше угля, чем в Донбассе.

Показательно то, что интенсивность внедрения новых технологий в Донбассе начала падать еще в 80-е годы, когда в нашей экономике уже вовсю заработали законы рынка. И это сразу же сказалось на годовой добыче угля:
1940 г. — 94 млн. т
1970 г. — 218 млн. т
1980 г. — 223 млн. т
1985 г. — 200 млн. т
1991 г. — 165 млн. т
2000 г. — 75 млн. т
И, как видно, с начала перестройки годовая добыча угля в Донбассе падает стремительными темпами, потому что без постоянного совершенствования технологий эксплуатация Донбасса уже невозможна. А капиталисты вкладывать дополнительные средства на нерентабельных предприятиях не будут. Потому-то и закрываются одна за другой шахты Донбасса, и все новые и новые аварии уносят человеческие жизни.

В то же время качество Донецких углей очень высоко. И именно такой антрацит является необходимым для металлургических предприятий. Поэтому советскими экономистами и велась речь о максимально рациональном использовании дорогостоящих высококачественных донецких углей, т.е. исключительно для нужд украинской металлургии. А в качестве энергетических применять только низкосортные угли, добываемые попутно, не требующие на их добычу дополнительных затрат.

А энергетика Украины, входящая в топливно-энергетический комплекс СССР предполагала и использование российских газо-нефтепродуктов, и передачу электроэнергии от электростанций, работающих на низкосортных экибастузских и канскоачинских углях (где добыча ведется открытым способом, поэтому себестоимость угля почти в 10 раз ниже донецкого), и развитие атомной энергетики.

Но исключительно для украинской металлургии уголь необходим в таких количествах, что для его добычи хватило бы всего несколько шахт Донбасса, а для их обслуживания сотой доли из всех работающих на Донбассе шахтеров.

Именно проблема донецких шахтеров была в Советском Союзе причиной того, что шахты Донбасса продолжали работать в полном объеме и регион находился на государственной дотации. Ведь ликвидация целых поселков, переселение или переквалификация такого огромного количества людей вызвало бы бурю негодования. А так как интересы людей были все еще выше, чем интересы производства, то и предполагалась постепенная переквалификация шахтерского региона, строительство на Донбассе новых заводов преимущественно тяжелого машиностроения.

Естественно, что после отделения Украины ни о каких новых заводах уже не могло быть и речи, по всей Украине разорялись, прекращали свое существование действующие предприятия. И о донецком угле заговорили как об энергетическом сырье. Но добывать энергетические угли с такими затратами это не просто нерентабельно, это преступно, ведь в условиях капитализма затраты эти окупаются человеческими жизнями.
[…]
Взамен нерентабельного угольного месторождения Донбасс стали рассматривать как перспективный район для добычи сланцевого газа.

Я, к сожалению, плохо знаю о том, какие запасы сланцевого газа прогнозируются в Донбассе. Теоретически в таком угольном месторождении в большей или меньшей степени должны быть загазованы все вмещающие породы. А добыча газа при помощи бурения значительно дешевле, чем добыча угля шахтным способом (и по стоимости оборудования, и по количеству рабочей силы). Кроме того бурение можно вести на значительно больших глубинах. Т.е. для капитала есть все предпосылки превратить нерентабельный регион в более или менее рентабельный.

Но это для капитала. Для жителей Украины , и в первую очередь Донбасса, такая переквалификация региона оборачивается трагедией. И главная беда не в экологии. Трагедия заключается в том, что при масштабной добыче сланцевого газа в бывшем угольном бассейне подавляющая часть населения Донбасса окажется просто ненужной, останется без работы и без средств к существованию.(Донбасс — это самый густонаселенный регион Украины, где подавляющая часть работающих связана с угольной промышленностью.) Более того, ненужной оказывается и большая часть всего
Юго-Востока Украины, где из промышленности останутся только добывающие предприятия, а все металлургические заводы, а вслед за ними и машиностроительные, трубопрокатные, судостроительные и т.д. и т.д. — вся эта промышленность прекратит существование.
[…]
Но России Новороссия в формате Донецкой и Луганской республик вообще не нужна. У нее достаточно своих и угольных, и газовых месторождений, которые, в отличие от Донбасса, не являются убыточными. Себестоимость угля в Донбассе значительно выше, чем в любом российском месторождении.
[…]
http://ruspravda.info/Ukraina-glazami-geologa-7788.html

Об Атласе ВНИГНИ

Журнал Геология нефти и газа, 1997, №4
Издание атласа карт нефтегазоносности субъектов Российской Федерации

11-12 февраля 1997 г. в Москве (ВНИГНИ) состоялась Всероссийская конференция по проблемам количественной оценки ресурсов нефти, газа и конденсата Российской Федерации и ее субъектов.
Читать далее

Wood Mackenzie: Celebrating 50 years of LNG

http://www.woodmac.com/public/industry-views/content/12525117

Александр Хуршудов: «Сланцевые» скважины в США массово переходят с нефти на газ

13/10/2014
Цена ноябрьского фьючерса на нефть марки Brent на Лондонской бирже в 09:31 мск в пятницу, 10 октября, снизилась [1] до $88,38 за баррель. Это самая низкая стоимость с декабря 2010 года. На момент закрытия торгов 9 октября стоимость этих контрактов составляла $90,05 за баррель. Цена на нефть марки WTI упала до до $83,59 утром 10 октября, а на закрытии торгов 9 октября составила $85,77. Это самая низкая цена с декабря 2012 года.

Сайт «Investtalk» считает [2], что причиной избыточного предложения нефти является постоянный рост ее добычи в США, который начался в 2012 году. С тех пор ежедневно стало добываться на 3 млн. барр. больше. МЭА прогнозирует, что уже этой осенью Соединенные Штаты займут лидерство в мире по добыче газоконденсатных жидкостей и нефти. В июле добыча нефти в стране составила 11.5 млн. барр. в день, что позволило догнать Саудовскую Аравию. В следующем году Citi ожидает, что США сможет ежедневно производить 15 млн. барр. жидких энергоресурсов.

Информацию комментирует эксперт Агентства нефтегазовой информации «Самотлор-экспресс» Александр Хуршудов [3]:

Человек любит рекорды. Как приятно отрапортовать о новом достижении! Авторам сразу достается ласковая улыбка чиновников и щедрое материальное вознаграждение. Даже если очередной «рекорд» прямой дорогой ведет к провалу.

Добыча нефти в США действительно [4] выросла до 8,5 млн. барр./день (рис.1). В последние летние месяцы рост замедлился, но это могут быть и случайные колебания. А вот любопытно, откуда взялись 3 млн. баррелей в сутки газового конденсата?


Рис.1

Взглянем на рис. 2. Из него видно, что рост добычи конденсата произошел совсем недавно. За 7 месяцев текущего года суточная добыча конденсата выросла на 0,63 млн. барр., на 24,6 % к среднему уровню года минувшего.


Рис.2

Но, может быть, соответственно выросла и добыча газа? Перейдем к рис.3, на котором рост добычи нефти, газа и конденсата изображены в едином масштабе, в процентах к уровню 2007 г.

Видно, что рост добычи конденсата начал отклоняться вверх от добычи газа еще в 2012 г. по мере бурного разбуривания залежей сланцевой нефти. В нынешнем году добыча газа увеличилась на 5,6 %, а конденсата – на 35,4 %.


Рис.3

Есть только одно физическое объяснение такой ситуации – «сланцевые» скважины массово переходят с нефти на газ. Явление это хорошо известно специалистам, но, разумеется, не журналистам и аналитикам. Поэтому остановлюсь на нем подробно, на примере месторождения Eagle Ford.

Допустим, нефтяная скважина глубиной 3000 м имеет начальное пластовое давление 400 ат. По мере отбора нефти оно снижается. При 300 ат в пласте из нефти начинает выделяться растворенный газ. Обладая более высокой подвижностью, газ частично блокирует доступ нефти к стволу скважины. Когда давление снизилось до 100 ат, количество газа в порах пласта уже в 6 раз больше, чем нефти, и движение нефти прекращается. Скважина фонтанирует газом, и только самые легкие фракции нефти выносятся вместе с ним на поверхность в виде газового конденсата. Остальные, более тяжелые фракции (а это 60-70 % от всей нефти) остаются в пласте навсегда.
А что дальше? Когда пластовое давление снижется до 50-70 ат, под действием вышележащих пород начинается деформация самого пласта. Глинистые частицы закупоривают приствольные каналы, трещины гидроразрыва и приток сокращается до пренебрежительно малых значений.

Любопытно, что Американское государственное энергетическое агентство EIA с начала прошлого года прекратило [5] публиковать данные о добыче газового конденсата. И я вполне понимаю его специалистов. Нет у них таких запасов конденсата на балансе страны. А объяснять, что происходит в «сланцевых» скважинах, агентство не обязано, да и перечить сланцевому ажиотажу не хочется.

По темпу роста добычи конденсата можно приближенно оценить, что с нефти на газ уже перешло более 4 тыс. скважин. А поскольку основной объем добычи сланцевой нефти сосредоточен на двух уникальных месторождениях Bakken и Eagle Ford (15,5 тыс. нефтяных скважин), то в ближайшее время следует ожидать вывода из эксплуатации 26% действующего фонда. Текущее бурение пока компенсирует такие потери, но увеличить его практически нельзя из-за недостатка буровых станков, а выбытие скважин с каждым годом будет расти.

Нас ожидают прелюбопытные события, в чем-то сходные с газовым кризисом 2008 г. Если ОПЕК не сократит квоты, цена на баррель нефти брент может кратковременно снизиться до $70. Это произведет эффект холодного душа на сланцевые компании, которым придется заняться подсчетом убытков. Последует сокращение объемов бурения и добычи, а затем, когда цены вернутся обратно на $100, рынок придет в состояние осторожного равновесия.

http://www.angi.ru/news.shtml?oid=2817826

Источники
1. http://top.rbc.ru/business/10/10/2014/5437736ecbb20f3fa5a42ad6

2. http://investtalk.ru/invest-news/id26454-neft-desheveet-i-budet-deshevet-ssha-za-dva-goda-snizili-sebestoimost-razrabotki-slantsevyh-mestorozhdenij-na-30-doll

3. http://www.angi.ru/news.shtml?oid=2760238

4. US production of crude oil http://www.eia.gov/dnav/pet/hist/LeafHandler.ashx?n=PET&s=MCRFPUS2&f=M

5. Natural Gas Plant Liquids Production http://www.eia.gov/dnav/ng/ng_prod_ngpl_s1_a.htm

— — — —
«EIA с начала прошлого года прекратило [5] публиковать данные о добыче газового конденсата» — это скорее всего является обычной задержкой, характерной для тонких моментов статистики. Такое уже было с запаздыванием официальных данных о добыче сланцевого газа

neftianka: Гербовая печать «Роснефти», 1992 год

http://neftianka.livejournal.com/418067.html

Видео, rt.com: Фрекинг, энергия разрушения

Грязная вода, засохшие деревья, постоянные утечки топлива, взрывы и пожары – всё это стало обычным фоном жизни в регионах, где добывают сланцевый газ методом гидроразрыва пластов. Плохая экология приводит к росту заболеваний, люди с ужасом думают о будущем своих детей. Однако энергетические компании, добывающие таким способом уже 40% газа в стране, не намерены останавливаться на достигнутом. В фильме «Фрекинг: энергия разрушения» жертвы «сланцевой революции» рассказывают, как непоправимо изменил фрекинг их жизнь.
http://doc.rt.com/filmy/freking-energiya-razrusheniya/#part-1

http://www.youtube.com/watch?v=HbPwd7gqzMU (1.1 Гб)

http://doc.rt.com/tags/freking/

ray-idaho: ТОП-100 крупнейших экономик мира 2013 года, включая корпорации

В рейтинге 100 крупнейших экономик мира (страны и корпорации) изменений относительно мало, в новый список попало такое же число стран и корпораций как в прошлом году — 59 стран и 41 корпорация. Правда в первые 25 экономик не попала ни одна корпорация, в прошлом году была только Royal Dutch Shell, а 2 года назад еще и Wal-Mart Stores.

