Архив меток: газ добыча таблица

eia.gov: Sales of Fossil Fuels Produced from Federal and Indian Lands, FY 2003 through FY 2013

June 19, 2014

http://www.eia.gov/analysis/requests/federallands/

Реклама

ConocoPhillips: результаты 2012 года

Чистая прибыль американской нефтегазовой корпорации ConocoPhillips в 2012г. уменьшилась на 32,2% — до 8,43 млрд долл. против прибыли в 12,44 млрд долл., полученной за 2011г. Прибыль в расчете на одну акцию составила 6,72 долл. в 2012г. против 8,97 долл. на акцию в 2011г. Такие данные содержатся в опубликованном сегодня отчете компании.

В IV квартале 2012г. ConocoPhillips получила чистую прибыль в размере 1,4 млрд долл., что на 59% ниже квартального показателя годовой давности (3,39 млрд долл.). Скорректированная прибыль ConocoPhillips за IV квартал 2012г. составила 1,7 млрд долл., или 1,16 долл. в расчете на одну акцию. В IV квартале 2011г. этот показатель составлял 2,1 млрд долл. (2,56 долл. на акцию).

Американская ConocoPhillips является третьей по величине нефтегазовой компанией в США (после ExxonMobil и Chevron Corp.). Компания ведет деятельность в 30 странах, общая численность персонала составляет 16,7 тыс. человек.
http://www.rbc.ru/rbcfreenews/20130131045645.shtml

2013 News Releases

01-30-2013
ConocoPhillips Reports Fourth-Quarter and Full-Year 2012 Results
Highlights

Full-year 2012 earnings were $8.4 billion, or $6.72 per share, compared with full-year 2011 earnings of $12.4 billion, or $8.97 per share.

• Fourth-quarter total production of 1,607 MBOED; full-year total production of 1,578 MBOED.
• Year-end proved reserves of 8.6 billion BOE; annual organic reserve replacement of 156 percent.
• Eagle Ford and Bakken continued to set new production and efficiency records.
• Oil sands production exceeded 100 MBOED average for the quarter.
• FCCL expansion progressed with sanction of Christina Lake Phase F and Narrows Lake Phase A.
• First oil achieved from the Gumusut Field in Malaysia.
• Continued drilling and testing of unconventional shale plays; increased Niobrara acreage position to approximately 130,000 acres.
• Increased deepwater Gulf of Mexico position to 1.9 million acres; continued exploration and appraisal drilling.
• Announced agreements to sell Kashagan, Algeria, Nigeria and Cedar Creek Anticline, which are expected to generate approximately $9.6 billion in proceeds.

2000-2010

http://iv-g.livejournal.com/563365.html

Годовой отчет 2011

http://www.conocophillips.com/EN/investor/financial_reports/Pages/index.aspx

— — — — — —
Eagle Ford and Bakken, Oil sands отрицательно сказываются на прибыли.
Падение добычи ConocoPhillips семь лет подряд (2006-2012), несмотря на разработку нетрадиционных запасов УВ.

eia.gov: Добыча газа в США, изменение статистики

Было
2012-03-24
www.eia.gov: природный газ, добыча
U.S. Natural Gas Gross Withdrawals from Gas Wells (Million Cubic Feet)

Месячные данные

Годовые данные

В записи
Рекомендую ознакомиться желающим покрутить себе бигуди по данному вопросу — падение добычи за очень короткий период почти на 50% это, мягко говоря, не сопли и неспроста, и совпадает по времени с пресловутым сланцевым бумом, за счёт которого то падение с лихвой перекрыто.
даны ссылки на новые данные

даны ссылки на новые данные по состоянию на
2013-01-24

Месячные данные

Годовые данные

Возьмем, например, из таблицы месячные данные добычи декабря 2010 г.
Год назад было 1,827,031
Сейчас стало 1,104,134

Благодаря этому получилась красивая картинка по сланцевому газу
Год назад было

Сейчас стало

http://www.eia.gov/dnav/ng/hist/ngm_epg0_fgs_nus_mmcfM.htm

— — — — —
Годовые отчеты по газу (R — Revised data)
Natural Gas Annual 2011

сравнить с
Natural Gas Annual 2010

Данные Total Gross Withdrawals Production 2007-2009 остались без изменений, 2010 пересмотрен в сторону уменьшения

Gross Withdrawals From Gas Wells пересмотрены, наибольший пересмотр пришелся на 2010 г., когда
вырос сланцевый газ.

