Архив меток: газ добыча диаграмма

Китайский импорт газа. Китайская экономика

Китай увеличит импорт природного газа на 19 проц в 2014 году — до 63 млрд кубометров. На сегодня Китай обеспечивает за счет зарубежных поставок порядка 30 проц национального потребления «голубого топлива». Чтобы обезопасить себя от возможных перебоев с импортом газа, КНР активно строит стратегические газохранилища. В 2013 году объем хранимого в них газа достиг 15,9 млрд кубометров, а к 2020 году увеличится до 30 млрд куб.м.
http://code-noname.livejournal.com/435550.html

http://usa.chinadaily.com.cn/epaper/2014-01/16/content_17239879.htm

— — — —
Китай
ВВП: 56,88 трлн юаней (9,3 трлн долларов), рост 7,7% (самый низкий за последние 14 лет).
ИНВЕСТИЦИИ В ОСНОВНЫЕ ФОНДЫ: 43,65 трлн юаней (рост 19,2%).
НЕДВИЖИМОСТЬ:
— Инвестиции — 8,6 трлн юаней (рост 19,4%).
— Новые площади: 2 млрд кв.м (рост 13,5%).
— Объем продаж: 1,3 млрд кв.м. (рост 17,3% при росте стоимостного объема сделок в 26,3%)

ВНЕШНЯЯ ТОРГОВЛЯ: 4,16 трлн юаней (рост 7,6%)
— Экспорт: 2,21 трлн (рост 7,9%)
— Импорт: 19,5 трлн юаней (рост 7,3%).

НАСЕЛЕНИЕ: 1,36 млрд (увеличилось на 6,68 млн)
— Родилось: 16,4 млн
— Умерло: 9,72 млн.
— Темп прироста населения: 4,92%
— Показатель гендерного дисбаланса: 105 мальчиков на 100 девочек.
http://code-noname.livejournal.com/436382.html

— — — —
Рост ВВП Китая по тренду Японии и Южной Кореи
Для оценки потенциала роста ВВП на душу Китая я совместил 3 графика ВВП на душу — Японии, Южной Кореи и Китая на одном графике, но данные по Японии по времени соответствуют ее ВВП по годам, данные Южной Кореи смещены на 12 лет, 1982 год соответствует японскому 1970 году, данные по Китаю смещены еще сильнее, 2005 год соответствует японскому 1970. Таким образом примерно в одной точке у них одинаковый уровень ВВП на душу. Для полноты тренда для Южной Кореи и Китая я еще показал 10 предыдущих точек.

Легко заметить, что все три графика приблизительно легли на один тренд развития их экономик. Правда видно, что Южная Корея развивалась до 1982 года быстрее, чем Китай до 2005 года, но в среднем они все же сходятся. Таким образом продолжая тренд по Китаю по данным Южной Кореи и Японии можно ожидать в Китае ВВП на душу 18000$ на человека к 2025 году (японский 1990 год). Только после этого в этих странах началось замедление экономик.

Такой уровень ВВП соответствует примерно 25 трлн. по номиналу и более 70 трлн.$ с учетом текущего ППС. Очевидно, что такая страна скорее всего поглотит практически все ресурсы планеты за небольшой срок, осталось всего 12 лет. А есть еще и Индия…

Комментарии в записи
— В силу размера рост Китая понемногу отнимает немало от остальных индустриальных стран
— А другим тоже нужны ресурсы, а значит срок укорачивается. Или война
— Скорее нужны не ресурсы, а свободные рынки для приложения капитала.
— Опаснее то, что вытесняются местные товары и люди остаются без работы
— Паршев ещё в 1999 году написал, что Китай выигрывает у Запада
— И, возможно, попадает в ту же ловушку, что и СССР, пытаясь привязаться к Западному критерию благосостояния, связанному с потреблением материальных благ на душу населения?
— судя по Си Цзиньпину все же пытаются уйти от этого
— Любая война быстрее протекционизма уничтожит глобальную торговлю и бизнес, даже в первую мировую царская Россия потеряла половину экспорта в страны Тройственного союза
— мне кажется, что проблемой роста Японии и Южной Кореи являлись как раз энергетические ограничения

— — — —
2013-01-31
Фото китайского смога
http://masterok.livejournal.com/661336.html
2013-10-22
http://trasyy.livejournal.com/1254682.html

17 янв, 2014
В Китае из-за густого смога восход солнца транслируют на огромных телеэкранах

Смог так густо застелил улицы столицы Китая, что жители едва могут определить время суток. Чтобы помочь людям ориентироваться во времени, восход Солнца стали показывать на огромных телеэкранах, расположенных по всему городу.

Обычно гигантские экраны используются в Пекине для рекламы. Но, стоило на город опуститься первому за сезон столь непроглядному смогу, как жители надели свои респираторы и покинули дома по направлению к единственному месту, где в эти дни можно увидеть восход солнца.

— — — —
20 января
China Liquidity Fears Ease As PBOC Injects 255 Billion CNY — Most Since Feb 2013

The Complete Chinese War Preparedness And Military Update

Annual Report to Congress: Military and Security Developments Involving the People’s Republic of China 2013 (pdf)

Where Does China Import Its Energy From (And What This Means For The Petroyuan)
Recall that as we reported in October, a historic event took place late in the year, when China (with 6.3MMbpd) officially surpassed the US (at 6.24MMbpd) as the world’s largest importer of oil. China’s reliance on imports is likely only to grow: «In 2011, China imported approximately 58 percent of its oil; conservative estimates project that China will import almost two-thirds of its oil by 2015 and three-quarters by 2030.»

19 января
Philippine Navy Adds To Regional Arms Build-Up As China Words (And Deeds) Escalate

Chinese Money Markets Spooked Despite Slight Beat (And Miss!) In GDP

«China Expected To Announce It Has More Than Doubled Its Gold Reserves», Shanghai Daily

21-10-2013
China Is Now The World’s Largest Importer Of Oil — What Next?

— — — —
OPEC Monthly Oil Market Report January 2014

— — — —
Рост инвестиций в Китае на фоне скромного мирового роста и рост инвестиций в недвижимость на фоне скромного роста китайской экономике наводят на мысль о китайском пузыре.

China Home Prices

China GDP nominal

Последствия прокола пузыря могут быть глобальными

Реклама

О газе и сланцевом газе в презентациях eia.gov за 2012 г.

Annual Energy Outlook 2012 Early Release Reference Case, January 23, 2012

http://www.eia.gov/pressroom/presentations/howard_01232012.pdf

— — — — — —
В начале 2012 перспективы газа были более скромные, чем в начале 20113 г.