Можно отметить подъем энергетических корпораций, из первых 7 компаний — 6 энергетических, из 12 первых — 9. В ТОП-100 входит только Газпром, он 17-й по выручке среди корпораций и 73 в мире с учетом стран. 2 российские компании на грани попадания в список — это ЛУКойл и Роснефть, они занимают 43 и 46 места в списке корпораций и 102 и 105 места в общем списке. Высокотехнологичные компании Samsung и Apple занимают в этом списке 61 и 71 места соответственно, причем Samsung обходит Катар, с учетом численности сотрудников и населения Катара, в итоге работники Samsung в несколько раз больше зарабатывают, чем одна из самых богатых стран мира.

По данным Fortune и ВБ

http://ray-idaho.livejournal.com/315083.html

— — — —
20 Июль 2013 ray-idaho: ТОП-100 крупнейших экономик мира 2012 года, включая корпорации http://iv-g.livejournal.com/911308.html

kavkazoved.info: Месторождение нефти Азери-Чираг-Гюнешли и «грубые ошибки» British Petroleum

От редакции: 20 сентября текущего года в Баку состоялась торжественная церемония, посвященная 20-летию «Контракта века» и закладке «Южного газового коридора». Характеристики последнего проекта ранее рассмотрены в статье кандидата геолого-минералогических наук А.М. Тюрина «Шах-Дениз – мегапроект Каспийского региона». По заказу «Научного общества Кавказоведов» этим специалистом выполнен анализ состояния и перспективы развития «Контракта века».

Введение

В журнале «Недра Поволжья и Прикаспия» (№ 78, 2014 г.) рассмотрены состояние и перспективы развития мегапроекта Шах-Дениз – добыча газа и конденсата на одноименном месторождении в азербайджанской акватории Каспия. Его анализ выполнен по заказу информационно-аналитического проекта «Однако». Второй мегапрект Азербайджана – добыча нефти на месторождении Азери-Чираг-Гюнешли. Основная проблема здесь – падение дебитов нефти в добывающих скважинах. Для поддержания давления в разрабатываемых пластах в них закачивают попутный нефтяной газ и воду. Но в статье для «Однако» не удалось оценить перспективы развития мегапроекта.

Главная трудность выполнения анализа состояний мегапроектов Каспийского региона – отсутствие информации. «Засекречено» все – от данных по геолого-промысловым характеристикам продуктивных пластов до схем расположения эксплуатационных скважин на добывающих платформах. Эта информация имеет геополитическое значение. Тем не менее, в ходе составления настоящей статьи удалось собрать данные, минимально необходимые для оценки перспектив развития мегапроекта Азери-Чираг-Гюнешли.

Общие сведения

В 1981–1987 гг. в акватории Каспия к востоку от Апшеронского полуострова открыты три месторождения нефти – Азери, Чираг и Гюнешли (Рис. 1). В 1994 г. подписано соглашение (на основе СРП – соглашения о разделе продукции) по их разработке (проект «АЧГ») между консорциумом (Азербайджанская Международная Операционная Компания – АМОК) и Азербайджаном. Консорциум (по состоянию на 01.01.2014 г.): английская BP (оператор, 35,8%), американская Chevron (11,3%), японская Inpex (11,0%), японская Itochu (4,3%), американская ExxonMobil (8,0%), индийская ONGC Videsh Ltd (2,7%), Государственная нефтяная компания Азербайджана ГНКАР (11,6%), норвежская Statoil (8,6%) и турецкая TPAO (6,8%). Соглашение получило неофициальное название «Контракт века». Оно будет действовать до 2024 г.

Добыча нефти по проекту «АЧГ» начата в 1997 г. с платформы Чираг. Её поставки на мировой рынок осуществляются по нефтепроводам Баку-Тбилиси-Джейхан и Баку-Супса. На сегодня промысловая инфраструктура включает 6 морских платформ (перечислены с востока на запад): Восточное Азери, Центральное Азери, Западное Азери, Чираг, Западный Чираг и Глубоководное Гюнешли. Нефть с пяти платформ добывается на условиях СРП 1994 г. Нефть с платформы Западный Чираг (добыча начата 30 января 2014 г.) – по проекту Chirag Oil Project («COP»), который АМОК реализует в пределах лицензионного блока «АЧГ», но на других условиях, чем СРП 1994 г. Нефть и газ с морских платформ поступает на Сангачальский терминал. Площадь блока «АЧГ» 432 кв. км. Он не включает самую западную часть месторождения Гюнешли (Мелководное Гюшншли). На нем добычу нефти ведет ГНКАР.

Рис. 1 — Месторождения нефти, газа и конденсата азербайджаного сегмента Каспия (месторождения в прибрежной полосе не показаны). Месторождения (Н — нефть, Г — газ, К — конденсат): 1 — Ашрафи (Н); 2 — Карабах (Н); 3 — Азери-Чираг-Гюшешли (Н); 4 — Абшерон (Г+К); 5 — Шах-Дениз (Г+К); 6 — Умид (Г+К); 7 — Зафар-Машал (Н).
Нефтепроводы: 1 — Баку-Новороссийск; 2 — Баку-Супса; 3 — Баку-Тбилиси-Джейхан.
Газопровод: 4 — Баку-Тбилиси-Эрзурум.

Азери-Чираг-Гюнешли – это одно месторождение нефти, которое приурочено к антиклинальной структуре, сформированной на Апшеронском пороге. Последний ограничивает Южно-Каспийскую впадину с севера. Высота структуры до 1500 м. Основным нефтеносным комплексом во впадине и на Апшеронском пороге является «продуктивная» толща плиоцена (чередование песчаных коллекторов и глинистых покрышек) мощностью от 1,2 до 4,0 км. В пределах запанного борта впадины имеется зональность по глубине типов месторождений углеводородов: зоны преимущественного нефтенакопления на глубинах до 2500 м, нефтегазонакопления – 2500-4500 м, преимущественного газонакопления – 4500-7000 м и исключительного газонакопления – свыше 7000 м.

Месторождение Азери-Чираг-Гюнешли расположено в 90 км к востоку от Апшеронского полуострова. Глубина моря в его пределах – 110-220 м. Нефтеносные горизонты залегают на глубинах от 2500 м до 3000 м ниже дна моря. Размеры месторождения – 5х48 км. Горизонты, залегающие ниже нефтяной залежи, газоносные. Извлекаемы запасы оценены в 930 млн. т нефти и 0,6 трлн. куб. м свободного газа. До заключения СРП запасы составляли 500 млн. т нефти. По данным ВР запасы нефти блока «АЧГ» превышают 540-700 млн. т (для нефти «АЧГ» 7,4 барр. = 1 т).

Нефть и деньги

01.01.2014 г по проекту «АЧГ» добыто 325,7 млн. т нефти (по другим данным – 322,4 млн. т). На 01.10.2013 объем прибыльной нефти Азербайджана составил 165 млн. т. (всего добыто на эту дату 318 млн. т). Добыча нефти по проекту «АЧГ» увеличивалась быстрыми темпами (Рис. 2). Ее объем в период с 2004 г. (7,6 млн. т) до 2007 г. (32,9 млн. т) возрос в 4,3 раза. Но …. 10 октября 2012 года президент Азербайджана Ильхам Алиев выступил на заседании Кабинета Министров. Его речь в части добычи нефти по проекту «АЧГ» была не по-восточному жёсткой и конкретной. По отношению к АМОК пять раз прозвучало слово «ошибки» в том числе три раза в сочетании «грубые ошибки». В результате «ошибок» не выполнены планы добычи нефти: 2009 г. – 46,8/40,3 млн. т (план/факт); 2010 г. – 42,1/40,6 млн. т; 2011 г. – 40,2/36,0 млн. т. Не выполняется и план 2012 г. Недополученная прибыль Азербайджана составила $8,1 млрд. Президент также сообщил об изменении с середины 2008 г. распределения прибыльной нефти в пользу Азербайджана (70% – Азербайджану, 30% – АМОК) и отметил, что отклонение реальных показателей от плановых началось сразу после этого события.

Рис. 2. Структура добычи нефти по проекту “АЧГ” в 2001-2013 г.г.
Красными кружками обозначены пики добычи нефти на морских платформах.

Действительно ли АМОК допустила «грубые ошибки» в планировании добычи нефти по проекту «АЧГ»? Максимальная ее добыча планировалась в 2009 г. Достигнута в 2009-2010 гг. и составила 40,3-40,6 млн. т (86,8% от планируемой). Начало резкого спада добычи нефти планировалось с 2010 г. – на 10,0% относительно 2009 г. Но спад начался в 2011 г. – на 11,3% относительно 2010 г. В целом это удовлетворительное совпадение плановых и фактических показателей для проектов разработки крупных месторождений нефти и газа. Ильхам Алиев привел в своей речи и экономические показатели проекта «АЧГ». В освоение и разработку блока консорциум вложил $28,7 млрд., а его доход составил $73,0 млрд. И это на 12-й год с начала добычи нефти! Здесь мы видим не «грубые ошибки», а высочайший уровень профессионализма специалистов АМОК (ВР). Доходы Азербайджана от СРП «АЧГ» тоже велики. На 01.07.2014 г. в его Государственный нефтяной фонд поступило $102,8 млрд.

К концу 2012 г. между Азербайджаном и АМОК были достигнуты соглашения относительно мероприятий по стабилизации добычи нефти на блоке «АЧГ». Они включали бурение новых эксплуатационных скважин в проекте «АЧГ» и строительство платформы Западный Чираг. По проекту «АЧГ» в период 2007–2013 гг. добыто 75–80% всей нефти Азербайджана. А 65% от общего объема добычи нефти ГНКАР приходится на Мелководную Гюнешли. Всего мегапроект Азери-Чираг-Гюнешли дает 91-93% нефти Азербайджане и речь идет о стабилизации ее добычи в республике.

Как уже сказано, строительство платформы Западный Чираг выполнено в рамках проекта «COP». Вложения в него составили $6 млрд. ($4 млрд. – на строительство платформы и $2 млрд. – на бурение эксплуатационных скважин). В 2014 г. будут добурены до продуктивных отложений и введены в эксплуатацию 6 скважин, остальные 8 – в 2015-2016 гг. В 2014 г. планируется добыть 3 млн. т. нефти. Добыча на «планке» составит 8,2 млн. т. На 01.07.2014 г. на платформе работало 4 добывающие скважины. Их суммарный дебит – 50 тыс. барр./сут. В пересчете на год это даёт 2,5 млн. т нефти. Состояние развития этого проекта можно будет оценить только в начале 2015 г. В целом на начало сентября текущего года по проектам «АЧГ» и «COP» добыто 345 млн. т. нефти.

Капитальные затраты АМОК в проект «АЧГ» в 2013 г. составили $2,5 млрд. Такие же затраты были и в 2012 г. В 2014 г. капитальные затраты планируются в объеме $2,07 млрд. Скорее всего, капитальные затраты 2012–2013 гг. сделаны в рамках мероприятий по поддержанию добычи нефти (бурение новых скважин). Итого, вложения в стабилизацию добычи нефти на блоке «АЧГ» за два года составили $11,0 млрд. При этом увеличение добычи нефти в 2014 г. и последующий период не предполагается. Борьба идёт за замедление её спада. В 2013 г. эта цель достигнута. Добыто 32,2 млн. т, что всего на 2,2% меньше, чем в 2012 г.

Можно оценить и прибыль АМОК в 2012-2013 гг. Операционные расходы в 2012 г. в проекте «АЧГ» составили $725 млн. Примерно эта же сумма была и в 2013 г. Азербайджанская нефть Azeri Light, транспортируемая по нефтепроводу Баку-Тбилиси-Джейхан, продается под маркой BTC FOB Ceyhan. В 2013 г. ее среднемесячная цена составила $110,8 за 1 барр. Плата за транспортировку по нефтепроводу Баку-Тбилиси-Джейхан – $6 за 1 барр. Плата за транспортировку по трубопроводу Баку-Супса меньше. Операционные расходы по продаже нефти – примерно $1 за 1 барр. Итого, цена нефти с учетом отмеченных издержек равна примерно $104 за 1 барр. ($770 за 1 т). Для покрытия годовых операционных расходов АМОК нужно продать примерно 1 млн. т нефти. Остальная добытая нефть является прибыльной. Доля АМОК составляет 30%. В 2012 г добыто 32,9 млн. т. Прибыльная нефть АМОК – 9,6 млн. т. Ее цена – $7,7 млрд. В 2013 г. – 9,4 млн. т. и $7,2 млрд. соответственно. За два года прибыль АМОК составила 14,6, а капитальные затраты – $11 млрд. Итого, чистая прибыль – $3,6 млрд. И ее в ближайшие годы можно увеличить. Это очень просто. Не нужно строить новые нефтедобывающие платформы.