— — — — — — — —
Нефтегазовая статистика теперь имеет непредсказуемое прошлое, которое тотально ревизуется.
Как впрочем и другие данные об экономике США:
11 декабря 2012. В США пересмотрели данные по ВВП за минувшие 3 года

— ежемесячно и ежегодно пересматриваются данные о занятости, чтобы показать рост.
— пересматриваются данные по ВВП чуть ли не ежеквартально:
Ноябрь, 22, 2011,
Июль, 29, 2011, Август, 27, 2010
— пересматриваются данные по держателям ГКО США (март 2011) obsrvr, spydell

Пересматриваются данные и за более длительные сроки
http://spydell.livejournal.com/342566.html
http://spydell.livejournal.com/405342.html

— данные просто приписываются как приписная рента

Добыча газа в США и цены

Dec. 5, 2011
Shale gas opens door to U.S. LNG exports

http://www.marketwatch.com/story/shale-gas-opens-door-to-us-lng-exports-2011-12-05

Роснефть: добыча газа

Роснефть: Самаранефтегаз

ОАО «Самаранефтегаз» – крупнейшее нефтегазодобывающее предприятие Роснефти на территории Самарской области и ее третий по объему добывающий актив (после Юганскнефтегаза и Ванкорнефти). Самаранефтегаз было создано в мае 1994 г. путем преобразования в акционерное общество производственного объединения «Куйбышевнефть». НК «Роснефть» приобрела ОАО «Самаранефтегаз» на аукционе в мае 2007 г.

Месторождения общества хорошо обеспечены транспортной инфраструктурой: магистральные трубопроводы АК «Транснефть» проходят по территории Самарской области. Нефть, добываемая на месторождениях, поставляется в основном на Самарскую группу НПЗ Роснефти: Куйбышевский, Новокуйбышевский и Сызранский НПЗ. Близость месторождений к крупнейшему в России центру нефтепереработки обеспечивает высокую экономическую эффективность добычи нефти.

В июне 2007 г. в результате аукционных торгов, проведенных Территориальным агентством по недропользованию, Самаранефтегаз получила право на разработку Советского (Кинельский район) и Бирюковского (Богатовский район) нефтяных участков. Стоимость лицензий составила 932 млн руб (36 млн долл)., оба участка находятся в зоне производственной деятельности Самаранефтегаза.

В марте–мае 2008 г. Самаранефтегаз получила по факту открытия Киселевского и Южно-Бутлеровского месторождений в Самарской области две лицензии на право пользования недрами с целью разведки и добычи углеводородов. Срок действия лицензий – 20 лет.

В 2009 г. на месторождениях в Самарской области Компанией было добыто 9,61 млн т нефти и газового конденсата (70,3 млн барр.) и 0,33 млрд куб. м газа.

В 2010 г. на месторождениях в Самарской области Компанией было добыто 75,8 млн барр. (10,4 млн т) нефти и 0,5 млрд куб. м газа (после сжигания на факеле). Несмотря на высокую степень истощения вовлеченных в разработку месторождений, регион имеет потенциал расширения ресурсной базы и добычи. Так, в 2010 г. было приобретено 17 новых лицензий на геологическое изучение, разведку и добычу углеводородного сырья в Самарской области. С приходом «Роснефти» ежегодно растет объем добычи на месторождениях ОАО «Самаранефтегаз». По итогам отчетного года рост составил 2,7%. Географическая близость добывающих мощностей региона к крупнейшему в России центру нефтепереработки обеспечивает высокую экономическую эффективность эксплуатации месторождений.


http://rosneft.ru/Upstream/ProductionAndDevelopment/central_russia/samaraneftegaz/

eia.gov: Gulf of Mexico Fact Sheet

http://www.eia.gov/special/gulf_of_mexico/data.cfm

pronedra.ru: О сланцевом газе

23 декабря 2011
Сланцевый газ, мифы и перспективы мировой добычи

Первая коммерческая добыча газа из сланцевого месторождения была осуществлена в 1821 году Вильямом Хартом на месторождении Fredonia (New York). В то же время промышленная добыча сланцевого газа в США связана с Томом Л.Уордом и Джорджем П. Митчелом и начата вначале 2000-х годов.