U.S. Oil and Natural Gas Production Outlook: the Gulf of Mexico and Other Areas, January 27, 2012

http://www.eia.gov/pressroom/presentations/howard_01272012.pdf

The U.S. Natural Gas Market in Focus, April 17, 2012


— — — —
Рекордное падение цены в 2012 было на нижней границе возможных цен


— — — —
Ожидание длительных низких цен на газ

http://www.eia.gov/pressroom/presentations/howard_04172012.pdf

Emerging Oil & Gas Supplies: Future Prospects for Oil & Gas Production, June 27, 2012

http://www.eia.gov/pressroom/presentations/staub_06272012.pdf

Fuel Use in Electricity Generation, The changing landscape, June 27, 2012

http://www.eia.gov/pressroom/presentations/beamon_06272012.pdf

U.S. EIA Annual Energy Outlook: Issues in Focus, June 27, 2012

http://www.eia.gov/pressroom/presentations/conti_06272012.pdf

Prospects for U.S. Oil & Natural Gas, July 20, 2012

http://www.eia.gov/pressroom/presentations/sieminski_07202012.pdf

The Short-Term Energy Outlook, September 11, 2012

http://www.eia.gov/pressroom/presentations/sieminski_09112012.pdf

Natural Gas Markets: Recent Changes and Key Drivers, September 11, 2012

http://www.eia.gov/pressroom/presentations/howard_09112012.pdf

Annual Energy Outlook 2013, Early Release Reference Case, December 5, 2012

http://www.eia.gov/pressroom/presentations/sieminski_12052012.pdf

О газе и сланцевом газе в презентациях eia.gov за 2013 г.

http://www.eia.gov/pressroom/presentations.cfm

U.S. Energy Outlook, January 5, 2013


http://www.eia.gov/pressroom/presentations/sieminski_01052013.pdf

Key Drivers Affecting the Outlook for Renewables, February 14, 2013

http://www.eia.gov/pressroom/presentations/howard_02142013.pdf

Status and outlook for shale gas and tight oil development in the U.S., February 21, 2013

http://www.eia.gov/pressroom/presentations/sieminski_02212013.pdf

Status and outlook for shale gas and tight oil development in the U.S., March 1, 2013

http://www.eia.gov/pressroom/presentations/sieminski_03012013.pdf

Status and outlook for shale gas and tight oil development in the U.S., March 9, 2013

http://www.eia.gov/pressroom/presentations/sieminski_03092013.pdf

Outlook for shale gas and tight oil development in the U.S., April 04, 2013

http://www.eia.gov/pressroom/presentations/sieminski_04042013.pdf

Outlook for shale gas and tight oil development in the U.S., April 18, 2013

http://www.eia.gov/pressroom/presentations/sieminski_04182013.pdf

Fuels Used in Electricity Generation, June 5, 2013


http://www.eia.gov/pressroom/presentations/sieminski_06052013.pdf

AGA.org: Introduction to the Natural Gas Industry, 2008

1973-2008

http://www.aga.org/Kc/aboutnaturalgas/consumerinfo/Pages/NaturalGas101AnIntroductiontotheNaturalGasIndustry.aspx

— — — —
Последний слайд является самым важным: соотношение добытого, достоверных запасов и потенциальных резервов.
До сланцевого бума (2005) их соотношение, примерно, 45:10:45

eia.gov: Gabon

Oil undergirds Gabon’s economy, accounting for 65 percent of government revenue and 75 percent of export revenue.

In recent years, Gabon has fallen from being the third largest oil producer in Sub-Saharan Africa to the sixth, following: Nigeria, Angola, Sudan and South Sudan (combined), Equatorial Guinea, and Congo (Brazzaville).

Gabon Country Analysis Brief

www.africaneconomicoutlook.org: Габон

Таиланд: Обзор энергетики и экономики

eia.gov

According to Oil & Gas Journal,Thailand held proven oil reserves of 453 million barrels in January 2013, an increase of 11 million barrels from the prior year. In 2011, Thailand produced an estimated 393,000 barrels per day (bbl/d) of total oil liquids, of which 140,000 bbl/d was crude oil, 84,000 bbl/d was lease condensate, 154,000 bbl/d was natural gas liquids, and the remainder was refinery gains. Thailand consumed an estimated 1 million bbl/d of oil in 2011, leaving total net imports of 627,000 bbl/d, and making the country the second largest net oil importer in Southeast Asia.

About 80 percent of the country’s crude oil production comes from offshore fields in the Gulf of Thailand. Chevron is the largest oil producer in Thailand, accounting for nearly 70 percent of the country’s crude oil and condensate production in 2011. The largest oilfield is Chevron’s Benjamas located in the north Pattani Trough. The field’s production peaked in 2006 and declined to less than 30,000 bbl/d in 2010. Chevron is developing satellite fields to sustain production around Benjamas. PTTEP’s Sirikit field is another significant crude oil producer supplying 22,000 bbl/d of oil in 2010. Small independent companies, Salamander Energy and Coastal Energy, began exploring onshore and shallow water fields including Bualuang, Songkhla, and Bua Ban that came online in 2009.

Thailand holds large proven reserves of natural gas, and natural gas production has increased substantially over the last few years. However, the country still remains dependent on imports of natural gas to meet growing domestic demand for the fuel.

According to OGJ, Thailand held 10.1 Trillion cubic feet (Tcf) of proven natural gas reserves as of January 2013, and reserves have experienced a general decline over the last few years. Almost all of the country’s natural gas fields are located offshore in the Gulf of Thailand. Natural gas production has risen steadily in the past decade, although not enough to keep up with the growth in domestic consumption.

The Thai government is concerned that domestic production will peak and decline in several years, placing pressure on the country’s energy security. The Energy Ministry expects gas production to peak in 2017 and deplete by 2030 at current production levels and with no reserve additions.

Thailand produced 1,306 billion cubic feet (Bcf) and consumed 1,645 Bcf of natural gas in 2011, resulting in net imports of nearly 340 Bcf. These imports came from offshore fields in Burma sent via pipeline. Both production and consumption have doubled since 2000, and each grew more than 15 percent between 2009 and 2010. Thailand produced and consumed natural gas at a slower rate in 2011 following disruptions from an offshore gas pipeline leak and massive flooding that began in mid-2011. These disruptions affected primarily the power sector and manufacturing activities, and annual growth slowed to 2 percent for gas production and around 3 percent for consumption in 2011. As production declines in older fields, Thailand could depend more heavily on imports if no significant discoveries are made over the next decade.

— — — —
BP Statistical Review of World Energy June 2012

Нефть
R/P ratio = 3.5 года
Добыча началась в 1981 г., с 1996 г. более 100 тыс. барр./день

Газ
R/P ratio = 7.6 лет
Добыча началась в 1981 г., с 1994 г. более 10 млрд. м3 в год

— — — —

Экономика стран Юго-Восточной Азии

— — — —
The total population in Thailand was last recorded at 69.5 million people in 2011 from 27.6 million in 1960, changing 151 percent during the last 50 years.