Динамика добычи нефти

Состояние разработки залежей нефти блока «АЧГ» представлено на рисунке 2. Цифры добычи нефти с морских платформ в период 2001–2013 гг. взяты из ежегодных отчетов ВР, оператора проекта «АЧГ». Добыча нефти в Азербайджане – с сайта ВР. Последние данные ВР немного отличаются от официальной статистики Азербайджана. Но цифра добычи нефти в Азербайджане в 2013 г. из последнего отчета BP «Statistical Review of World Energy 2014» какая-то странная – 46,2 млн т. В соответствии с ней рост добычи относительно 2012 г. составил 1,2%. Такого не может быть. Структура добычи нефти и конденсата в Азербайджане считается «на пальцах». По данным Азербайджана в 2013 г. добыто 43,5 млн т, что незначительно больше, чем в 2012 г. Последняя цифра приведена на графике, показанном на рисунке 2. В конце 2013 г. заместитель министра экономики и промышленности Севиндж Гасанова сообщила, что средняя планируемая добыча нефти в Азербайджане в период 2014–2017 гг. составляет 40,5 млн. т.

Как будет складываться динамика добычи нефти на блоке «АЧГ»? Для ответа на этот вопрос нужно выполнить несложный анализ выборки данных (Табл. 1 и 2), которая сформирована по разрозненным сообщениям на официальных новостных сайтах (главным образом, 1news.az, http://www.1news.az/economy/oil_n_gas/). Эти данные выверены по справкам Государственного таможенного комитета Азербайджана и отчетам ВР.

На «АЧГ» имеется три вида эксплуатационных скважин: добывающие, газо- и водонагнетательные. (часть газа, растворенного в нефти, после сепарации закачивается в продуктивные пласты). Вся совокупность скважин обеспечивает определенный объем добычи нефти за определенный календарный период. Исход из этого, мы имеем три ключевых параметра: общая добыча нефти с платформы в год и в квартал, дебиты добывающих скважин и добыча нефти в сутки на одну эксплуатационную скважину. Все в размерности «тыс. баррель в сутки – тыс. барр./сут.». По их динамике в последние годы можно составить представление и о состоянии добычи нефти на «АЧГ», и о будущих ее перспективах.

Темп снижения средней добычи всех эксплуатационных скважин проекта «АЧГ» в период 2010-2013 гг. составил 11% в год (32% за три года и 11 % в 2013 г.) (Табл. 1). Стабилизация добычи нефти в 2013 г. достигнута за счет увеличения числа эксплуатационных скважин на 25,5% (с 94 в начале года до 118 в его конце). Положительная динамика отмечается только на платформе Глубоководная Гюнешли, где добыча на одну эксплуатационную скважину в 2013 г. возросла на 14% по сравнению с 2013 г. Это достигнуто за счет ввода в эксплуатацию 5 новых добывающих скважин. Скорее всего, число их больше, поскольку на платформе увеличилось и число водонагнетательных скважин (с 10 до 14). Можно предположить, что несколько малодебитных добывающих скважин переведены в нагнетательные.

— —
Таблица 1.
Проект «АЧГ». Динамика добычи нефти и числа эксплуатационных скважин в 2009-2013 г.г.

Число скважин приведено на начало года (для 2012 г – на 01.04): Д – добывающие; В – водонагнетательные; Г – газонагнетательные.

В графе «добыча» приведено среднее число эксплуатационных скважин в год (для 2013 г. – средневзвешенное по кварталам).

Размерности: т.б/с — тыс. баррель в сутки; т.б/с/с — тыс. баррель в сутки на одну эксплуатационную скважину: м.т – млн. тонн в год.
— —

Более показательна динамика добычи по проекту «АЧГ» по кварталам 2013 и первой половины 2014 гг. (Табл. 2) На платформе Чираг число добывающих скважин в I кв. 2013 г. составляло 10, а в II кв. 2014 г. – 13. Однако, общая добыча с нее уменьшилась на 7,1% (с 70 до 65 тыс. барр./сут.). Это произошло за счет снижения дебитов добывающих скважин. За год они уменьшились на 26,8% (I/I кв.) – 27,2% (II/II кв.). Примерно эти же цифры получаются и для всех эксплуатационных скважин. Снижение средней добычи составило 28,0% (I кв 2013 г. – II кв. 2014 г.). В 2013 г. общая добыча на платформе упала на 6,4% относительно 2012 г. Здесь мы имеем явное возрастание скорость падения добычи при самом низком для «АЧГ» ее уровне на одну эксплуатационную скважину – 3,6 тыс. барр./сут. (II кв.2014 г.). В целом динамика добычи нефти с платформы Чираг соответствует «среднемировым» показателям. Начало добычи нефти – 1997 г. Достижения ее пика (7,6 млн. т) в 2004 г. Плавный спад до 2013 г. и начало резкого спада в 2014 г. Возможно, в 2014 г. удастся удержать добычу нефти с платформы на «плавном спаде». Но для этого потребуется вводом в эксплуатацию 5 новых скважин компенсировать снижение их среднего дебита.

— —
Таблица 2.

Проект «АЧГ». Динамика числа эксплуатационных скважин и добычи нефти в 2013 г.

Примечания. В графе «Дебиты I / IVкв.» приведена динамика среднего дебита всех эксплуатационных скважин (динамика среднего дебита добывающих скважин) и [динамика среднего дебита добывающих скважин в пересчете на год]. В графе «Добыча I/IVкв.» приведена динамика добычи I/IVкв., (динамика добычи в пересчете на год) (*)
— —

Уровень добычи на одну эксплуатационную скважину на платформе Центральное Азери высокий – 6,8 тыс. барр./сут. (II кв. 2014 г.). В I кв. 2013 г. на ней было 14-15 добывающих скважин, Во II кв. 2014 г. – 17-18. На одну скважину увеличилось число нагнетательных скважин. Ввод новых добывающих скважин позволил удержать их средние дебиты от резкого падения (у новых добывающих скважин высокие дебиты нефти, которые плавно сжижаются в период ее эксплуатации). Оно составило 2,8% (I/I кв.) – 8,1% (II/II кв.). Добыча нефти на платформе возросла на 13,8 (I/I кв.) – 8,1% (II/II кв.). При этом, добыча нефти в 2013 г. уменьшилась на 4,2% относительно 2012 г. То есть, в 2013 и первой половине 2014 г. удалось изменить динамику уровня добычи с отрицательной на положительную. Но удержать ее не удалось. Средняя суточная добыча с платформы в II кв. 2014 г. показала небольшое снижение относительно I кв. Представляется, что в ближайшие годы удастся удерживать уровень добычи с платформы на «плавном спаде». Но для этого потребуется ежегодно увеличивать число эксплуатационных скважин на 4.

В 2013 г. падение добычи нефти на платформе Западное Азери по отношению к 2012 г. составило 1,2%. Однако падение, рассчитанное по квартальной добыче, составило 13,2% (I/I кв.) – 16,1% (II/II кв.). Здесь мы имеем дело с ускорением ее падения.

Падение добычи нефти с платформы Восточное Азери в 2013 г. – 29,2% (I/I кв.) – 29,5% (II/II кв.), произошло при примерно стабильном числе эксплуатационных скважин. Падение обусловлено снижением дебитов добывающих скважин на 32,2% (I/I кв.) – 29,4% (II/II кв.). Добыча нефти на одну эксплуатационную скважину платформы является относительно низкой – 4,8 тыс. барр./сут. (II кв. 2014 г.). Число эксплуатационных скважин на ней в течение года менялось. Можно смело предполагать, что на платформе Восточное Азери началось резкое неконтролируемое падение добычи, остановить которое уже не удастся. Добыча нефти с платформы начата в 2007 г. То есть, резкое падение добычи произошло на 7-й год разработки участка месторождения.

Добыча нефти на Глубоководном Гюнешли начата в 2008 г. Ее пик (6,7 млн. т) достигнут в 2010 г. В этом году число эксплуатационных скважин возросло с 20 до 23. В 2011 г. их число сократилось на одну. Добыча уменьшилась на 6,2%. В 2012 г. из эксплуатационных скважин исключена еще одна. Добыча сократилась на 15,9%. В 2013 г. АМОК резко нарастил число скважин на платформе (с 21 до 30, в том числе добывающих с 11 до 16). Это позволило нарастить добычу на 12,5% (I/I кв.) – 11,6% (II/II кв.). Но при этом средняя добыча эксплуатационных скважин уменьшилась на 15,0% (I/I кв.) – 13,1% (II/II кв.). Уменьшились и средние дебиты добывающих скважин на 17,5% (I/I кв.) – 7,1% (II/II кв.). То есть, ввод в эксплуатацию новых добывающих скважин не привело как и на платформе Центральное Азери к росту средних дебитов скважин. Это свидетельствует о том, что начальные дебиты новых скважин относительно низкие. Скорее всего, это связана с падением давления в продуктивных пластах. Для добычи нефти с платформы на достигнутом уровне необходимо вводить в эксплуатацию новые добывающие скважины.

Средняя добыча нефти всех эксплуатационных скважин на пяти платформах проекта «АЧГ» в 2013 г. по отношению к 2012 г. уменьшилась на 11%. Однако, падение ее добычи было небольшим – всего 2,1%. Это достигнуто за счет увеличения числа эксплуатационных скважин в 2013 г с 94 до 118. По поквартальным показателям дебиты эксплуатационных скважин снизились на 21,4% (I/I кв.) – 18,8% (II/II кв.), добыча – на 4,1% (I/I кв.) – 7,6% (II/II кв.). В период IV кв 2013 г. – II кв. 2014 г. удалось стабилизировать средний дебит эксплуатационных скважин на уровне 5,5-5,6 тыс. барр./сут. Это достигнуто резким увеличением числа добывающих скважин начиная с II кв. 2013 г. На его начало их было 64. На начало I кв. 2014 г. – 81. Рост на 26,6%. Но потом их число начало сокращаться и на начало III кв. 2014 г. составило 76. Общее число эксплуатационных скважин в 2014 г. тоже сокращается (с 118 до 113). Это даст падение добычи нефти по проекту «АЧГ» в 2014 г. (относительно уровня 2013 г.) минимум на 5% (1,6 млн т).

В первом полугодии 2014 г. на пяти платформах проекта «АЧГ» добыто 16,0 млн т нефти. В 2013 г. – 16,4 млн т. В 2010 г. (год пика добычи на «АЧГ») – 20,2 млн т. Падение добычи в 2014 г. по отношению к 2013 г. составило 2,4%, по отношению к 2010 г. – 20,8%. Массовый ввод в эксплуатацию скважин начался со II кв. 2013 г. Это и позволило сократить падение уровня добычи в 2014 г. Можно принять, что отношение добычи в первом полугодии 2013 г. к 2012 г. – 18,8%, характеризует естественный процесс ее падения. Эта дает 6,3% в год.

ГНКАР подготовила программу на 2013-2015 гг. по стабилизации и увеличению объемов добычи на своих месторождениях. В соответствии с ней, на Мелководном Гюшешли планируется пробурить 20 новых скважин. На конец 2013 г. 6 скважин сданы в эксплуатацию, 5 – находилось в процессе строительства. То есть, на Мелководном Гюнешли наблюдается та же картина, что и на блоке «АЧГ» – форсированное наращивание количества эксплуатационных скважин. Бурение новых скважин позволило ГНКАР добыть в первой половине 2014 г. 4,2 млн т нефти, что на 1.2% больше, чем в соответствующий период 2014 г. Всего в 2013 г. объем бурения ГНКАР составил 142,7 тыс. м, в том числе 135,7 тыс. м – эксплуатационное и 7,0 тыс. м – разведочное. В 2013 г. ГНКАР добыла 8,34 млн. т нефти. Сообщалось, что 65% ее дает Мелководное Гюнешли. То есть, на нем добыто примерно 5,4 млн. т. Разработка месторождения ведется с 1980 г. По состоянию на начало 2014 г. здесь добыто 162,3 млн. т нефти.