Высокая себестоимость добытого газа из сланца первоначально была связана с тем, что для поиска бурились многочисленные вертикальные скважины, проводился гидроразрыв пласта и откачивался газ. Сочетание вертикального и горизонтального бурения начали использовать только с 1992 года. Первым экспериментально-промышленным газосланцевым месторождением стало Barnett Shale, находящееся в США в штате Техас, в 2002 году началось промышленное горизонтальное бурение компаниями Devon Energy и Chesapeake Energy. Применение горизонтального бурения значительно сократило себестоимость добытого газа.

Современная технология добычи сланцевого газа подразумевает бурение одной вертикальной скважины и нескольких горизонтальных скважин длиной до 2-3-х км. В пробуренные скважины закачивается смесь воды, песка и химикатов, в результате гидроудара разрушаются стенки газовых коллекторов, и весь доступный газ откачивается на поверхность. Процесс горизонтального бурения проводится посредством инновационной методики сейсмического моделирования 3D GEO, которая предполагает сочетание геологических исследований и картирования с компьютерной обработкой данных, включая визуализацию. При бурении горизонтальной скважины важно соблюдать правила бурения, к чему относится, например, выбор правильного угла бурения, соответствующего углу наклона сланцевого пласта. Скважина должна пролегать сугубо в толще сланцевого пласта на достаточном расстоянии от его границ, в противном случае метан мигрирует через трещины и другие отверстия в верхний слой осадочных пород.

Первые экспериментальные разработки в области газодобычи из сланца начали проводиться компанией Mitchell Energy&Development во главе с Джорджем П. Митчеллом с 1980 года в США. Эта компания в 2001 году была куплена Devon Energy за 3,5 млрд. долларов. Полигоном для испытаний технологии горизонтального бурения Джоржем Митчелом стало месторождение Barnett Shale. В этом направлении с 1989 г. работал также Том Л. Уорд и его компания Chesapeake Energy. Для разработки эффективной технологии горизонтального бурения с гидроразрывом пласта понадобилось около 20 лет экспериментов. В настоящий момент Chesapeake Energy разрабатывает месторождения в Barnett Shale, Fayetteville Shale, Marcellus Shale, Haynesville Shale.

Опыт добычи в американских сланцевых бассейнах показывает, что каждое сланцевое месторождение требует индивидуального научного подхода и имеет совершенно уникальные геологические особенности, характеристики эксплуатации, а также существенные проблемы добычи. В США существует добровольная организация, называемая Комитет разработок газовых месторождений (Potential Gas Committee), которая состоит из специалистов в области сланцевой добычи. В 2009 году этой организацией был выпушен комплексный отчет об объемах газовых ресурсов в сланцевых залежах США, которые составили 51,9 трилл. куб. м. Министерство энергетики США в своем отчете предполагает в ближайшие годы повышение добычи сланцевого газа до 113 млрд. куб.м. При этом Межштатная ассоциация поставщиков природного газа США (INGAA) отмечает, что прогнозируемые объемы газодобычи могут быть достигнуты только при условии получения разрешений на бурение в перспективных районах, прозрачного процесса получения лицензий, а также высоких цен и наличия спроса на добытый газ.

Качественным показателем газовой эффективности сланца является содержание керогена, то есть углеродсодержащей органики. К наиболее термически зрелым сланцам относят месторождения «сухого газа» с керогеном, относящимся к типу III, которые имеются в Haynesville Shale, менее термически зрелые месторождения, относящиеся к типу II, образующими влажный конденсат, будут давать газ с примесями конденсата, что характерно для Eagle Ford Shale. Менее зрелые сланцы с керогеном типа I являются нефтеносными, то есть содержащими нефть в сланцевых депозитах, к таким месторождениям относится Bakken Shale в Северной Дакоте. При оценке месторождений нужно понимать, что объем доступного газа в сланцевом слое прямо пропорционален толщине сланца. Очевидно, что наиболее выгодными являются толстые и термически-зрелые сланцы. Как правило, они относятся к палеозойской и мезозойской эрам, в частности, к пермскому, девонскому, ордовикскому и силурийскому периодам.