Fertility rate; total (births per woman)

Current Account to GDP

Balance of Trade

USDTHB spot exchange

— — — — —
Current Account и Balance of Trade стали положительными после девальвациии, вызванной азиаатским кризисом 1997 г. и увеличения добычи нефти и газа до значимых количеств

Government Debt To GDP

Government Budget

Energy imports; net (% of energy use)

— — — — —
Импорт энергии несмотря на близость пика добычи нефти и газа снизился мало

The Energy use (kg of oil equivalent) per dollar1;000 GDP (constant 2005 PPP)

— — — — —
Значимых улучшений нет

Норвегия: итоги 2012 года

The Shelf in 2012 – press releases (pdf

The resources in the new discoveries are estimated at 132 million standard cubic metres of oil
equivalents (Sm3 o.e.), this corresponds to 58 per cent of total oil production in 2012.
The NPD reviewed the undiscovered resources in 2012. This work, together with new discoveries and reassessment of previous resource estimates, has resulted in an increase in the total resources on the shelf – from 13.1 to 13.6 billion standard cubic metres of oil equivalents.

The shelf in 2012 — PRESENTATION (pdf

http://www.npd.no/en/news/
http://www.npd.no/en/news/News/2013/The-Shelf-in-2012—press-releases/

High costs threaten Norway’s oil recovery
http://www.reuters.com/article/2013/01/11/norway-oil-outlook-idUSL5E9CB3YX20130111

Норвегия достигла пика добычи нефти в 2000-м. В 2012-м страна добыла меньше, чем половину нефти, от добычи в 2000-м. В 2012-м страна добыла нефти меньше, чем в 1988-м. Добыча газа в стране, тоже начала снижаться. Снижение добычи газа и нефти происходит несмотря на рекордно высокие инвестиции в отрасль. Агентство отмечает резкий рост цен на бурение.
http://vvictorov.blogspot.ru/2013/01/62.html

theoildrum: Norwegian Crude Oil Reserves and Production as of 12/31/2011

— — — — — —
Резкий рост добычи газа в 2012 г. является приятным исключением для Европы
Число начатых разведочных скважин падало с 2009 г., в 2013 г. ожидается небольшой рост
Стоимость скважины с 2000 г. выросла более чем в 2 раза
Нефтяные резервы расту, а добыча падает 🙂
Число новых эксплуатационных скважин падает с 2001 г.

Неоткрытые ресурсы (из трех морей) в основном в Баренцевом море
Неоткрытые ресурсы нефти в основном на норвежском шельфе, там где еще не искали
Неоткрытые ресурсы газа тоже в основном на норвежском шельфе, но они пересмотрены с понижением в отличие от нефти

eia.gov: South Africa Country Analysis Brief

http://www.eia.gov/countries/cab.cfm?fips=SF

Россия: Итоги 2012 года. ТЭК. 2

http://minenergo.gov.ru/activity/statistic/14091.html

earlywarn: Bakken Well Stats

http://earlywarn.blogspot.ru/2013/01/bakken-well-stats.html

Графики построены на основании
https://www.dmr.nd.gov/oilgas/stats/historicalbakkenoilstats.pdf

— — — — —
В данных, видимо, смешали вертикальные и горизонтальные скважины
Horizontal drilling boosts Pennsylvania’s natural gas production

m-korchemkin: Значение одного газопровода

В зимнее время, когда ЕСГ работает на полную мощность, авария на важном магистральном газопроводе сразу отражается на объёме добычи газа. Так из-за выхода из строя газопровода Ухта-Торжок суточная добыча Газпрома снизилась на 87.4 млн кубометров. Этот объём без проблем заменён поставками из подземных газохранилищ.
http://m-korchemkin.livejournal.com/131180.html

Daily Gas Production of Gazprom in 2009-2012, mmcm/day

http://www.eegas.com/prod_chart.htm

Планы Газпрома

19.12.2012
Прогнозы «Газпрома» по расходам и доходам в 2013-2015 гг.

Завтра совет директоров «Газпрома» рассмотрит бюджет компании на 2013 г. и инвестпрограмму на 2014-2015 гг. Инвестиции монополии без учета «Газпром нефти» и энергетических компаний в следующем году составят 841,06 млрд руб., а в ближайшие три года (2013-2015 гг.) — 3,1 трлн руб.(около $100 млрд), рассказал «Ведомостям» источник, знакомый с материалами к совету директоров. Львиная часть затрат придется на капвложения (без долгосрочных финансовых вложений) — 790,8 млрд и 2,8 трлн руб. соответственно, продолжает собеседник «Ведомостей». Те же данные передал вчера и «Интерфакс» со ссылкой на собственный источник.

19.12.2012
«Газпром» корректирует планы продаж и добычи — ни внутренний, ни внешний рынок роста не обещают

Как стало известно «Ведомостям» от человека, знакомого с материалами «Газпрома», в 2012 г. компания продаст только 477,4 млрд куб. м газа, хотя в ее бюджете заявлялась цель в нынешнем году продать 508 млрд куб. м. Те же цифры есть у «Интерфакса». Теперь «Газпром» рассчитывает продать свыше 500 млрд куб. м газа только в 2015 г., а именно 506,2 млрд куб. м.

Уже в I квартале стало понятно, что экспорт упал (по нынешнему плану — 211,1 млрд куб. м за год, в прежнем было на 5% больше), но предправления «Газпрома» Алексей Миллер излучал оптимизм, надеясь компенсировать недостачу российскими поставками. Теперь компания признала, что снизятся и внутренние продажи: 266,3 млрд куб. м за год, хотя предполагалось 270 млрд. Сократился и план добычи: в начале года было 528,6 млрд, сейчас — 504,1 млрд куб. м.

«Газпром» традиционно дает высокие прогнозы в начале года и несколько раз пересматривает их, заметил аналитик Райффайзенбанка Андрей Полищук. Аналитик Номос-банка Денис Борисов считает, что нынешний прогноз «Газпрома» сложно назвать консервативным, но он более реалистичен, чем базовый.

План продаж на 2013 г. — 484,9 млрд куб. м, из которых 151,8 млрд — экспорт в дальнее зарубежье, говорит человек, знакомый с материалами «Газпрома», а прогноз европейской цены — $369,7 за 1000 куб. м — почти на 10% меньше средней цены этого года, из-за чего выручка уменьшится на 168,5 млрд руб.

Но Украине «Газпром» по-прежнему намерен продать 40 млрд куб. м в год, несмотря на то что в этом году было продано только 27 млрд. Зато цена для Украины существенно снизится: $352 за 1000 куб. м в 2013 г. против $414,5 в нынешнем, говорит человек, знакомый с материалами «Газпрома».

За семь месяцев 2012 г. Украина сократила импорт российского газа на 7,7% по сравнению с 2011 г., говорит аналитик «Солида» Елена Юшкова, возможно и дальнейшее снижение, что вынудит «Газпром» корректировать продажи.

Представитель «Нафтогаза» на вопросы не ответил. Представитель «Газпрома» сообщил, что поставки газа на Украину определены контрактом.