Динамику добычи нефти по проекту «АЧГ» можно оценить и по справкам Государственного таможенного комитета Азербайджана. В I кв. 2014 г. по данным контрольно-измерительных приборов из Азербайджана экспортировано 8,093 млн т. нефти, а в I кв. 2013 г. – 8,501 млн т. Снижение составило 4,8%. Последняя цифра характеризует снижение добычи нефти по проекту «АЧГ» и в целом на месторождении Азери-Чираг-Гюнешли. За семь месяцев текущего года экспортировано 13,79 млн т нефти, что на 3,8% ниже показателя за аналогичный период 2013 г. Данные Государственного комитета по статистике Азербайджана, более оптимистичные. В первом полугодии 2014 г. в Азербайджане добыто 21,22 млн. т нефти и газового конденсата, что на 2,7 % ниже показателя аналогичного периода 2013 г.

Прогноз

Имея приведенные выше данные, можно дать прогноз динамики добычи нефти в проекте «АЧГ». Борьба за ее «плавный спад» путем бурения десятков скважин (американские нефтяники такую ситуацию называют «drill baby, drill») не имеет смысла. Здесь речь может идти только об оптимизации эксплуатации месторождения на стадии падающей добычи по параметру «добыча максимального объема нефти». Падение добычи в ближайшее время будет на уровне 8-9% в год (в 2014 г. – 5%). То есть, «восстановится» та динамика падения уровня добычи, которая была в 2011-2012 гг. Такая же динамика будет и на Мелководном Гюнешли. Рост добычи нефти по проекту «COP» (платформа Западный Чираг) не сможет компенсировать негативную динамику на других платформах. Но, в какой мере «не сможет», покажут результаты 2014 г.

Будут ли построены новые добывающие платформы на блоке «АЧГ»? Скорее всего, нет. СРП подписано до 2024 г. и Азербайджану нет никакого резона его продлевать. С другой стороны, АМОК нет смысла делать большие вложения в проект «АЧГ». За оставшиеся годы действия СРП они не окупятся. Других проектов, добыча нефти по которым может компенсировать падение добычи на месторождении Азери-Чираг-Гюнешли, в Азербайджане не имеется. То есть, добыча нефти в республике будет падать быстрыми темпами. Будут «пустеть» имеющие стратегическое значение нефтепроводы Баку-Тбилиси-Джейхан и Баку-Супса. Будет «истощаться» поток нефтедолларов в Азербайджан. Такова природа СРП. Добывающие компании заинтересованы в том, чтобы быстро получить прибыль на вложенные капиталы. Максимально быстро и в максимальном же объеме. Этот сценарий как раз и реализован специалистами АМОК (ВР), имеющими высочайшую профессиональную квалификацию в создании СРП. Никаких «грубых ошибок» они не сделали.

(*) Добыча нефти на Глубоководной Гюнешли начата в конце апреля 2008 г. Пик добычи (6,7 млн. т) достигнут в 2010 г. В этом году число эксплуатационных скважин возросло с 20 до 23. В 2011 г. их число сократилось на одну. Добыча уменьшилась на 6,2%. В 2012 г. из эксплуатационных скважин исключена еще одна. Добыча сократилась на 15,9%. В 2013 г. АМОК резко нарастил число скважин на пласформе (с 21 до 30, в том числе добывающих с 11 до 16). Это позволило нарастить добычу на 30%. Произошло и увеличение дебитов скважин на 14,0% (за счет новых добывающих скважин). Однако поквартальная динамика в 2013 г. не такая оптимистичная. Добыча нефти с платформы увеличилась на 12,9%. Однако, средний дебит добывающих скважин снизился на 20,0%. Для добычи нефти с платформы в 2014 г. на уровне 2013 г. необходимо ввести в эксплуатацию еще 6 скважин.

Резкое падение добычи нефти с платформы Восточная Азери (на 37,0%) в течение 2013 г. произошло при примерно стабильном числе эксплуатационных скважин. Падение обусловлено снижением дебитов добывающих скважин – с 9,2 тыс. т/с в I кв. до 6,4 тыс. т/с в IV кв. Добыча нефти на одну эксплуатационную скважину платформы является относительно низкой – 4,9 тыс. т/с (IV кв.). Падение добычи в 2013 г. относительно 2012 г. составило 20,3%. И здесь явно просматривается ускорение в 2013 г. падения добычи нефти. Число эксплуатационных скважин на ней в течение года менялось.

В 2013 г. падение добычи нефти на платформе Западное Азери по отношению к 2012 г. составила 1,2%. Однако падение, рассчитанное по квартальной добыче 2013 г. составило 14,4%. Причина та же – падение дебитов добывающих скважин на 30,4%. Но, возможно, рост числа добывающих скважин в IV кв. с 17 до 20 пришелся на его конец и формально рассчитанная нами цифра не отражает реального положения дел. Но дата ввода в эксплуатацию новых скважин никак не влияет на цифру общего падения добычи с платформы в 2013 г. Здесь мы имеем дело с ее ускорением.

Снижение дебитов добывающих скважин на платформе Центральное Азери на 12% компенсировано вводом в эксплуатацию 3 добывающих скважин. В результате получен прирост добычи нефти на 3,6% при его расчете по квартальной добыче. В целом же добыча нефти в 2013 г. уменьшилась на 4,2% относительно 2012 г. Здесь в 2013 г. удалось изменить динамику добычи с отрицательной на положительную. Уровень добычи на одну эксплуатационную скважину на платформе – 6,5 тыс. т/с (IV кв.) высокий. Представляется, что в ближайшие годы в удастся удерживать уровень добычи с нее на «плавном спаде». Но ля этого потребуется вводить в эксплуатацию по 4 скважины в год.

На платформе Чираг число добывающих скважин в I кв. — 10, а в IV кв. – 13. Однако общая добыча с нее уменьшилась на 9,5%. Это произошло за счет снижения дебитов добывающих скважин на 38,1% (здесь и далее в пересчете на год). В 2013 г. общая добыча упала на 6,4% относительно 2012 г. Здесь мы имеем явное возрастание скорость падения добычи при самом низком для «АЧГ» ее уровне на одну эксплуатационную скважину – 3,6 тыс. т/с (IV кв.). В целом динамика добычи нефти с платформы Чираг соответствует «среднемировым» показателям. Начало добычи нефти 25 октября 1997 г. Достижения ее пика (7,6 млн. т) в 2004 г. Плавный спад до 2013 г. и начало резкого спада в 2014 г. Возможно, в этом году удастся удержать добычу нефти с платформы на «плавном спаде». Но для этого потребуется вводом в эксплуатацию новых скважин компенсировать снижение среднего дебита эксплуатационных скважин на 28% увеличением их числа на эту же величину. То есть, потребуется ввести в эксплуатацию 4-5 новых скважин.

На платформе Центральное Азери стабилизация добычи достигнута за счет увеличения числа добывающих скважин с 14 до 17. А на платформе Западное Азери увеличение числа добывающих скважин с 16 до 20 не предотвратило падение добычи на 17,0% в пересчете на год. Восточное Азери.

Можно смело предполагать, что на платформе Восточная Азери началось резкое неконтролируемое падение добычи, остановить которое уже не удастся. Добыча нефти с платформы начата в феврале 2007 г. То есть, резкое падение добычи нефти произошло на 7-й год разработки участка месторождения.

http://www.kavkazoved.info/news/2014/10/13/azeri-chirag-guneshli-i-grubye-oshibki-british-petroleum.html
http://aftershock.su/?q=node/262985

kavkazoved.info: Шах-Дениз – мегапроект каспийского региона

Анатолий ТЮРИН | 21.08.2014
От редакции. В журнале «Недра Поволжья и Прикаспия» (№ 78, 2014 г.), который издает «Нижне-Волжский Научно-Исследовательский Институт Геологии и Геофизики», опубликована статья кандидата геолого-минералогических наук А.М. Тюрина «Шах-Дениз – мегапроект Каспийского региона». В ней рассмотрены состояние и планы добычи газа и конденсата на месторождении Шах-Дениз в азербайджанской акватории Каспия. Тема разработки и транспортировки энергетических ресурсов Прикаспия всегда была чрезвычайно политизированной, и в этом контексте объективный и профессиональный взгляд на вопрос как никогда важен. Предлагаем данный материал вниманию читателей нашего сайта.

Фундамент нефтегазовых мегапроектов Каспийского региона заложен в СССР. В советский период начата добыча газа на Астраханском месторождении. Месторождения Карачаганак и Тенгиз были разведаны и практически подготовлены к эксплуатации, открыты месторождения Азери – Чираг – Гюнешли, выявлены рифовая постройка Кашаган и структура Шах-Дениз. В постсоветский период их судьба сложилась по-разному. Добыча нефти на Тенгизе, газа и конденсата на Карачагенаке и Астрахани находятся на «полке». Эксплуатация месторождений Азери-Чираг-Гюнешли доведена до стадии падающей добычи. Начало добычи нефти на Кашагане откладывалось с 2005 г. и как бы началась в 2013 г. Добыча газа и конденсата на Шах-Денизе ведется по проекту «Стадия-1». 17.12.2013 г. в Баку в торжественной обстановке подписано соглашение по проекту «Стадия-2» между государственной нефтегазовой компанией Азербайджана SOCAR и Консорциумом.

Анализ параметров проекта «Стадия-2» выполнен автором по заказу информационно-аналитического проекта «Однако». Результаты опубликованы на его сайте (1) и вызвали в Сети большой интерес (переопубликованы на аналитических и новостных сайтах). Статью «видят» поисковые системы. Но у статьи имеются явные недостатки. Она громоздкая и «переполнена» цифрами и ссылками на источники информации. К недостаткам следует отнести и ее «броское» название. Но это прерогатива редакции «Однако». Представляется целесообразным изложить в профильном журнале «коротко и ясно» состояние и перспективы развития мегапроекта Шах-Дениз.

Газоконденсатное месторождение Шах-Дениз открыто в 1999 г. на одноименной структуре, выявленной в советский период. Находится в акватории Каспия в 70 км к юго-востоку от Баку. Приурочено к крупной вытянутой в плане сундукообразной структуре, имеющей северо-восточное простирание и блочное строение. Ее высота – около двух километров. На структуре закартировано несколько грязевых вулканов. Глубина моря в пределах месторождения от 50 до 650 м.

Залежи газа контролируются ловушками пластово-сводового типа в терригенных отложениях свиты «перерыва» (балаханы, фасила, средний плиоцен). В пластах-коллекторах аномально высокое давление. Пластовый флюид – относительно сухой газоконденсат с давлением конденсации близким к начальному пластовому (Т.А. Апаркина, 2012 г.). С геологических позиций месторождение Шах-Дениз находится в Южно-Каспийском нефтегазоносном бассейне. Площадь продуктивных отложений около 860 кв. км. Глубина их залегания – 4500-6500 м. Запасы оценены в 1,2 трлн куб. м газа и 240 млн т конденсата.

Контракт на разработку месторождения Шах-Дениз заключен в 1996 г. В Консорциум по состоянию на начало 2014 г. входят британская BP (оператор, 28,8%), SOCAR (16,7%), норвежская Statoil (15,5%), иранская NICO (10,0%), французская Total (10,0%), российская LUKoil (10,0%), турецкая TPAO (9,0%). Консорциум владеет и Южно-Кавказским газопроводом.

17.11.2013 г. контракт по разработке месторождения продлен до 2048 г. В этот же день Statoil огласила стоимость продажи 10% своей доли в Консорциуме –1,45 млрд. долл. Купили ее SOCAR (6,7%) и BP (3,7%). По цене, за которую проданы 10% доли в Консорциуме, можно оценить общую стоимость его активов – 14,5 млрд долл..