Существует целый набор геохимических параметров, которые обуславливают условия добычи сланцевого газа, а, соответственно, определяют себестоимость и стоимость результирующего продукта. Прежде всего, существенно влияет на себестоимость добычи содержание глины в жестких песках, которая поглощает энергию гидроразрыва, что требует увеличения объема используемых химикатов. Каждое месторождение имеет уникальный объем диоксида серы, поэтому, чем ниже этот показатель, тем выше цена реализации газа.

Наиболее выгодными считаются «хрупкие» сланцы с большим содержанием диоксида кремния, эти месторождения содержат естественные трещины. Одна из причин, что месторождение Barnett Shale является продуктивным, связана с высоким содержанием кварца в сланце — 29-38%, порода сланца в Barnett Shale очень хрупкая, поэтому требуется меньшая мощность гидроразрыва.

Наиболее сложным для бурения в США считается месторождение Haynesville Shale, оно отличается высоким давлением в породах, а также его значительными скачками. При глубине бурения 3200-4100 м давление составляет 675 атмосфер при температуре более 150C. Такие условия бурения бросают вызов лучшим инженерам. Горизонтальные скважины имеют длину до 1500 м, добыча газа требует более мощных гидроразрывов.

Технология добычи сланцевого газа, как любая промышленная технология, подразумевает позитивные и негативные стороны. К позитивным моментам можно отнести:

существовало мнение, что разработку сланцевых месторождений с использованием глубинного гидроразрыва пласта в горизонтальных скважинах можно проводить в густозаселенных районах, единственной проблемой будет использование тяжелого транспорта;
значительные сланцевые месторождения газа находятся в непосредственной близости от конечных потребителей;
существовало мнение, что добыча сланцевого газа происходит без потери парниковых газов.
Однако после 10 лет эксплуатации скважин в Barnett Shale, Fayetteville Shale,Marcellus Shale, Haynesville Shale можно выделить следующие проблемы:

технология гидроразрыва пласта требует крупных запасов воды вблизи месторождений, для одного гидроразрыва используется смесь воды (7500 тонн), песка и химикатов. В результате вблизи месторождений скапливаются значительные объемы отработанной загрязненной воды, которая не утилизируется добытчиками с соблюдением экологических норм;
как показывает опыт разработки Barnett Shale, сланцевые скважины имеют гораздо меньший срок эксплуатации, чем скважины обычного природного газа;
формулы химического коктейля для гидроразрыва в компаниях, добывающих сланцевый газ, являются конфиденциальными. По отчетам экологов добыча сланцевого газа приводит к значительному загрязнению грунтовых вод толуолом, бензолом, диметилбензолом, этилбензолом, мышьяком и др. Некоторые компании используют соляно-кислотный раствор, загущенный с помощью полимера, для одной операции гидроразрыва используется 80-300 тонн химикатов;
при добыче сланцевого газа имеются значительные потери метана, что приводит к усилению парникового эффекта;
добыча сланцевого газа рентабельна только при наличии спроса и высоких цен на газ.

Химическая смесь компании Halliburton составляет около 1,53% от общего раствора и включает: соляную кислоту, формальдегид, уксусный ангидрид, пропаргиловый и метиловые спирты, хлорид аммония. Компания Chesapeake Energy использует свой состав химической смеси, но её объем в гидрорастворе гораздо меньше — 0,5%. В целом, газодобывающими компаниями для добычи газа используется около 85 токсичных веществ, некоторые из них имеют следующее предназначение:

соляная кислота способствует растворению минералов;
этиленгликоль противостоит отложениям на внутренних стенках труб;
изопропиловый спирт, гуаровая камедь и борная кислота используются в качестве загустителей и веществ, поддерживающих вязкость;
глютаральдегид и формамид противостоит коррозии;
нефть в лёгких фракциях используется для снижения трения;
пероксодисульфат аммония противостоит распаду гуаровой камеди;
хлорид калия препятствует химическим реакциям между жидкостью и грунтом;
карбонат натрия или калия — для поддержки баланса кислот.