Ожидаются потери и на внутреннем рынке: в конце 2013 г. у «Газпрома» заканчиваются 40% долгосрочных договоров на поставку газа в России. «Газпром» теряет российских клиентов с 2009 г., уступая их «Новатэку».

Начало положила «Интер РАО», а в этом году от «Газпрома» к «Новатэку» ушли еще и «Э.Он Россия» и «Фортум»: поставки им начнутся с 2013 г., за 15 лет они получат от «Новатэка» более 180 млрд куб. м. «Новатэк» также заключил контракты с «Мечелом» (17 млрд куб. м, 11,5 года) и Магниткой (50 млрд куб. м, 10 лет). Со следующего года еще и «Северсталь» практически полностью сменит «Газпром» на «Новатэк» — контракт на $2 млрд.

В борьбу за внутренних потребителей вступила и «Роснефть», подписавшая в ноябре 25-летний контракт на 875 млрд куб. м с «Интер РАО», а следом — пятилетние контракты с «Фортумом» и «Э.Он Россия», на 12 млрд и 4,65 млрд куб. м соответственно.

Продажи «Газпром межрегионгаза» в 2013 г. составят 258,2 млрд куб. м, что даст компании более 1 трлн руб., знает человек, знакомый с материалами «Газпрома».

Борисов замечает, что благодаря более низкому НДПИ, чем у «Газпрома», независимые производители согласны на более низкие цены. Пересмотр продаж в сторону понижения возможен и в Европе, считает аналитик ФК «AForex» Нарек Авакян, в первую очередь в Польше, Чехии и Венгрии. А вот крупные клиенты, например Германия и Италия, на которых приходится свыше 50% европейских поставок «Газпрома», добились от него скидок и удовлетворены условиями работы с «Газпромом», полагает он.

Конкуренцию «Газпрому» в будущем может составить и сланцевый газ из Северной Америки, так что, возможно, и нынешние прогнозы «Газпрома» не сбудутся, заключил Борисов.

Представитель «Газпрома» сообщил, что планы компании могут корректироваться, все будет зависеть от ситуации на рынке.

7 декабря 2012 г.
М.Корчемкин. Станет ли экспорт газа убыточным? — Конференция ИМЭМО, Москва

— — — — — — — — — — —
В действительности, ничего удивительного в корректировке планов продаж Газпрома нет.

i) До кризиса 2008 г., да и некоторое время после, была надежда на европейский рынок.
Но Европа с ее жесткой бюджетной политикой еще долго будет в тисках кризиса
Прогнозы на ближайший год OPEC: Monthly Oil Market Report, December 2012

ii) Южный поток, как и Северный поток являются чисто политическими проектами по принуждению Украины к вступлению в ТС. И успехи в этом уже есть, экономика Украины уже падает

iii) Теперь больше надежд на азиатский рынок, газ дам дороже. Но инфраструктура торговли в восточном направлении только создается, отсюда и «Восточная газовая программа».
Если низкие цены на газ в США, вследствие роста добычи — это хорошо, то подготовка инфраструктуры на востоке России для подачи газа и появления там новых производств — это тоже хорошо. Надо просто иметь в виду, что если в США месторождения нефти и газа распределены более равномерно и более близки к потребителям, то в России, основная добыча газа находится на севере Западной Сибири. Газопроводы на запад протянули еще при советской власти, а на восток не протянули.

Даже в электроэнергетике СССР Дальний Восток оставался отдельным кластером
Карта 1975 г.

В 1970 году к ЕЭС была присоединена ОЭС Закавказья, а в 1972 году — ОЭС Казахстана и отдельные районы Западной Сибири. В 1978 году ОЭС Сибири была присоединена к ЕЭС СССР.

iv) Наибольший интерес представляет последняя диаграмма о себестоимости экспорта
— рост себестоимости добычи в 2 раза, поскольку старые месторождения истощаются и надо осваивать новые
— транзитные расходы почти неизменны
— экспортные пошлины закономерно увеличатся, поскольку как отмечено ранее
Вот ещё пример проявления заботы государства о прибыльности «национального достояния»: доля НДПИ в средней экспортной цене и в средней российской цене Газпрома с годами снизилась.
2004 год: НДПИ = 107 руб = 2.7% от экспортной цены и 13.0% от средней российской цены.
2011 год: НДПИ = 237 руб = 2.1% от экспортной цены и 9.0% от средней российской цены.

— расходы на транспорт растут примерно в 2.5, что связано с новым строительством в западном и восточном направлении. Недостатки — это продолжение достоинств. Если доля Газпрома в мировой газовой торговле в 2006 составляла около 27%, то это только из-за того, что ранее были проложены газопроводы из Западной Сибири, которая является, самой удаленной от потребителей газа.

Графики афтершока

В сообщество «Информационный центр АфтерШок» вконтакте добавлены 322 графика с Афтершока. Не все, естественно, но многие, до которых дошли руки. Это почти все графики AlreadyYet, многие из моей рубрики «график дня» и т.п. Теперь если вам нужно найти какой-нить старый график, например «добыча/потребление нефти в сша», пик мирового производста нефти или олимпиаду леммингов, не нужно пытаться вспоминать когда и кем был пост или мучать «поиск» на ресурсе:) Графики отсортированы по тематике, к каждому минимальное пояснение и ссылка на статью на афтершоке, где график был запощен и разъяснён. Интерфейс вконтакте располагает графики миниатюрами и помня внешний вид графика его совсем легко найти. графики будут пополняться, старые заменяться новыми со временем. подробнее и ссылки:

Информационный центр АфтерШок Вконтакте — http://vk.com/icaftershock

Фотоальбомы (графики) ИЦ АфтерШок — http://vk.com/albums-40646168
Нефть и газа — http://vk.com/album-40646168_166195092
Россияв — http://vk.com/album-40646168_166161861
«Вторая волна» — http://vk.com/album-40646168_166286336

что ещё нужно знать: незарегистрированным «вконтакте» показывает маленькие картинки, а зарегистрированные могут просматривать картинки в увеличенном размере. для этого нужно нажать кнопочку «увеличить фотографию».
http://aftershock-1.livejournal.com/1209528.html

— — — — — — — — —
Основные источники в указанных графиках (вкл. нефть и газ):
Первичные
theoildrum.com
eia.gov
BP Statistical Review of World Energy

Вторичные
expert.ru
businessinsider.com/category/chart-of-the-day
economist.com/blogs/graphicdetail

crustgroup.livejournal.com
spydell.livejournal.com
iv_g.livejournal.com 🙂

Еще в начале 2010 г. в Рунете материалов на нефтегазовую тему было весьма маловато, были они разбросаны по многим сайтам. При это даже на специализированных сайтах-порталах можно было найти мало чего полезного, из ЖЖ-сообществ ru-energy, ru-geology ничего интересного не почерпнуть,
geokniga (учебники, геологические карты) и au-ru (золото и металлы) чуть побольше хорошей информации, но все равно немного не то. Более-менее достоверных материала для обсуждение было мало

Как говорится, после смерти Байбакова и поговорить о нефти и газе было не с кем 🙂

Ernst&Young: Natural gas in Africa: frontier of the Golden Age

Компания Ernst&Young подготовила отчет «Natural gas in Africa: frontier of the Golden Age». В документе указано, что природным газом Африки в настоящее время интересуются очень многие – и нефтегазовые мейджоры, и компании поменьше, и национальные нефтегазовые компании других регионов. В отчете Ernst&Young отмечается, что природный газ может стать основой социально-экономического развития континента.