Соглашение по разработке месторождения Шах-Дениз заключено по схеме СРП. В первые годы основная часть добываемого газа будет принадлежать Консорциуму, включая SOCAR. Доля Азербайджана (природная рента) будет возрастать по мере компенсации Консорциумом своих капитальных затрат. По приведенным цифрам прибыли Азербайджана от разработки месторождения Шах-Дениз (за 2006-2013 годы – 1497 млн долл.) можно вычислить процент продукции (газа и конденсата), отчисляемый Консорциумом в качестве природной ренты (прибыльный газ) – примерно 6%. Но в период с концы 2013 до 2017-2018 г.г. отчислений в пользу Азербайджана не будет. Они пойдут на развитие проекта.

По проекту «Стадия-1» построена морская платформа (глубина моря 105 м), рассчитанная на бурение 15 наклонно-направленных скважин. С нее планируется добыть 178 млрд куб. м газа и 34 млн т конденсата. Добыча началась в 2006 г. Газ и конденсат поступают на Сангачальский терминал. На конец 2012 г. эксплуатировалось 4 скважины. На конец 2013 г. – 5. На 01.10.2013 г. добыто 46 млрд куб. м газа (на 01.07.2013 г. добыто 11,3 млн. т конденсата). Из них 25 млрд экспортировано в Турцию, 3,4 млрд – в Грузию. Остальной объем газа закуплен Азербайджаном.

Состояние проекта «Стадия-1» можно оценить по динамике добычи газа: 2010 – 6,9 млрд куб. м, 2011 – 6,67 млрд куб. м, 2012 – 7,73 млрд куб. м, 2013 – 9,5 млрд куб. м (оценка). Содержание конденсата в добываемом газа – 253-265 г на 1 куб. м. «Провальным» было первое полугодие 2011 г. Падение суммарного дебита эксплуатационных скважин в пересчете на год составило 40% и явилось полной неожиданностью для Консорциума. Ситуация несколько выправилась с вводом в эксплуатацию в первой половине 2011 г. новой скважины SDA-06.

В сентябре 2012 г. начато бурение очередной скважины SDA-03y. Она сдана в эксплуатацию в конце 2013 г. С апреля 2012 г. ведутся технические работы в скважине SDA02, выведенной из эксплуатации. Она будет введена в эксплуатацию в начале 2014 г. Ожидается, что ввод в эксплуатацию этих двух скважин позволит довести добычу газа в 2014 г. до 10,4 млрд куб. м. Но без бурения новых скважин неизбежно повторится «провал», случившийся в первом полугодии 2011 г.

По проекту «Стадия-2» предусматривается строительство 2 морских платформ и бурение с них 26 скважин, расширение Сангачальского терминала, а также строительство новых перерабатывающих и компрессорных установок. Стоимость проекта оценивается в 28 млрд долл. Заложена возможность превышения сметных расходов на 20%. Начало добычи газа – конец 2018 г. В конце 2019 г. планируется добыча и экспорт газа в полном объеме – 16 млрд куб. м. Весь газ пойдет на экспорт. В том числе, 6 млрд куб. м – в западные регионы Турции, 1 млрд куб. м – в Грецию, 1 млрд куб. м – в Болгарию и 8 млрд куб. м – в Италию.

Проект «Стадия-2» включает и строительство двух газопроводов Трансанатолийского (TANAP) и Трансадриатического (ТАР). TANAP планируется построить на территории Турции. Его протяженность 1790 км, стоимость 12 млрд долл. Партнерами по строительству являются SOCAR (оператор, 68%), турецкая BOTAS (20%) и BP (12%). ТАР будет построен на территории Греции и Албании, далее через Адриатическое море до Италии. Его протяженность 870 км, стоимость 3 млрд долл. Партнерами являются SOCAR (20%), BP (20%), Statoil (20%), бельгийская Fluxys (16%), Total (10%), немецкая E.ON (9%) и швейцарская Axpo (5%). 2 млрд долл. планируется вложить в увеличение пропускной способности Южно-Кавказского газопровода. Его длина на территории Азербайджана – 435 км, Грузии – 248 км. Общая стоимость проекта «Стадия-2» составляет 45 млрд долл.

Из опубликованных данных известны капитальные затраты на реализацию проекта «Стадия-2». Операционные расходы на ее промысле можно оценить по характеристикам «Стадии-1» (отчеты ВР). Расходы на транспортировку газа соответствуют коммерческим тарифам в Европе. Ожидаемая Консорциумом цена газа – 400 долл. за 1000 куб. м в Южной Европе и 350 долл. в Турции. Цена конденсата соответствует цене нефти Azeri Light, поскольку он поступает в нефтепровод Баку-Тбилиси-Джейхан. Этих данных вполне достаточно для расчета дисконтированных капитальных затрат и дисконтированной суммы прибыли от продажи газа и конденсата. По результатам расчета определены годы окупаемости поставок газа в Южную Европу и Турцию.

При норме дисконтирования 6 %, капитальные затраты поставок газа в Италию окупятся в 2029-2033 г.г. Срок окупаемости с начала реализации проекта составит 16-20 лет. С начала поставок газа – 10-14 лет. При учете только экономических позиций и игнорировании геологических, технологических, экономических, политический, террористических и экологических рисков, поставку газа в Италию по проекту «Стадия-2» можно оценить как «на грани разумного». Это же относится к поставкам газа в Грецию и Болгарию.

Капитальные затраты поставок газа в Турцию окупятся в 2024-2025 г.г., через 11-12 лет после начала вложений в «Стадию-2» и через 5-6 лет после выхода добычи газа на проектные показатели. Проект «Стадия-2» в части поставок газа в Турцию является высокоэффективным.

Общие капитальные затраты проекта «Стадия-2» окупятся в 2027-2029 г.г. Через 14-16 лет после начала вложений и 8-10 лет после выхода добычи газа на проектные показатели. Проект является симбиозом двух подпроектов: поставка газа в Западную Турцию и Южную Европу. Первый однозначно является высокоэффективным, второй – «на грани разумного». Высокая и «быстрая» прибыль, получаемая в рамках поставок газа в Турцию, будет покрывать огромные издержки поставок газа в Европу.

В проекте «Стадия-2» по «умолчанию» принимается, что «полка» добычи газа с двух платформ в объеме 16 млрд. куб. м будет удерживаться в течение 25 лет. Это представляется нереальным. Этот важнейший показатель можно оценить и по планам добычи газа на «Стадии-1» – 178 млрд куб. м. Примем, что 70% этого газа будет добыта на «полке», которая с этого года будет равняться 9,5 млрд. куб. м. Длительность ее удержания составит 13 лет.

С начала разработки до окончания 2013 г. добыто 47,6 млрд м газа. По проекту «Стадия-1» остается добыть 130,4 млрд. м, в том числе 53,4 млрд. м (30% от общего объема добычи) на этапе падающей добычи. С 2014 г. добычу планируется довести до 10,4 млрд куб. м. Длительность «полки» составит 7,5 лет. То есть, добыча на «полке» продержится до 2020 г. включительно. Именно в это время и начнется добыча газа по проекту «Стадия-2» в полном объеме. Поступающий в Турцию газ «Стадии-1» будет «заменен» на газ «Стадии-2» (2). Поставки газа в Турцию и Европу будут удерживаться на «полке» его добычи до 2031 г. То есть, примерно до момента окупаемости капитальных затрат проекта. Никакого прибыльного газа для Азербайджана в нем не просматривается.

А как будут выполняться контрактные обязательства «Стадии-2» по поставкам газа в период 2032-2044 г.г. (за пределами «полки» добычи)? Очень просто. Сразу же после выхода «Стадии-2» на проектные показатели будет поставлен вопрос о необходимости реализации «Стадии-3». С нее и будут осуществляться поставки газа в Турцию и Европу после 2031 г. А потом встанет вопрос о необходимости реализации «Стадии-4». В этих делах есть одна важная тонкость. Коммерческим оператором проекта «Шах-Дениз» является SOCAR. Именно он подписал контракты на поставки газа с турецкой BOTAS и девятью европейскими компаниями сроком на 25 лет.

Для участников Консорциума все ясно и понятно. Они будут вкладывать деньги в проекты «Стадия-1», «Стадия-2», «Стадия-3»… На их начальных этапах за счет продажи газа и конденсата эти вложения будут компенсироваться. Будет формироваться и прибыль. Единственный недостаток такой организации разработки месторождения Шах-Дениз – участники Консорциума не получат сверхприбыль.

Для Азербайджана тоже все ясно и понятно. Вложения SOCAR в проект «Стадия-2» составят 13569 млн долл. (30,2% от общих капитальных затрат). За счет природной ренты, формируемой на «Стадии-1», будут финансироваться капитальные вложения в «Стадию-2». За счет ренты «Стадии-2» будут финансироваться капитальные вложения в «Стадию-3». Азербайджан же взял на себя основную часть вложений в газопровод TANAP и существенную в ТАР. То есть, азербайджанский газ будет поставляться в Европу за счет Азербайджана, за счет его природной ренты. На нем и ответственность за все возможные риски выполнения контрактных обязательств. Получит ли Азербайджан рентные платежи с проектов разработки месторождения Шах-Дениз? Похоже, что нет. В лучшем случае, в отдельные периоды будет «капать» по двести-четыреста миллионов долларов в год.

Примечания

(1) «Правда о «противороссийском» газовом прожекте Азербайджана» (часть 1, часть 2)
http://www.odnako.org/blogs/pravda-o-protivorossiyskom-gazovom-prozhekte-azerbaydzhana-chast-1/
http://www.odnako.org/blogs/pravda-o-protivorossiyskom-gazovom-prozhekte-azerbaydzhana-chast-2/

(2) На новостных сайтах Азербайджана часто приводится информация, не соответствующая реальному положению дел. Например: «В целом же после начала добычи в рамках «Шахдениз-2» общая добыча газа с месторождения составит 25 млрд кубометров. Из них 9 млрд будет добываться в рамках первой стадии проекта и 16 млрд. в рамках второй». «Стадия-2» – это «замена» «Стадии-1». В переходный период (падение добычи на «Стадии-1» и выход «Стадии-2» на проектные показатели) добыча газа будет, скорее всего, на «полке» 16 млрд куб. м.

Анатолий Тюрин — заведующий лабораторией геофизики ООО «ВолгоУралНИПИгаз», кандидат геолого-минералогических наук, автор и соавтор около 200 публикаций. Cфера профессиональной деятельности: поиск, разведка и эксплуатация месторождений нефти и газа. Включен в информационно-библиографический справочник «Геофизики России» (Москва, 2001, 2005 г.).
http://www.kavkazoved.info/news/2014/08/21/shah-deniz-megaproekt-kaspijskogo-regiona.html

Околонефтяные истории

http://63ru.livejournal.com/2749633.html
http://dpmmax.livejournal.com/287646.html

ncdc.noaa.gov: Карты самого жаркого и холодного дней в США

География самого жаркого дня в году в США
карта, которая показывает географию самого жаркого дня в году в США. Самое очевидное, это Тихоокеанское побережье, куда из-за влияния холодного океана лето приходит позже, но и держится дольше, поэтому там как раз сентябрь и даже октябрь — очень хорошие месяцы. А к востоку самый теплый день уже смещается в середину лета. А в самых жарких Аризоне, юг Нью-Мексико, запад Техаса пик приходится даже на конец июня. Но почему так выделяется ареал восточного Техаса, Арканзаса и т.д.? Я не климатолог, уже таких подробностей не знаю.


http://www.theblaze.com/stories/2014/07/02/think-its-hot-now-this-map-shows-when-your-area-likely-will-have-its-warmest-day/

http://www.ncdc.noaa.gov/file/us-warmest-day-year-mapjpg
http://www.ncdc.noaa.gov/news/mercury-rising-when-expect-warmest-day-year

Комментарии в записи:
— С аризонским ареалом всё просто: высокие температуры достигаются за счет прямой солнечной радиации (низкая влажность и облачность помогают), максимум которой приходится на дни с самым продолжительным солнечным сиянием вокруг летнего солнцестояния.С аризонским ареалом всё просто: высокие температуры достигаются за счет прямой солнечной радиации (низкая влажность и облачность помогают), максимум которой приходится на дни с самым продолжительным солнечным сиянием вокруг летнего солнцестояния.
— Восточнотехасский и мисисипский ареал приходится на середину «солнечного лета» Северного полушария, связано это с двумя вещами — прогревания вод Мексиканского залива до максимума и окончательного установления муссонного летнего паттерна (поэтому так далеко вглубь простирается). Здесь прямая солнечная радиация играет в связке с поглащенной и отраженной, которая фиксируется водяным паром (самая высокая точка росы в это время).
— Максимум западного побережья, это не совсем позднее лето, скорее период эквилибриума: поверхностные воды холодного Калифорнийского течения прогрелись (относительно) за лето, а побережье уже не так нагревается прямой солнечной радиацией (период осеннего равноденствия). Ослабляется смещение воздушных масс с суши на воду с образованием плотного облачно-туманного покрова (теплый воздух суши охлаждается над водой и все излишки воды выпадают в виде пара), и остатки «летней» максимальной прямой солнечной радиации прогревают всё побережье.