В настоящий момент наносимый вред экологии региона сланцевого бассейна в Пенсильвании носит характер экологической катастрофы. Именно экологическая проблема наряду с использованием большого количества воды для осуществления гидроразрыва является наиболее острой для развития сланцевой добычи в густонаселенных районах. Несмотря на то, что гидроразрывы проводятся гораздо ниже уровня грунтовых вод, токсичными веществами заражен почвенный слой, грунтовые воды и воздух. Это происходит за счет просачивания химических веществ через трещины, образовавшиеся в толще осадочных пород, в поверхностные слои почвы. В некоторых районах Пенсильвании в колодцах можно поджечь воду. В результате действий экологов согласно Закону о чистой воде США от 2005 года вышло предписание для всех газодобывающих компаний из сланцевых месторождений раскрыть формулу химических коктейлей, а также снизить химическую нагрузку на экологию региона.

Также отметим, что наиболее успешные сланцевые месторождения относятся к палеозойской и мезозойской эре, имеют высокий уровень гамма-излучения, который коррелирует с термической зрелостью сланцевого месторождения. В результате гидроразрыва радиация попадает в верхний слой осадочных пород, в районах сланцевой добычи газа наблюдается повышение радиационного фона.

Основными поставщиками газа в Северной Америке следующие месторождения.

Barnett Shale (Техас). Первое месторождение сланцевого газа в США, которое использовалось как полигон для испытаний технологии. Геологическое картирование региона произведено еще в начале 20 века. Толщина сланцевого слоя богатого керогеном типа III (40% -60%) Barnett Shale составляет 90-150 м, глубина расположения сланцевого слоя — 1800-2700 м. Barnett Shale является геологическим образованием, расположенным в изгибе Arch-Fort Worth бассейна в осадочных породах реки Миссисипи, возраст месторождения 354-323 млн. лет, так как оно относится к пермскому и девонскому периодам. Прогнозируемые объемы месторождения по версиям различных экспертов весьма противоречивые и достигают 850 млрд. куб. м. Текущая добыча составляет 57 млрд. куб. м в год. Общая площадь бассейна около 13 тыс. м2. В Barnett Shale была найдена также нефть, но в гораздо меньших объемах, чем требует коммерческая разработка. Разработка месторождения усложнена из-за близкого расположения мегаполиса Dallas-Fort Worth Metroplex, в настоящее время запрещено бурение в районе природных парков. Основные операторы Barnett Shale — EOG Resources, Gulftex Operating, Inc, and Devon Energy, подчеркивают, что месторождение имеет сложную геологическую структуру, которая значительно усложняет бурение. В хорошо разведанном районе имеются хорошие скважины с достаточным объемом «сухого» газа без примесей конденсата. К опасным местам разработки относят тектонические разломы и районы карстового рельефа из-за многочисленных естественных известняковых пещер.

Woodford Shale (Оклахома). Технически месторождение содержит кероген типа II с высокой термической зрелостью месторождения, относится к палеозойской эре. Woodford Shale является более сложным для бурения районом. Однако Woodford Shale имеет богатые керогеном сланцевые залежи (60%-80%) с толщиной слоя сланца 15-91 м. Вертикальные скважины в настоящий момент достигли глубины 3300 м с боковыми скважинами до 3657 м. Применятся основная методика бурения с мультиотводами.

Haynesville Shale (Северная и Восточная Луизиана, Техас). Месторождение относится к юрскому периоду (151 до 157 млн. лет), для сланцевого слоя характерно высокое давление и высокая температура сланцев, толщина сланцевого слоя колеблется 61-73 м, содержание керогена до 40%, используются глубокие вертикальные скважины 3200-4140 м. Общая площадь месторождения составляет 9 тыс. кв.м. Успех месторождения связан с необычным строением сланцевого пласта с высокой степенью проницаемости, что обусловило скопление газа в резервуарах с низким давлением, также для сланцевого слоя характерно наличие вертикальных трещин. Бурение дает разные результаты.

Fayetteville Shale (Арканзас). Относится к древнему бассейну Миссисипи, содержание керогена в сланце составляет 20%-60%, толщина сланцевого слоя 60-75 м. Глубина залегания сланца предполагает бурение скважин от 3000 м и до 4000 м глубиной. Геологическое образование находится глубже в районах ближе к Мексиканскому заливу. Ресурс этого месторождения гораздо ниже, чем других мест.