В документе «Are we entering a Golden Age of Gas?», подготовленном EIA в 2011 году, указано, что светлое будущее природного газа связано со следующими предпосылками: 1) ростом потребления природного газа в Китае; 2) более широким использованием газового топлива на транспорте; 3) снижением популярности АЭС после аварии на японской АЭС Фукусима-1; 4) ростом объемов добычи сланцевого газа и масштабов СПГ-торговли.

Доказанные запасы газа в Африке, по оценкам EIA, составляют 14 трлн куб м, что составляет примерно 7,5% всех запасов природного газа в мире. Но запасы газа в Африке постоянно растут: в этом году крупные месторождения природного газа были обнаружены у берегов Танзании (в настоящее время обнаружено порядка 900 млрд куб м газа) и Мозамбика (в настоящее время запасы газа у берегов этой страны оцениваются в 2,8 трлн куб м). Также перспективные структуры обнаружены у берегов Кении и Мадагаскара. При этом основная активность по разведке природного газа сейчас происходит на востоке Африки. Западная Африка традиционно ориентирована на нефть, попутный газ там сжигают в факелах.

Специалисты EIA полагают, что к 2035 году добыча газа в Африке вырастет до 400 млрд куб м в год (потребление – до 170 млрд куб м). Добыча будет расти со скоростью 2,7% ежегодно. Экспорт СПГ из африканских стран к 2035 достигнет 230 млрд куб м.

При этом в Wood Mackenzie подсчитали, что точка безубыточности для африканского СПГ составит 7 долл за MMBTU (247 долл за тыс куб м), а австралийского – 10 долл за MMBTU (353 долл за тыс куб м). В настоящее время СПГ-заводы в Африке расположены в Алжире, Египте, Ливии, Нигерии, Экваториальной Гвинее и Анголе.

Российские нефтегазовые компании в Африке

В планах Gazprom EP International на 2011 год значились проекты в Алжире, Ливии, Намибии (месторождение Куду) и Нигерии (там было основано СП c Нигерийской национальной нефтяной корпорацией Nigaz, название которого наделало много шума из-за созвучности с пренебрежительным прозвищем африканцев). Никакой активности Nigaz с момента основания замечено не было. С месторождением Куду тоже ничего не происходит. Какое-то продвижение «Газпрома» наблюдалось в Алжире, но там последняя новость датирована ноябрем 2010 года: «В ноябре 2010 года по итогам бурения скважины Rhourde Sayah-2, глубина которой составила 4400 м, на участке были открыты запасы углеводородов»). В Ливии проекты (в частности связанные с месторождением Elephant) осложнились революцией.

Африка, впрочем, включена в список приоритетов Газпрома в инвестиционной программе компании на 2012 год в новой редакции.

На Черном континенте (в частности, в Египте) также пытается работать НОВАТЭК, но летом работы были приостановлены. Роснефть планирует строительство нефтепровода из Мозамбика в Зимбабве протяженностью 700 км, а ЛУКОЙЛ на днях приобрел 25% геологоразведочного блока в акватории Сьерра-Леоне по соседству с другим своим проектом. В Западной Африке ЛУКОЙЛ также работает в Кот-д`Ивуаре и Гане.
http://www.trubagaz.ru/issue-of-the-day/gaz-v-afrike-chto-bylo-chto-budet-i-kakova-rol-rossijan/

http://www.ey.com/GL/en/Industries/Oil—Gas/Natural-gas-in-Africa-frontier-of-the-Golden-Age
http://www.ey.com/Publication/vwLUAssets/Natural_gas_in_Africa_frontier_of_the_Golden_Age/$FILE/Natural_Gas%20in_Africa.pdf

spectat: добыча нефти и газа в Азербайджане

Азербайджан. Газодобыча

фактическая добыча 1985-2011

http://spectat.livejournal.com/249334.html
— — — — — — — —
Комментарии в записи
— mmcfd — это миллион кубических футов в день, примерно 28 тыс. куб.м.
хороший конвертор здесь: http://www.preciseconversions.com/Gas.aspx
— Получается,что с 2018г годовая добыча будет составлять в среднем 27млрд3.Учитывая,что все ГРЭСы переведены на газ,на продажу останется около 15млрд.Сегодня в Европе цена около 400$(при огромной вероятности снижения к 2018 до 300).Вычтя расходы на доставку, получим около 5млрд экспортной выручки. Не густо.

— какой процент — свои потребности? когда станем импортёром?
— ежегодное потребление около 400 млрд куб. футов (примерно 11 млрд куб. м):

http://www.eia.gov/cabs/azerbaijan/Full.html

— значит, еще лет 20 гуляем
— нет, газ нефть не заменит) чтобы гулять, надо другие отрасли развивать.
— развивают. нефтехим комлекс, метаноловый завод, те же спутники, куча мелких пищепромовских заводов… + сокаровские зарубежные проекты, проблема в том, что с этим хозяйством надо будет работать иначе, чем сегодня. того избыточного кэшфлоу, позволяющего покрывать ошибочные действия, уже не будет.

— пищепром и спутники стране, в обозримой перспективе, тоже дохода не принесут; с нефтехимом надо работать иначе, согласен, там маржа очень низкая; проблема в том, что наши властьпредержащие психологически не готовы жить и работать иначе, в условиях отсутствия «халявной нефти; и недавняя президентская истерика по поводу снижения добычи тому яркое свидетельство
— ищепром уже приносит в виде рабочих мест в бедных регионах и замещения импорта. каждый спутник будет приносить 40-50 млн в год. немного, но очень рентабельно по отношению к капвложениям); работать во всем хозяйстве надо будет лучше.

— а что за спутники-то такие ? не космические часом ?! )
— да, космические, телекоммуникационные )
— AzerSat-1 (азерб. AzərSat-1) — первый азербайджанский спутник связи, строящийся американской компанией Orbital Sciences Corporation[2]. Запуск планируется произвести в начале 2013 с космодрома Куру
— да, делают спутник американцы, запускают французы (Ариан), мы платим за это (что-то около 250 млн). потом сдаем в аренду каналы и получаем деньги)
— просто надо обратиться в International Telecommunication Union и он выделяет свободную орбитальную позицию. Потом надо согласовать радиочастотные параметры с соседями по орбите, чтобы спутники не мешали друг-другу. Но, как я понял, нашим не понравились предложенные позиции для первого спутника и они решили использовать закрепленную за Малайзией. С ними расплачиваться будут натурой — каналами.