— — — — — — — — — —

Карта самого холодного дня в году в США
Карта самого теплого дня в году. Она была более предсказуема, чем эта карта: на западном побережье, которое находится под наибольшим влиянием океана, самый теплый день часто даже в сентябре. Но с другой стороны, самый холодный день на Западе как раз не в конце зимы, а в ее начале — в декабре. Казалось бы, должно быть наоборот, ведь океан должен сохранять тепло. Но насколько я понимаю, дело тут в высотном струйном течении (jet stream), которое опускается в южном направлении на Западе в первой части зимы.


http://io9.com/a-map-showing-when-its-likely-to-be-coldest-where-you-l-1655963791

http://ncdc.noaa.gov/news/when-to-expect-coldest-day-of-year

http://www.ncdc.noaa.gov/data-access/land-based-station-data/land-based-datasets/climate-normals
http://www.ncdc.noaa.gov/data-access/land-based-station-data/land-based-datasets/climate-normals
http://www.weather.gov/

Комментарии в записи:
— Субширотные горные цепи на западе останавливают продвижение арктических воздушных масс на юг. Поэтому минимум приходится на минимум прямой солнечной радиации (зимнее солнцестояние). На востоке «барьера» нет, поэтому арктике есть где разгуляться, как в текущий момент.
— Но почему не согревает на побережье Тихий океан, ведь даже самый теплый месяц часто сентябрь?
— Эффект бриза/муссона. Зимой воздушные массы над сушей холоднее, т.е. давление выше, следовательно преобладающие ветра с суши на море.
— А почему тогда в других местах море зимой согревает?
— Везде большие массы воды смягчают климат (уменьшают разброс дневных и сезонных температур). Но здесь не стоит забывать, что Калифорнийское течение всё же «холодное».
На карте не показаны эти самые минимальные температуры (для которых будет заметна континентальность), т.е. в Сиэтле минимум будет выше, чем в Спокане.
В целом, одна эта карта бесполезна для описания полной климатической картины. Это одно из измерений, причем деривативное.

iv_g: записи о Ванкорском месторождении

Читать далее

rus-map.ru: Карта нефтегазоносности Камчатского края и Магаданской области


1865×2777

http://rus-map.ru/940261.html

rus-map.ru: Карта нефтегазоносности Краснодарского края


4163х2770
http://rus-map.ru/940099.html

yesaul: Алмазы армянского типа

В постсоветское время армяне особенно преуспели в деле огранки драгоценных камней.
Это благодаря СССР: в 1950-м году в Ереване открыли ювелирный завод, а когда в 1960-е под обработку якутских алмазов создавалась отечественная гранильная отрасль, руководство Армянской ССР (видимо, изведя на эти цели тонны самолучшего коньяка) добилось включения ереванского предприятия в «алмазный проект». Позже в Армении открыли ещё одно производство по переработке природных алмазов и превращению их в бриллианты.

А вот своего алмазного сырья в Армении не было. Но очень, очень хотелось. И однажды удача улыбнулась армянам: в некотором районе республики местные геологи нашли алмазы! И привезли образцы в Москву, в Министерство геологии и Министерство цветной металлургии СССР (именно это ведомство в Союзе отвечало за добычу алмазов) – просить ассигнований из союзного бюджета на масштабные геологоразведочные работы. «Обеспечим гранильную промышленность Армении собственным сырьём!», «Больше алмазов в кладовые Родины!» Все согласились, подготовили уже проект совместного решения коллегий Мингео и Минцветмета и даже проект постановления Совмина СССР о выделении средств. К тому же армянские алмазы качеством не уступали якутским.

Дело испортил некий эксперт Мингео, въедливый педант, «сухарь», сутками просиживавший в лаборатории. И так, и этак вертел он под микроскопом армянские образцы. А от щедрого угощения армянским же солнечным напитком, даром виноградной лозы, благоразумно отказывался. Многоопытного геммолога терзал червь сомнения: несколько необычными были образцы. Точнее, не все, а ровно один. И даже не весь образец, а одна только его грань. Когда же упрямец понял, чтó именно его так смущает, то пошёл, минуя инстанции, прямиком к руководству министерства. Руководство быстро сообразило, что к чему, и спешно созвало экспертную группу. Она-то и подтвердила страшную догадку: образцы были не чем иным, как частями ювелирного, то есть огранённого, камня. Якутского. Аккуратно раздробленного на более мелкие фрагменты. Из них выбрали только те, что лежали внутри бриллианта-прародителя, и лишь один околок, по недосмотру, предательски сохранил след огранки – совсем небольшой участок ровно отшлифованной гранильщиком поверхности.

Так было закрыто дело об армянских алмазах.
http://yesaul.livejournal.com/322828.html

iv_g: записи об Арктике

Читать далее

spydell: Глобальные нефтепотоки (куда и откуда идет нефть?)

Кто крупнейший экспортер нефти и нефтепродуктов, а кто крупнейший импортер? Какие тенденции и какая расстановка сил?

В настоящий момент среднегодовой общемировой объем экспорта нефти и нефтепродуктов составляет примерно 43 млн. баррелей в день. Этот объем обеспечивают всего 23 страны (свыше 98% от общемирового экспорта). На страны ОПЕК приходится 27 млн.барр в день – это 63% от совокупного чистого экспорта. Доля ОПЕК в общем экспорте нефти на уровне 63% стабилизировалась с 2003 года, а до этого снижалась с 70% в период с 1994 по 2002 за счет роста добычи нефти в России, Казахстане и Азербайджане.

В таблице чистый поток нефти и нефтепродуктов среди крупнейших нефтеэкспортеров мира:

За последние 3 года произошли ряд важных изменений. Экспорт из Ливии так и не восстановился, т.к. местные племена не принимают американскую оккупацию и блокируют экспорт нефти и месторождения. Война там продолжается с различной интенсивностью. От максимума экспорта нефти потеряли примерно 1 млн. барр. Экспорт из Ирана также серьезно упал. До санкций было свыше 2.5 млн.барр, а на 2013 год 1.32 млн. К концу 2014 восстановят до 1.5-1.6 млн, но не более.
Из долгосрочных тенденций можно отметить перманентное сокращение экспорта нефти из Мексики вот уже, как 10 лет, но это в полной мере компенсируется ростом экспорта из Канады.

Экспорт нефти и нефтепродуктов из России с 2007 года не изменился и находится на уровне 7.2 млн барр. в день. Основной рост экспорта был в период с 1995 по 2003 года. В Саудовской Аравии за последние 10 лет без особых изменений.

Что любопытно? У многих после чтения прессы может сложиться ошибочное представление о невероятном росте глобального спроса на нефть за последние 10 лет. Это не так.

Совокупный экспорт нефти с 2004 года не изменился нисколько! А с 2008 года общий экспорт по всем странам даже упал на 1 млн.барр.

Как так получилось?

Значительное сокращение импорта нефти со стороны США и Европы. Если брать не только нефть, а нефть + нефтепродукты, то США сократили импорт почти в ДВА раза (!) с 12 млн барр до 6.5 млн. Непрекращающееся сокращение импорта нефти в Германии, Франции, Италии, да и Япония сократила импорт. Если взять общий импорт вышеперечисленных стран, то в 2007 он был на уровне 23.4 млн барр., а теперь 16 млн. Т.е. ведущие 5 стран сократили импорт на 7.4 млн барр (!) Сокращение импорта произошло из-за снижения спроса в экономике и повышения энергоэффективности. А для США главным образом из-за роста добычи нефти. Но об этом я писал.

Если бы не Китай и Индия, то энергетический баланс мог быть совсем другим. С 2006 года Китай нарастил импорт на 2.3 млн барр, а Индия на 700 тыс + Индонезия еще 500 тыс. Еще Англия + 500 тыс, но не из-за роста потребления, а из-за снижения собственной добычи. Остальные страны несущественно.

В таблице крупнейшие чистые импортеры нефти и нефтепродуктов (свыше 300 тыс барр в день). Данные преимущественно от http://www.eia.gov

На мировой энергобаланс сейчас влияет только США, Индия и Китай. В Европе активного сокращения импорта уже не будет, если только новый кризис не вдарит. В целом сейчас стабилизировались на уровне импорта 2011-2013 годов. Импорт нефти Кореи, Таиланда, Турции практически не меняется. Импорт Китая, Индонезии и Индии растет уже не так активно. В последнее время все вместе увеличивают импорт на 400-500 тыс барр, тогда как, например, США импорт в темпах по 800-1200 тыс барр. Темпы сокращения импорт нефти в США превышают рост потребности Китая, Индии и Индонезии.

http://spydell.livejournal.com/557846.html

Комментарии в записи
— а почему Норвегия 1,59, а вся Европа 1,0?
— Имеется в виду Европа среди чистых экспортеров (Норвегия + Англия). Англия раньше была экспортером
— Динамика добычи и экспорта нефти России с 2000 года по 2013 год

predeli-rosta: И снова про сталь!

«А раз мы живем в железном веке, значит, потребление стали может быть неплохим индикатором происходящих в нашей цивилизации процессов. Они весьма любопытны.

Оказывается, ее потребление в развитых странах отнюдь не растет до бесконечности; перелом наступает по достижении 10 тонн на душу населения. При этом обеспечен тот уровень комфорта и защищенности, к которому все стремятся: есть свой достаточно просторный и теплый дом, у каждого взрослого члена семьи машина, в доме холодильник, микроволновка, посудомойка, стиральная машина и прочие полезные устройства, в стране прошла индустриализация и создана хорошая транспортная инфраструктура. А далее потребление перестает расти и стабилизируется на уровне 500 кг стали в год на душу населения. Видимо, это число соответствует потерям стали от коррозии и физического устаревания различных устройств, которые меняют на такие же: машину на машину, утюг на утюг. Так, в Великобритании уже более десяти лет потребление стали колеблется между 20 и 25 млн. тонн в год при населении 63 млн. человек в 2011 году. Однако в среднем в мире на душу населения сейчас приходится 2,7 тонн стали, а годовое потребление не превышает 200 кг. Значит, если бы весь мир хотел к 2050 году жить так же, как сейчас живут в развитых странах, нужно было бы увеличить производство стали в 3,2 раза и для 9 млрд. землян выплавить за это время 70 Гт. При этом общие разведанные запасы руды соответствуют 79 Гт стали

http://predeli-rosta.livejournal.com/17917.html

iv_g: карты нефтегазоносных бассейнов бывшего СССР (blackbourn)

Читать далее

ttolk.ru: Как Англия, Франция и Турция планировали захватить Кавказ в 1940 году

08.10.2014
После заключения пакта Молотова-Риббентропа в августе 1939 года Англия, Франция и Турция всерьёз хотели воевать с СССР, воспринимая того как союзника Германии. Обезвредить СССР предлагалось бомбардировками нефтяных месторождений на Кавказе, а затем вводом туда до 500 тысяч войск. Кавказ планировалось отдать под управление Турции, Азербайджан – Англии, Казакия тоже была зависимой от Лондона.
Читать далее

iv_g: записи о Индии и Южной Азии [Шри-Ланка, Бангладеш, Пакистан, Непал]