Marcellus Shale (штат Пенсильвания, Западная Виржиния, Нью-Йорк и Мэриленд). Данное сланцевое месторождение оценивается как наиболее перспективное после Barnett Shale. Это связано также с тем, что на северо-востоке США более высокая цена на газ. Месторождение относится к палеозойской эре (240-400 млн. лет). Первое геологическое картирование проведено в 1836 году. Глубины месторождения составляют 1200-2600 м, толщина сланцевого слоя 7-275 м. Для месторождения характерны тектонические разломы и нормальное давление в сланцевом слое с содержанием керогена до 40%-60%. В данном районе более экономичные вертикальные скважины за счет малых глубин. Marcellus Shale имеет богатые урановые месторождения. К характеристикам Marcellus Shale можно отнести отсутствие дорожной инфраструктуры и удаленное расположение от густо заселенной местности.

Eagle Ford Shale (Южный Техас). Относится к меловому периоду (145 млн. лет). В данном районе добывается нефть и газ. В данный момент нефть добывается из 4-х нефтяных скважин, которые дают 170-250 баррелей нефти в день, дополнительно компанией Petro Hawk добывается газа около 2830 куб. м в день, мощность нефтяных скважин составляет 200-400 баррелей в день. Глубина сланцевого слоя в этом районе — 3000-3350 м, толщина — 60-76 м, сланец содержит до 70% керогена. По данным Euro Gas этот сланцевый бассейн считается лучшим в США и аналогом сланцевого бассейна силурийского периода в Польше и Западной Украине (возраст 443 млн. лет).

Bakken Shale (Северная Дакота). Относится к девонскому периоду (416 млн. лет), для этого района характерны нефтесодержащие сланцы с разным давлением. Толщина сланцевого слоя составляет 30-90 м. Содержание керогена достигает 30%. Этот район используется для нефтедобычи. Глубина вертикальных скважин составляет 2400-3000 м.

Также нужно привести данные о содержании органического углерода в толще сланцевых месторождений США, показатель ТОС:

В 2011 году многие газосланцевые компании и члены правительства США признали, что заявленные резервы месторождений сланцевого газа завышены и не так оптимистичны. В связи с этим директор Energy Information Administration (EIA) Г. Ньюэлл, который лоббировал вопросы газосланцевой промышленности, заявил о своем намерении уйти в отставку.

Отметим, что при гидроразрыве в сланцевом пласте образуются вертикальные трещины, которые, по мнению геологов, могут со временем «зарубцовываться» под весом осадочных пород. Однако частота гидроразрывов приводит к повышению проницаемости сланцевого слоя и жестких песков, что может быть причиной утечки метана в верхние слои почвы и попаданию его в воздух. Это подтверждают экологические данные из Пенсильвании, где в некоторых местах грунтовые воды можно поджигать.

Эффективность сланцевых скважин была оценена Артуром Бергманом, промышленным консультантом Labyrinth Consulting Services, а также аналитиком Беном Деллом, Bernstein Research, имеющим опыт работы на WallStreet E&P, отчет доступен в их блоге. Анализу подверглись 136 скважин Haynesville Shale. Большинство компаний отмечают снижение добычи из скважин, причем увеличение количества гидроразрывов не дает нужного результата. За счет увеличения количества скважин, конечно, производство возросло, но на каждой отдельной скважине наблюдается уверенный спад до уровня стабилизации, причем данные скважин ядра месторождений лучше, чем в дополнительных ареалах. По сравнению с Barnett Shale скважины Haynesville быстрее достигают уровня стабилизации добычи, однако это может свидетельствовать о том, что эти скважины будут иметь меньший срок службы. Для сравнения можно привести срок службы скважины обычного природного газа, составляющей 10-40 лет.

Кроме того, аналитики отметили, что рост добычи сократил в США рыночную стоимость газа, которая не должна быть меньше 180-240 долларов за тыс. куб. м, в настоящее время цена природного газа в США составляет 140 долларов за тыс. куб. м. В таких условиях продолжать бурение нерационально. По данным Baker Hughes, с 2009 по 2011 год количество скважин сократилось на 1,7%, против увеличения количества вышек в 2009 году на 28%. Многие компании в настоящий момент бурят и добывают газ себе в убыток, чтобы сохранить лицензии на добычу в надежде на повышение цен. Однако, если газовая инфраструктура США, включая заводы по производству сжиженного газа, LNG-терминалы, трубопроводы, не будет введена в эксплуатацию в ближайшие годы с целью увеличения экспорта, большинство газосланцевых компаний разорится. Крупные компании, включая Chesapeake Energy, в победном для США 2009 году получили миллиардные убытки из-за мощной капитализации в надежде на будущий газовый бум, большинство газосланцевых компаний в данный момент не может рассчитаться с кредитами.