Азербайджан. Нефтедобыча

Картинка по данным BP 2006 года

Фактическая добыча в 1985-2011

http://spectat.livejournal.com/243675.html
— — — — — — — —
Комментарии в записи
— Получается:
2020г — 27млн тн
2025г — 16млн тн
Времени достаточно,что-бы еще 3-5 лет дербанить,легитимировать капитал и переехать жить в Лондон.
— значение в пике оказалось меньше
— У таких прогнозов обязательно есть допустимая погрешность и 8-9%,которое наблюдается в нашем случае скорее всего укладывается в принятые нормативы.

eia.gov: Mexico Country Analysis Brief

Mexico produced an average of 2.96 million barrels per day (bbl/d) of total oil liquids during 2011. Crude oil accounted for 2.55 million bbl/d, or 86 percent of total output, with the remainder attributable to lease condensate, natural gas liquids, and refinery processing gain.

According to the Oil & Gas Journal (OGJ), Mexico had 10.2 billion barrels of proven oil reserves as of the end of 2011. Most reserves consist of heavy crude oil varieties, with the largest concentration of reserves occurring offshore in the southern part of the country, especially in the Campeche Basin. There are also sizable reserves in Mexico’s onshore basins in the northern parts of the country.

Mexico nationalized its oil sector in 1938, and Petroleós Mexicanos (PEMEX) was created as the sole oil operator in the country. PEMEX is the largest company in Mexico and one of the largest oil companies in the world.

Most of Mexico’s oil production occurs in the Bay of Campeche of the Gulf of Mexico, near the states of Veracruz, Tabasco, and Campeche.

The two main production centers in the area include Cantarell and Ku-Maloob-Zaap (KMZ), with additional increased volumes coming from the fields off the coast of Tabasco state. In total, approximately 1.9 million bbl/d — or three-quarters — of Mexico’s crude oil is produced offshore in the Bay of Campeche. Due to the concentration of Mexico’s oil production offshore, any tropical storms or hurricanes passing through the area can disrupt oil operations.

Over half of Mexico’s oil production comes from two offshore fields in the northeastern region of the Bay of Campeche, Ku-Maloob-Zaap (KMZ) and Cantarell. Another quarter of Mexico’s oil production occurs further to the southwest in the same bay, offshore Tabasco state. Most of the oil produced at KMZ and Cantarell is heavy and marketed as the Maya blend, while the oil produced offshore Tabasco is of a lighter grade.

Cantarell was once one of the largest oil fields in the world, but its output has been declining dramatically for almost a decade. Production at Cantarell began in 1979, but stagnated due to falling reservoir pressure. In 1997, PEMEX developed a plan to reverse the field’s decline by injecting nitrogen into the reservoir to maintain pressure, which was successful for a few years. However, production at Cantarell fell rapidly beginning in the middle of the last decade — initially at extremely rapid rates, and more gradually in recent years. In 2011, Cantarell produced 500,000 bbl/d of crude oil, which was roughly 10 percent below the 2010 level and more than 75 percent below the peak production level of 2.1 million bbl/d that was reached in 2004. As production at the field has declined, so has its relative importance to Mexico’s oil sector: Cantarell accounted for less than 20 percent of Mexico’s total crude oil production in 2010, compared with 63 percent in 2004.

Meanwhile, KMZ, which is adjacent to Cantarell, has emerged as Mexico’s most prolific field. Production doubled between 2006 and 2009, when it reached 810,000 bbl/d, as PEMEX employed a nitrogen re-injection program similar to that used at Cantarell. Production has grown more gradually since then, and currently stands at approximately 860,000 bbl/d. PEMEX hopes to increase output further over the next few years, including through the development of the 100,000-bbl/d Ayatsil satellite field, though views differ about whether or not the KMZ complex has already reached its peak level.

Mexico’s other center of offshore production is to the southwest in the Bay of Campeche, near the state of Tabasco. There the Abkatun-Pol-Chuc and Litoral de Tabasco projects, which each consist of several smaller fields, together accounted for 560,000 bbl/d in 2011. The production trajectories of the two field complexes differ considerably. Output from Litoral de Tabasco has increased from less than 200,000 bbl/d in 2008 to over 300,000 bbl/d thus far in 2012, thereby offsetting some of the declines witnessed in Cantarell. Litoral de Tabasco also includes the promising Tsimin and Xux discoveries, which according to some sources could contain up to 1.5 billion barrels of total reserves. Production from Abkatun-Pol-Chuc, on the other hand, has declined considerably from peak levels achieved in the mid-1990s, when output exceeded 700,000 bbl/d.

Mexico is believed to possess considerable hydrocarbon resources in the deepwater Gulf of Mexico, which have not yet been commercially developed. PEMEX has been drilling deepwater exploratory wells since 2006, and made its first significant find in the Perdido Fold Belt, near the U.S. border, in August 2012.

Onshore fields represent only around 25 percent of Mexico’s total crude oil production. Most of this production consists of light or superlight oil in the southern part of the country, especially in the states of Tabasco and Veracruz, where more than 80 percent of Mexico’s onshore production occurs. The largest oilfield in the south is Samaria-Luna, which produced about 200,000 bbl/d in 2010.

EIA expects Mexican oil production to continue declining over the next decade, assuming no dramatic changes in policy or technology.

According to OGJ, Mexico had 17.3 trillion cubic feet (Tcf) of proven natural gas reserves as of the end of 2011, a sharp increase of more than 5 Tcf from the year before.

Mexico produced an estimated 1.8 Tcf of dry natural gas in 2011, according to revised figures, which represents a slow rate of decline from the year before. Preliminary Mexican government data suggest that natural gas production has continued to fall in 2012. Part of the decline is due to a divergence in the prices for natural gas and crude oil, which encouraged PEMEX to favor exploitation of the latter.

Regulatory bodies report that approximately 250 Bcf of natural gas was vented and flared in 2011. More than half of the country’s venting and flaring occurred at Cantarell.