2014
09 Сентябрь 2014 eia.gov: India is increasingly dependent on imported fossil fuels as demand continues to rise http://iv-g.livejournal.com/1087729.html

04 Август 2014 eia.gov: Индия http://iv-g.livejournal.com/1073011.html

2013
11 Сентябрь 2013 Страны 11 бриллиантов — еще один быстро растущий рынок http://iv-g.livejournal.com/937946.html

29 Июль 2013 crudeoilpeak.info: Сrude oil import http://iv-g.livejournal.com/914663.html

27 Май 2013 eia.gov: Рост экономики Индии и ее энергопотребления http://iv-g.livejournal.com/886651.html

19 Март 2013 Цены на природный газ в начале 2013 года и прогнозы цен http://iv-g.livejournal.com/854531.html

12 Февраль 2013 Цены катарского сжиженного газа http://iv-g.livejournal.com/835257.html

07 Февраль 2013 Сингапур намерен войти в Арктический совет в качестве наблюдателя http://iv-g.livejournal.com/831997.html

29 Январь 2013 ОПЕК: World Oil Outlook 2012. Main assumptions http://iv-g.livejournal.com/825797.html

17 Январь 2013 IEA: World Energy Outlook 2012. Presentation to the press http://iv-g.livejournal.com/818512.html

16 Январь 2013 BP Energy Outlook 2030. Общие вопросы http://iv-g.livejournal.com/818067.html

15 Январь 2013 BP Energy Outlook 2030. Транспорт http://iv-g.livejournal.com/817331.html

13 Январь 2013 BP Energy Outlook 2030. Китай и Индия http://iv-g.livejournal.com/816247.html

12 Январь 2013 BP Energy Outlook 2030. Нефть, газ, конденсат http://iv-g.livejournal.com/815550.html

11 Январь 2013 BP Energy Outlook 2030. Global energy trends http://iv-g.livejournal.com/814719.html

10 Январь 2013 ExxonMobil’s Outlook for Energy: A View to 2040. Supply, Global trade, Energy evolution, Data http://iv-g.livejournal.com/814278.html

09 Январь 2013 ExxonMobil’s Outlook for Energy: A View to 2040. Industrial, Electricity generation http://iv-g.livejournal.com/813615.html

08 Январь 2013 ExxonMobil’s Outlook for Energy: A View to 2040. Residential/commercial, Transportation http://iv-g.livejournal.com/813311.html

07 Январь 2013 ExxonMobil’s Outlook for Energy: A View to 2040. Global fundamentals http://iv-g.livejournal.com/812643.html

01 Январь 2013 Доклад «Мировые тренды 2030: альтернативные миры» http://iv-g.livejournal.com/810176.html

2012
29 Октябрь 2012 India Diwali Satellite Image Real or Fake http://iv-g.livejournal.com/771587.html

24 Октябрь 2012 BP Statistical Review of World Energy:Inter-area movements 2011, нефть http://iv-g.livejournal.com/767765.html

14 Сентябрь 2012 Годовой отчет ОАО Зарубежнефть 2011: Нефтесервис http://iv-g.livejournal.com/744824.html

02 Август 2012 Карты Cauvery-Basin, Индия http://iv-g.livejournal.com/720227.html

28 Июнь 2012 Мировая добыча урана в 2011 году — данные WNA http://iv-g.livejournal.com/700902.html
— 13 место, Индия — 400 тонн

18 Июнь 2012 Презентация: Энергетика Индии, 2007 http://iv-g.livejournal.com/692872.html

18 Июнь 2012 Презентация: Indian Oil and Gas Industry, October 2006 http://iv-g.livejournal.com/692573.html

11 Май 2012 Энергетика Японии http://iv-g.livejournal.com/668597.html

11 Март 2012 Крупнейшие экономики мира

ВНД на душу населения в долларах по ППС. Валовой национальный доход на душу населения в долларах по ППС (для учета соотношения цен в разных странах). Без поправки на инфляцию.

28 Февраль 2012 Индийско-пакистанская граница, фото http://iv-g.livejournal.com/612323.html

09 Февраль 2012 gapminder.org: Потребление энергии и душевой ВВП. Бразилия, Индия, Китай, Франция, ЮАР http://iv-g.livejournal.com/598428.html

23 Январь 2012 Usgs assessment: Potential Shale Gas Resources of the Bombay, Cauvery, and Krishna–Godavari Province http://iv-g.livejournal.com/587934.html

2011
01 Сентябрь 2011 earlywarn.blogspot.com: потребление нефти в мире по данным BP http://iv-g.livejournal.com/537042.html

16 Август 2011 minerals.usgs.gov: Бокситы Production by Country (Metric tons, cobalt content) http://iv-g.livejournal.com/528743.html

27 Июль 2011 minerals.usgs.gov: Iron Ore Production by Country (Thousand metric tons) http://iv-g.livejournal.com/523277.html

26 Июль 2011 ОЭСР: добыча нефти http://iv-g.livejournal.com/522037.html
04 Июль 2011 Детский труд на угольных шахтах Индии http://iv-g.livejournal.com/514429.html
15 Июнь 2011 США: энергетика и политика в Евразии http://iv-g.livejournal.com/509589.html

02 Июнь 2011 MEA-1999: Южная Азия http://iv-g.livejournal.com/504169.html

22 Февраль 2011 BP скупает Бенгальский залив http://iv-g.livejournal.com/466559.html

2010
23 Сентябрь 2010 alexandrov_g: http://www.worldmapper.org, карты заселенности стран http://iv-g.livejournal.com/307460.html

21 Сентябрь 2010 В Ашхабаде подписано соглашение о строительстве Трансафганского газопровода http://iv-g.livejournal.com/305467.html

30 Август 2010 Россия: недовольство индийским законопроектом об ограничении ответственности за ядерный ущерб http://iv-g.livejournal.com/263362.html

24 Август 2010 Индия: энергетика, углеводороды

24 Август 2010 Индия. Горная энциклопедия http://iv-g.livejournal.com/252230.html

24 Август 2010 Индия: геология, нефтегазоность, горнодобывающая промышленность http://iv-g.livejournal.com/252002.html

24 Август 2010 Индия: общие сведения http://iv-g.livejournal.com/249522.html

12 Июль 2010 Газпром http://iv-g.livejournal.com/197303.html
24 Июнь 2010 Индия: академия наук, сайт http://iv-g.livejournal.com/252785.html
01 Апрель 2010 Блоги о геологии Индонезии http://iv-g.livejournal.com/249979.html
14 Февраль 2010 unokai: Диаграммы задолженности: Испания, Россия, Европа, США, БРИК http://iv-g.livejournal.com/81885.html
22 Январь 2010 ООН признает ошибку в климатическом прогнозе http://iv-g.livejournal.com/57259.html
17 Ноябрь 2008 ONGC Videsh Ltd: покупка Imperial Energy http://iv-g.livejournal.com/25184.html

01 Март 2008 Geological Survey of India http://iv-g.livejournal.com/250161.html

— — — —
28 Апрель 2012 Usgs assessment: An Estimate of Undiscovered Conventional Oil and Gas Resources of the World, 2012 http://iv-g.livejournal.com/659624.html

11 Октябрь 2011 Нефтяная геология Шри-Ланки http://iv-g.livejournal.com/556923.html

11 Октябрь 2011 На Шри-Ланке обнаружено первое месторождение природного газа http://iv-g.livejournal.com/556620.html

09 Февраль 2011 zyalt: Добыча драгоценных камней, Шри-Ланка. Фото http://iv-g.livejournal.com/460213.html

20 Август 2014 bigpicture.ru: Кладбище кораблей в Читтагонге 20 Август 2014 @ 09:15
bigpicture.ru: Кладбище кораблей в Читтагонге

10 Декабрь 2012 wikipedia: Petrobangla http://iv-g.livejournal.com/797460.html

01 Январь 2011 Читтагонг: жизнь на свалке ржавых кораблей http://iv-g.livejournal.com/417762.html

23 Май 2013 Пакистанским госслужащим запретили летом работать в носках http://iv-g.livejournal.com/884705.html

24 Август 2010 Geology of Nepal http://iv-g.livejournal.com/251291.html

iv_g: записи о Великобритании

2014
nilsky-nikolay: Россия в ряду Великих Держав (1894-1904 гг.). Добывающая промышленность

02 Октябрь 2014 eia.gov: electricity generation using no-carbon sources http://iv-g.livejournal.com/1096802.html

02 Август 2014 eia.gov: UK became a net importer of petroleum products in 2013 http://iv-g.livejournal.com/1072069.html

17 Июнь 2014 spydell: Сравнение показателей эффективности бизнеса http://iv-g.livejournal.com/1049821.html

Публичные компании

04 Июнь 2014 oilru.com: Буровые компании в Северном море 20 лет уходили от налогов http://iv-g.livejournal.com/1045608.html

30 Май 2014 http://www.bbc.com, kubkaramazoff: North Sea oil: Facts and figures, Шотландская нефть и финансы http://iv-g.livejournal.com/1042957.html

25 Апрель 2014 telegraph.co.uk: Погода в Великобритании http://iv-g.livejournal.com/1025843.html

19 Апрель 2014 masterok: Роколл — «золотая скала» http://iv-g.livejournal.com/1024022.html

26 Март 2014 Как выглядит Peak Oil http://iv-g.livejournal.com/1015439.html

15 Март 2014 Реклама BP на олимпиаде в Сочи 🙂 http://iv-g.livejournal.com/1010285.html

03 Март 2014 Фото прибоя в Великобритании http://iv-g.livejournal.com/1006469.html

14 Февраль 2014 spydell: Кто контролирует мир? http://iv-g.livejournal.com/1000719.html

объем годовой выручки в млрд долл для всех публичных компаний в каждом отдельном секторе для ТОП 30 стран.

13 Январь 2014 pronedra.ru: Нефть из ОАЭ подорожала для западных компаний http://iv-g.livejournal.com/988827.html
08 Январь 2014 vbulahtin: о строительстве АЭС в Великобритании http://iv-g.livejournal.com/986235.html

2013
20 Ноябрь 2013 slanceviy-glas: Управление по нетрадиционным углеводородам Великобритании http://iv-g.livejournal.com/967156.html
07 Ноябрь 2013 Фото шахтерских забастовок: Великобритания, США, XX век http://iv-g.livejournal.com/961988.html

21 Октябрь 2013 Считалочки цен на сжиженный газ http://iv-g.livejournal.com/955252.html

21 Октябрь 2013 Об энергетике на odnako.org http://iv-g.livejournal.com/955093.html

28 Июль 2013 crudeoilpeak.info: Сrude oil export http://iv-g.livejournal.com/914072.html

30 Май 2013 М.Тэтчер и нефть http://iv-g.livejournal.com/888575.html

18 Май 2013 Украина нашла нефть в Антарктиде http://iv-g.livejournal.com/882187.html

28 Апрель 2013 Дневник погоды в Лондоне начиная с 1997 г. http://iv-g.livejournal.com/873827.html

06 Апрель 2013 О ценах на газ http://iv-g.livejournal.com/863887.html

19 Март 2013 Цены на природный газ в начале 2013 года и прогнозы цен http://iv-g.livejournal.com/854531.html


Цены на сжиженный газ в марте 2013 года. Данные по импорту EIA, 2010 г.