Кроме того, газовый бум в США стал причиной активизации рыночного механизма. Вместе с увеличением спроса на газ увеличилась стоимость газодобывающего оборудования. Также экспоненциально росло количество добытчиков, которые регистрировали фирму-однодневку, покупали бросовый участок, получали лицензию и бурили. Как правило, каждая скважина дает 100% результат, при отсутствии научного подхода результат длиться не долго, то есть не более года. В результате увеличения газового предложения были обрушены цены на газ в противовес высоким европейским ценам. Таким образом, после покорения газового олимпа, для США ничего не остается, как строить газовую инфраструктуру, которая обеспечит экспорт американского газа. На сегодняшний день вопрос состоит в том, успеют ли запустить в эксплуатацию газовую инфраструктуру США до банкротства газосланцевых предприятий.

Нетрадиционные запасы газа России составляют 83,7 млрд. куб. м, источник «Газпром»

Условия добычи сланцевого газа в каждой стране уникальны, они весьма ограничиваются менталитетом населения, экологическим законодательством и активностью экологических организаций. Приведем некоторые факты.

Крупное месторождение сланцевого газа имеется в Канаде. Прежде всего, сланцевые разработки проводятся на территории Британской Колумбии, а также к северу от Форта Нельсон. Ведется разведка в Альберте, Саскачеване, Онтарио, Квебеке, Новой Шотландии. Большинство газовых операторов имеют опыт добычи нефтяных песков в провинции Альберта. Основным перспективным месторождением в Канаде является ордовикского периода — Utica Shale (488-443 млн. лет) в Квебеке. Толщина слоя сланца колеблется в пределах 45-213 м, ТОС — 3,5% до 5%, месторождение относится к девонскому периоду. Прогнозируемые запасы оценивались в 113 млрд. куб. м газа, успешные испытания проводились на нескольких экспериментальных скважинах. После скандальных публикаций экологов в Квебеке наложен мораторий на добычу сланцевого газа. В настоящий момент в Канаде ведутся активные работы на месторождении Muskwa Shale, относящимся к девонскому периоду (416-360 млн. лет), его прогнозируемые запасы — 179 млрд. куб. м газа.

Ориентируясь на опыт США, сланцевая программа в Китае лоббируется на государственном уровне. Китай предполагает добывать из сланца 30 млрд. куб. м в год и достичь к 2020 году 5% уровня от общей добычи. Газовые технологии заимствуются у США по договоренности с Бараком Обамой. Добыча сланцевого газа в Китае не сдерживается экологическими нормами.

В настоящий момент распределение цены на газ имеет следующий вид:средняя биржевая цена в ЕС на природный газ составляет $320 за тыс. куб. м, биржевая цена на газ в США — $147 за тыс. куб. м, цена российского трубного газа в ЕС составляет $360-403 за тыс. куб. м, цена за LNG-газ в Азии — $540 за тыс. куб. м, спотовые цены на рынке ЕС составляли $260-290 за тыс. куб. м. Мировой газовый рынок представляет собой целую систему региональных рынков, которые развиваются независимо: Северной Америки, Южной Америки, Европы, Азии, Австралии.

В ближайшие годы наращивать поставки в европейской части будет Катар, который лишился рынка США в связи с увеличением добычи из сланца. Объем газового экспорта Катара в Европу в первом полугодии 2011 года вырос на 35%. Кроме того, Катар наращивает газовую инфраструктуру и свое присутствие в Европе: Qatar Terminal Limited владеет долей акций в терминале Adriatic LNG (Италия), а также South Hook LNG (Великобритания), имеются официальные заявления о строительстве LNG-терминалов в Болгарии и Украине, рассматривается строительство газопровода «Катарбукко» по маршруту Катар-Ирак-Турция-Европа.

Range Resources: Годовой отчет 2011 г.