North American natural gas trade, 2010-2035 (trillion cubic feet).png

Mexico meets some of its natural gas demand through LNG, but the volume of its imports fell by roughly 20 percent in 2011 as pipeline imports from the United States grew dramatically. According to data from the International Energy Agency, Mexico imported roughly 42 percent of its LNG from Qatar, 28 percent from Nigeria, and 16 percent from Peru, and smaller volumes from Indonesia and elsewhere. Mexico’s LNG supply mix has changed in recent years, as increased volumes from Qatar displaced LNG from Egypt, Trinidad and Tobago, and most notably Nigeria, which had been Mexico’s largest source of LNG.

http://www.eia.gov/countries/cab.cfm?fips=MX

JAPEX: годовой отчет 2011, разведка и добыча

eia.gov: United Arab Emirates

A member of the Organization of the Petroleum Exporting Countries (OPEC) since 1967, the UAE is one of the most significant oil producers in the world. According to Oil & Gas Journal 2012 estimates, the UAE holds the seventh-largest proved reserves of oil at 97.8 billion barrels, with the majority of reserves located in Abu Dhabi (approximately 94 percent). The other six emirates combined account for just 6 percent of the UAE’s crude oil reserves, led by Dubai with approximately 4 billion barrels. Production of these resources is dominated by the state-owned Abu Dhabi National Oil Company (ADNOC) in partnership with a few large international oil companies under long-term concessions

The likelihood of further major discoveries in the UAE is low, but enhanced oil recovery (EOR) techniques are being successfully utilized to increase the extraction rates of the UAE’s mature oil fields, and the recovery of oil prices following the global financial crisis will help maintain the commercial viability of such endeavors. Leaders in the UAE hope to increase crude oil production to 3.5 million bbl/d over the next few years, and levels are expected to approach 3 million bbl/d by the end of 2012.

In Abu Dhabi, contract structures are based on long-term, production-sharing agreements between the state-run ADNOC and private actors (primarily large international oil companies), with the state required to hold a majority share in all projects. With the exceptions of Dubai and Sharjah—which both have service contracts to manage their declining reserves—the smaller Emirates all utilize some form of production-sharing agreements similar to those found in Abu Dhabi. Major international oil companies involved in the oil and gas sector in the UAE include British Petroleum, Shell, Total, ExxonMobil, and Occidental Petroleum—which in 2008 secured the first new concession offered by the UAE in more than 20 years.

Nevertheless, recent exploration has not yielded any significant discoveries of crude oil. What it lacks in new discoveries, however, it makes up for with an emphasis on EOR techniques designed to extend the lifespan of the Emirates’ existing oil fields. By improving the recovery rates at those fields, such techniques helped the UAE to nearly double the proved reserves in Abu Dhabi over the last decade-plus

The Zakum system—the third-largest oil system in the Middle East and the fourth-largest in the world—is the center of the UAE’s oil industry, accounting for nearly 30 percent of the country’s total production in 2010. The Upper Zakum field is run by the ZADCO—which is owned by ADNOC (72 percent share) and ExxonMobil (28 percent)—and currently produces 520,000 bbl/d. In July 2012 ZADCO awarded an $800-million engineering, procurement, and construction contract to Abu Dhabi’s National Petroleum Construction Company—along with French firm Technip—with the goal of expanding production to 750,000 bbl/d by 2016. The Lower Zakum field—operated by the Abu Dhabi Marine Operating Company (ADMA-OPCO)—is also being expanded, with production expected to reach 425,000 bbl/d; up from the 300,000 bbl/d it currently produces.

Other significant fields include the Bu Hasa (600,000 bbl/d), Ghasha-Butini (up to 300,000 bbl/d by year-end 2012), Murban Bab (320,000 bbl/d), and the Sahil, Asab, and Shah (SAS) fields (385,000 bbl/d), all located in Abu Dhabi. Dubai and Sharjah also have producing basins, but nothing approaching the scale of those found in Abu Dhabi. The largest fields in those Emirates are the Fateh-Southwest Fateh-Falah fields (80,000 bbl/d) operated by the Dubai Petroleum Establishment and the Mubarak field (8,000 bbl/d) operated by Crescent Petroleum in Sharjah.

With limited prospects for major discoveries, production increases in the UAE will come almost exclusively from EOR techniques in Abu Dhabi’s existing oil fields. Nevertheless, the government is pursuing production capacity of 3.5 million bbl/d in 2018 through the investment of $60 billion in Abu Dhabi’s oil sector. ADCO—which oversees onshore operations in the emirate—plans to increase production in the Bu Hasa, Bab, and SAS fields over the coming years, with increases expected to approach 200,000 bbl/d as soon as 2014. Some newer fields will also contribute to production gains: Qusahwira is targeted to provide an additional 30,000 bbl/d by the end of 2012 and another 20,000 bbl/d by 2016 (to 90,000 bbl/d), while the Bida al-Qemzan field could add 75,000 bbl/d by 2016 bringing it to 300,000 bbl/d overall.

Smaller offshore fields like the Nasr, Umm Lulu, and Umm Shaif are also the target of increased investment, with ADMA-OPCO seeking to maintain production levels at the Umm Shaif field at 280,000 bbl/d and attempting to bring the combined production of the Nasr and Umm Lulu fields up to 170,000 bbl/d as soon as 2018. Exploration and production in the other Emirates is limited, with reserves nearly exhausted and the cost of recovery continuing to climb.

The newest export pipeline, The Abu Dhabi Crude Oil Pipeline (ADCOP), runs 230 miles from Habshan to Fujairah and began operations in June 2012. This pipeline gives the UAE a direct link from the rich fields of its western desert to the Gulf of Oman, and from there to global markets. This provides the UAE—and global markets—a strategic alternative to the problematic Strait of Hormuz, which is the world’s most important energy chokepoint (see EIA’s World Oil Transit Chokepoints analysis brief). In 2011 17 million bbl/d of crude oil passed through the Strait of Hormuz, which was almost 20 percent of the world’s traded oil and 35 percent of all seaborne-traded oil.

The inauguration of the ADCOP is the most significant development in the UAE’s midstream profile to date. With a capacity of 1.5 million bbl/d—and expectations of that figure reaching 1.8 million bbl/d in the near future—this pipeline provides the UAE with the ability to export close to 75 percent of its daily production without passing through the Strait of Hormuz. The International Petroleum Investment Company (IPIC)—owned by the government of Abu Dhabi—led the pipeline project, and it will be operated by ADCO.

Abu Dhabi Crude Oil Pipeline (ADCOP)


http://www.eia.gov/countries/cab.cfm?fips=TC

РуссНефть сегодня (место в отрасли)

Сегодня «РуссНефть» входит в десятку крупнейших нефтяных компаний страны.

«РуссНефть» занимает:

10-е место среди нефтяных компании России по объему добычи.

Динамика добычи нефти ОАО НК «РуссНефть» в 2003-2011 гг., млн. тонн.

8-е место среди нефтяных компании России по объему добычи газа.

Динамика добычи газа ОАО НК «РуссНефть» в 2003-2011 гг., млн. м3

В структуру НК «РуссНефть» входят 24 добывающих предприятия.

География деятельности «РуссНефти» охватывает 11 регионов России и СНГ: ХМАО, ЯНАО, Томскую, Ульяновскую, Пензенскую, Брянскую, Саратовскую, Кировскую области, Республику Удмуртия и Республику Беларусь. Головной офис Компании расположен в Москве.

В разработке находится 167 нефтегазовых месторождений. Суммарные извлекаемые запасы нефти ОАО НК «РуссНефть» превышают 600 млн. тонн.