06 Март 2013 Великобритания: обзор энергетики http://iv-g.livejournal.com/848305.html

17 Февраль 2013 guardian.co.uk: Новости британской атомной промышленности http://iv-g.livejournal.com/838162.html

12 Февраль 2013 Цены катарского сжиженного газа http://iv-g.livejournal.com/835257.html

06 Февраль 2013 Европейские цены Газпрома в 2012 г. http://iv-g.livejournal.com/831639.html

21 Январь 2013 theoildrum: Europe and North America — Total Oil Products Demand http://iv-g.livejournal.com/820805.html

20 Январь 2013 bigpicture.ru: Гибралтарская скала http://iv-g.livejournal.com/820644.html

2012
29 Декабрь 2012 Фото: Пингвины в Южной Георгии http://iv-g.livejournal.com/808381.html

21 Декабрь 2012 Gas fracking: Ministers approve shale gas extraction http://iv-g.livejournal.com/803635.html

09 Декабрь 2012 Азербайджан: Алиев и добыча нефти BP http://iv-g.livejournal.com/796862.html
05 Декабрь 2012 Новости энергетики в Великобритании http://iv-g.livejournal.com/794735.html

16 Ноябрь 2012 eia.gov: Short-term energy outlook, World Liquid Fuels http://iv-g.livejournal.com/783220.html

26 Октябрь 2012 theoildrum: LNG http://iv-g.livejournal.com/769431.html
23 Октябрь 2012 reuters.com: Britain’s gas supply prey to Qatar marketing strategy http://iv-g.livejournal.com/767724.html

07 Октябрь 2012 trubagaz: Офшорное бурение в Европе, карта от Natural Gas Daily http://iv-g.livejournal.com/758181.html

03 Сентябрь 2012 nilsky-nikolay: Историческая статистика промышленности http://iv-g.livejournal.com/739047.html

07 Август 2012 Как разные страны влияют на Казахстан http://iv-g.livejournal.com/722896.html
07 Август 2012 Активы Великобритании в Казахстане http://iv-g.livejournal.com/722556.html
17 Июль 2012 kommersant.ru: процесс «Черной против Дерипаски» http://iv-g.livejournal.com/710630.html

15 Июль 2012 eia.gov: The United Kingdom’s natural gas supply mix is changing http://iv-g.livejournal.com/709580.html

22 Май 2012 bigpicture.ru: Пейзажные фото http://iv-g.livejournal.com/676353.html

03 Май 2012 Евростат: энергетика Европы http://iv-g.livejournal.com/662414.html

01 Май 2012 novayagazeta.ru о нефтяных компаниях: Роснефть, ТНК-ВР http://iv-g.livejournal.com/661480.html
18 Апрель 2012 Максим Барский купил долю в нефтяной Matra Petroleum http://iv-g.livejournal.com/653324.html

10 Апрель 2012 UK: Department of Energy and Climate Change http://iv-g.livejournal.com/648285.html

16 Март 2012 Остров Тристан-да-Кунья: Жизнь в центре океана http://iv-g.livejournal.com/621609.html

11 Март 2012 Крупнейшие экономики мира http://iv-g.livejournal.com/615334.html

ВНД на душу населения в долларах по ППС. Валовой национальный доход на душу населения в долларах по ППС (для учета соотношения цен в разных странах). Без поправки на инфляцию

06 Март 2012 Рейтинг стран по ценам на природный газ для населения http://iv-g.livejournal.com/613218.html

10 Февраль 2012 Труба и СПГ http://iv-g.livejournal.com/599780.html

08 Февраль 2012 gapminder.org: Потребление энергии и душевой ВВП. Франция и Великобритания http://iv-g.livejournal.com/597159.html

2011
14 Ноябрь 2011 Нефтяные войны элиты Туманного Альбиона http://iv-g.livejournal.com/574445.html
23 Октябрь 2011 Вокруг ливийских нефти и газа http://iv-g.livejournal.com/564122.html

19 Октябрь 2011 Британские горнодобывающие и нефтегазовые компании из FTSE-100 в оффшорах http://iv-g.livejournal.com/561446.html

17 Октябрь 2011 История компании BP http://iv-g.livejournal.com/559727.html

30 Сентябрь 2011 The unconventional hydrocarbon resources of britain’s onshore basins — shale gas http://iv-g.livejournal.com/550372.html

25 Август 2011 Блоки концессий на разведку и добычу нефти в Ливии http://iv-g.livejournal.com/533432.html

15 Август 2011 Британские власти заинтересованы в инвестициях «Газпрома» http://iv-g.livejournal.com/528241.html

26 Июль 2011 History-Maps.ru: Центральноевропейский нефтегазоносный район, 1991 г. http://iv-g.livejournal.com/522618.html

26 Июль 2011 ОЭСР: добыча нефти http://iv-g.livejournal.com/522037.html

16 Май 2011 MEA-1999: Северное море, карты месторождений http://iv-g.livejournal.com/497617.html

04 Май 2011 vedomosti.ru: околонефтяные новости http://iv-g.livejournal.com/491640.html

18 Февраль 2011 Остров Стаффа http://iv-g.livejournal.com/465000.html

24 Январь 2011 Роснефть и ВР http://iv-g.livejournal.com/442774.html

2010
18 Декабрь 2010 Версия: Из истории британской валюты — атака Сороса http://iv-g.livejournal.com/403158.html
28 Ноябрь 2010 Подборка постеров и картин кораблей ВМС Великобритании http://iv-g.livejournal.com/378071.html
22 Октябрь 2010 Великобритания: сокращения затрат http://iv-g.livejournal.com/337331.html
18 Октябрь 2010 TНK-BP покупает активы BP во Вьетнаме и Венесуэле http://iv-g.livejournal.com/332622.html
16 Октябрь 2010 Медицина: новости http://iv-g.livejournal.com/331212.html

16 Октябрь 2010 valorious: экономические диаграммы http://iv-g.livejournal.com/330390.html

01 Сентябрь 2010 Культура: Лондон, XIX век, быт http://iv-g.livejournal.com/264659.html
30 Август 2010 Сайт исторических карт Великобритании — visionofbritain.org.uk http://iv-g.livejournal.com/262921.html
26 Август 2010 Открытие британской нефтяной компании в Арктике http://iv-g.livejournal.com/255068.html
18 Август 2010 Shell — основные инфосайты http://iv-g.livejournal.com/239594.html

28 Июль 2010 vedomosti.ru: ТНК-ВР и ВР http://iv-g.livejournal.com/211138.html

19 Июль 2010 Трансформация BP http://iv-g.livejournal.com/202121.html
11 Июль 2010 Корпорация «Экссон Мобил» готовится к поглощению «Бритиш петролеум» — «Санди таймс» http://iv-g.livejournal.com/196394.html
07 Июль 2010 Великобритания: Правительство готовит чрезвычайный план на случай возможного краха ВР http://iv-g.livejournal.com/193276.html
02 Июнь 2010 Сайты нефтегазовых новостей, англоязычные http://iv-g.livejournal.com/179877.html
01 Июнь 2010 Стоимость морских ветроинсталляций Британии http://iv-g.livejournal.com/177893.html

02 Май 2010 Северное море: добыча Норвегия и Великобритания диаграммы и карта http://iv-g.livejournal.com/145196.html

28 Апрель 2010 Наполеон Бонапарт о промышленности и кредите http://iv-g.livejournal.com/139485.html

08 Апрель 2010 Диаграмма: UK offshore oil production http://iv-g.livejournal.com/122975.html

02 Апрель 2010 Уильям Ф. Энгдаль СТОЛЕТИЕ ВОЙНЫ Англо-американская нефтяная политика и Новый Мировой Порядок http://iv-g.livejournal.com/286548.html
18 Март 2010 «Роснефти» грозит приостановка платежей за экспортную нефть http://iv-g.livejournal.com/100907.html
12 Февраль 2010 Британии грозит нефтяной кризис http://iv-g.livejournal.com/79867.html
03 Февраль 2010 Аргентина протестует против британских планов добычи нефти http://iv-g.livejournal.com/72523.html

02 Февраль 2010 Параметры экономики различных стран http://iv-g.livejournal.com/69821.html


Активы

15 Январь 2010 Российский газ пришел на смену норвежскому http://iv-g.livejournal.com/49520.html

11 Январь 2010 Британская «Анимэкс» в КНДР http://iv-g.livejournal.com/43466.html

08 Январь 2010 Как Центральные державы лишились нефти http://iv-g.livejournal.com/38863.html

28 Июнь 2009 BP уйдет из Казахстана в РФ и продаст местные активы ЛУКОЙЛу http://iv-g.livejournal.com/33732.html
27 Март 2008 ТНК-ВР. Интрига: обыски http://iv-g.livejournal.com/13521.html
27 Февраль 2008 Нефть, история http://iv-g.livejournal.com/11786.html

p-fondy.ru: Курс доллара, цены на нефть и экономика России

22 октября 2014 http://p-fondy.ru/analytics/28800/
График выше показывает попытку датировки циклов доллара (взвешенный по торговле доллар, по данным твиттера Кредит Свисс). Если доллар продолжится двигаться “зигзагами”, то, возможно, повышение его курса будет продолжаться еще несколько лет, поскольку средний тренд составлял около 8 лет.

Также это может предвещать не слишком высокие цены на нефть, поскольку курс доллара (особенно после кризиса) имеет неплохую обратную корреляцию с нефтью.

20 октября 2014 http://p-fondy.ru/analytics/28792/

17 октября 2014 http://p-fondy.ru/analytics/28759/

Мы ждем, что падение рубля продолжится, если только не случатся следующие события: 1) Правительство или Центробанк не начнут массово ссужать, замещая выпадающий кредит, 2) Санкции отменят, что откроет кредитное окно и возможность рефинансироваться на Западе. (Возможные другие варианты, например, мораторий на выплату внешних долгов или резкое повышение процентных ставок в рублях, но это чревато ужасными последствиями для экономики РФ и мы не верим в то, что это случится).


График погашения внешнего долга Российской Федерации по состоянию на 1 июля 2014 года: основной долг

Если раньше внешний долг рефинансировался в нормальном режиме, то сейчас его нужно отдавать, а занять не получается. Из него можно сделать вывод, что “на выход” стоит около 160-200 млрд. в течение ближайших месяцев (см. последнюю строчку, колонку “до года” и “до востребования”).

Санкции начали действовать с середины сентября, и проявятся только в ближайшие кварталы. Если наши расчеты верны, то за год предстоит сокращение долга примерно на треть (с 614 млрд. до ~400 млрд. долларов).

Колебания рубля тесно связаны с колебаниями доллара, как показывает сравнение графика курса USDRUB с со стоимостью доллара к валютам стран торговых партнеров (US Trade Weighted Major Currency Dollar). Масштабы движения рубля заметно выше, чем ко всем другим валютам.

16 октября 2014 http://p-fondy.ru/analytics/28752/
График ниже показывает курс доллара (взвешенный к торговым партнерам, шкала инвертирована, зеленая линия) и цену на нефть (синяя). Движения очень синхронные — когда доллар дорогой (движение зеленой вниз на графике) нефть становится дешевой.

Доллар был настолько же дорогим как сейчас однажды, в первой половине 2009 году, когда было массовое “движение за качеством”. Интересно, что перед этим доллар был дешевым (в 2007-2008 гг.), когда капитал утекал из США, “эпицентра” кризиса сабпрайм ипотеки.

За последний месяц (с 16 сентября по 16 октября) к доллару упали почти все валюты. Природа роста доллара сейчас несколько иная — США выглядят “светлым пятном” на фоне тусклой мировой экономики, и из-за перспективы повышения ставок в нее устремился капитал. Доллар неожиданно стал валютой в которую играют многие в надежде заработать (или не потерять в других валютах). Теоретически это может привести к раздуванию нового пузыря и продолжению роста. Но в какой-то момент это движение может развернуться в обратную сторону, если таких позиций окажется много и возникнет понимание, что пик роста позади. Мы, однако сомневаемся, что этот момент настанет скоро. Играть против доллара опасно, его рост может продолжаться еще очень долго.

15 октября 2014 http://p-fondy.ru/analytics/28748/

Другая составляющая в падении рубля — цены на нефть, установившие вчера новый рекорд. Однако в рублях стоимость барреля упала не так значительно и находится выше, чем была в прошлые периоды (падение курса компенсирует падение цены барреля в долларах). Это важная составляющая для “здоровья” бюджета и для доходов российских нефтегазовых компаний, издержки которых зафиксированы в рублях. Именно поэтому бюджет РФ пока не почувствовал и, видимо, не слишком почувствует падение цен на нефть, кто бы как ни пугал.

08 октября 2014 http://p-fondy.ru/analytics/28728/

zerohedge.com: Global FDI inflows, by industry


http://www.zerohedge.com/news/2014-10-04/how-finance-quietly-took-world-hostage