Численность персонала Компании составляет более 17 тысяч сотрудников.
http://www.russneft.ru/today/

К 2018 плапируется рост добычи нефти до 15 млн.т
http://www.russneft.ru/strategy/

Годовой отчет Роснефти 2011: Добыча

eia.gov: The United Kingdom’s natural gas supply mix is changing


http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=6770

Pan American Energy: Обзор компании

Pan American Energy (PAE) is a company dedicated to oil and natural gas exploration and production activities in Argentina, Bolivia y Chile.

Between 2001 and 2011, the company:
— Invested USD 7.6 billion in its hydrocarbon exploration and production, the highest rate in the oil industry in Argentina.
— Expanded its market share: in 2011, the company produced 20% of daily oil production and 18% of daily natural gas production in the country.
— Increased 44% its oil production, from 80,000 to 114,000 barrels per day and 100% its natural gas production, going from 10,000 to 20,000 m3 per day.
— Increased its proved oil and gas reserves in Argentina. In 2011, the company recorded 1,393 million barrels of oil equivalent (70% oil and 30% gas).
— Maintained a reserve replacement rate of 175%, the highest in the Argentinean industry.


http://www.panamericanenergy.com/htm/en_home.php


http://www.panamericanenergy.com/htm/en_operaciones.php


http://www.panamericanenergy.com/htm/en_produccion.php


http://www.panamericanenergy.com/htm/en_reservas.php


PAE shows the highest investment rate of the Argentine industry in the exploration and production of oil and natural gas. Between 2001 y 2011, the company invested more than USD 7.6 billion. This commitment has been one of the pillars that allowed us to increase the production of oil and natural gas, replace 175% of the reserves produced, increase the level of proved reserves and generate new employment opportunities, creating development chances for both local and regional contracting companies.
http://www.panamericanenergy.com/htm/en_inversiones.php


As of December 31st 2010, the net debt-to-capitalization ratio for Pan American Energy was 20% (net financial debt / total capitalization), and its total financial debt represented a consolidated EBITDA of 1,2x, and a Consolidated EBITDA / financial outlay of 13,9x.

Pan American Energy holds one of the highest international credit ratings for corporations in Argentina, according to Moody´s (Ba3) and Fitch (B+).
The Company has developed its investment activities by accessing to different financing sources, including bank loans, financing from multilateral agencies and capital market.

Moreover, during the 2001-2002 financial crisis, PAE continued paying off its debt at maturity, and — unlike other Argentine companies — did not suspend payment nor restructure its debt.
http://www.panamericanenergy.com/htm/en_gestion_financiera.php

The company currently employs approximately 1,500 people.
http://www.panamericanenergy.com/htm/en_capital_humano.php

News and Events
http://www.panamericanenergy.com/htm/en_oficinadeprensa.php
Press Releases
http://www.panamericanenergy.com/htm/en_comunicados.php

LLC- расшифровывается как Limited liability company — соответствует понятию «Общество с ограниченной ответственностью» (сокращённо — ООО) в русском языке.
Общество с ограниченной ответственностью (общепринятое сокращение — ООО) — учрежденное одним или несколькими юридическими и/или физическими лицами хозяйственное общество, уставный капитал которого разделён на доли; участники общества не отвечают по его обязательствам и несут риск убытков, связанных с деятельностью общества, в пределах стоимости принадлежащих им долей в уставном капитале общества.

eia.gov: Annual Energy Outlook, добыча газа, в т.ч. сланцевого в США


http://www.eia.gov/forecasts/aeo/er/

Shale Gas and the Outlook for U.S. Natural Gas Markets and Global Gas Resources (июнь 2011)

http://www.eia.gov/energy_in_brief/about_shale_gas.cfm
http://www.eia.gov/pressroom/presentations/newell_06212011.pdf

According to Lippman Consulting, annual shale natural gas production in key shale plays grew from 1.6 Tcf to 7.2 Tcf between 2007 and 2011

http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=5370


http://www.eia.gov/oog/info/twip/twiparch/120314/twipprint.html

Сланцевая формация Eagle Ford, Техас, США

1. Формация Eagle Ford, общие сведения
Расположение — южный и восточный Техас
Возраст — поздний мел, 88-92 млн. лет
Мощность — 50-350 футов (15-107 м)
http://en.wikipedia.org/wiki/Eagle_Ford_Formation

Наибольшее число скважин вскрыло Eagle Ford, там где глубина кровли составляет 4000-14000 футов (1200-4300 м), увеличиваясь на юго-восток
http://www.eaglefordshale.com/geology/


http://www.rrc.state.tx.us/eagleford/index.php

2. Формация Eagle Ford, геология

http://www.lib.utexas.edu/geo/pics/tectonic2.jpg

Сланцы Eagle Ford характеризуются наличием кальцита до 70%, высоким содержание кварца, средним содержанием глин 11%. Порода легко растрескивается и не чувствительна к воде, что является весьма благоприятным для выполнения гидроразрыва пласта.
Тем не менее, для формации не присуща природная трещиноватость, характерная для других бассейнов сланцевого газа.

Формирование происходило на глубинах порядка 100 м. В 1920-х гг. начато бурение формации Austin Chalk , залегющей выше. Вероятно, Eagle Ford – нефтематеринские породы, нефть и газ из которых мигрировали в Austin Chalk. Нефтяные компании также бурили через Eagle Ford на протяжении многих лет, ориентируясь на формацию известняка Эдвардс вдоль рифа Эдвардс. Газопроявления были известны ранее, но не имели значения до появление ГРП и горизонтального бурения
http://www.eaglefordshale.com/geology/

3. Формация Eagle Ford, разрезы

http://en.wikipedia.org/wiki/Eagle_Ford_Formation


http://geology.com/articles/eagle-ford/

4.
Бурение

http://www.rrc.state.tx.us/eagleford/

Дебиты скважин

http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=3770

Безубыточность по газу для Eagle Ford составляет около 3.88$ за 1000 куб. футов, в отличие от 5.19 $ за 1000 куб. футов для Barnett Shale.  Одной из причин является то, что меньше препятствий для бурения в малонаселенных районах Южного Техаса. Кроме того, Eagle Ford дает гораздо большее количество нефти конденсата, чем сланцы  Barnett, Marcellus или Haynesville. Безубыточность по нефти достигается при цене около $ 50 за баррель, по сравнению с $ 75 для глубоководных скважин Мексиканского залива нефти.

5. Формация Eagle Ford, объемы бурения и добычи


http://www.rrc.state.tx.us/eagleford/index.php

О Сланцевом газе. 7. Barnett Shale Still Has Lots of Life

June 27, 2011
Barnett Shale Still Has Lots of Life

Figure 1: Shale gas production in North America – A view in late 2009 presented at the Dallas Fed

Figure 2: Shale gas production in North America – A view in early 2011 presented to the AAPG