Net income (loss) $ 58,026 тыс. долларов
Total comprehensive income (loss) $ 147,183 тыс. долларов

http://phx.corporate-ir.net/phoenix.zhtml?c=101196&p=irol-reportsAnnual

Нефть и газ Украины (2005)

Исторические заметки
В начале XIX в. житель села Нагуевичи Дрогобычского района Львовской области Байтала первым в Западной Украине применил дистилляцию нефти. Он сумел кустарным способом (в металлической посудине с приделанным стволом ружья) очистить нефть и получить керосин. Более десятилетия доморощенный химик продавал керосин едва ли не по всей Галиции, чем зарабатывал себе на жизнь. Затем этот метод освоил львовский аптекарь.

Согласно некоторым источникам, старейшими нефтедобывающими районами Предкарпатья являются родина знаменитого украинского писателя И. Франко с. Нагуевичи и окрестности г. Коломыи, где нефть известна с конца XVIII века, а в Старой Соли её добывали в начале 1800-х годов. Развитие капитализма в Австро-Венгерской империи, освоение нового сырья, глубокого бурения (с 1884 г. буровые скважины достигали глубины до 500-600 м) и относительно неглубокое залегание нефтеносных горизонтов способствовали расширению нефтедобычи в Предкарпатье.
Во второй половине XIX и начале ХХ вв. Дрогобыч был одним из центров по переработке озокерита, парафина и нефти. Здесь (и в соседнем Бориславе) в 1900-1910 гг. добывалось около 90% всей нефти Галиции. После присоединения западно-украинских земель к СССР, Дрогобыч на протяжении двух десятилетий (1939-1959 гг.) был столицей одноименной области, со временем объединённой с Львовской.

В 1864 г. на всех прикарпатских промыслах добыто 2 тыс. тонн нефти, в 1886 г. — 29,1 тыс. тонн, а наивысшего уровня добычи нефти Восточная Галиция достигла в 1909 г. — более 2 млн. тонн. По тем временам эти объёмы составляли около 5% мировой добычи жидкого топлива. Освоение нефтедобычи и переработки привела к бурному развитию региона и постепенно перешла под контроль иностранных (преимущественно французских и американских) предпринимателей. Им также принадлежал сопутствующий промысел — добыча и переработка озокерита (спутника нефти), широко используемого для изготовления тогда актуальных свечей и в лечебных целях. В последующие годы добыча нефти и озокерита в Предкарпатье сокращалась.

Днепровско-Донецкая впадина является крупнейшей нефтегазоносной областью Украины. Она заполнена многокилометровыми преимущественно осадочными отложениями девонского (мощность более 4000 м), карбонового (3700 м), пермского (1900 м), триасового (450 м), юрского (650 м), мелового (650 м), палеогенового (250 м) и неогенового (30 м) периодов истории развития Земли. Месторождения нефти и газа здесь приурочены к палеозойским (девонским, карбоновым и пермским) и мезозойским (триасовым) породам, образовавшимся 410-245 млн. лет тому назад.
Предкарпатские месторождения углеводородного сырья несколько моложе — они сформировались на рубеже мезозойской и кайнозойской эр. На протяжении мелового и палеогенового периодов (135-24 млн. лет тому назад) в этом районе накапливались многокилометровые толщи так называемых флишевых пород (созданных слоями песчаников, глин, мергелей и туфовых пород), из которых нефть и газ добывают уже более двух веков

Карта-схема основных нефтегазовых месторождений Украины.

Месторождения нефти: 1 — Старосамборское, 2 — Бориславское, 3 — Долинское, 4 — Прилукское, 5 — Ниновское, 6 — Бургуватовское, 7 — Козиевское, 8 — Решетняковское, 9 — Восточно-Саратское;

Месторождения газа: 10 — Залужанское, 11 — Гриневское, 12 — Косовское, 13 — Солотвинское, 14 — Абазовское, 15 — Семенцовское, 16 — Руденковское, 17 — Перещепинское, 18 — Ефремовское, 19 — Шебелинское, 20 — Приазовское, 21 — Стрелковое, 22 — Джанкойское, 23 — Задорненское, 24 — Глебовское, 25 — Голицынское, 26 — Штормовое.

Нефтегазовые месторождения: 27 — Надворнянское, 28 — Талалаевское, 29 — Гнидинцовское, 30 — Анастасьевское, 31 — Качановское, 32 — Радченковское, 33 — Опошнянское, 34 — Дружелюбовское.

Нефть Украины
Днепровско-Донецкий нефтегазоносный регион сформировался на Левобережье Украины, где в Сумской, Полтавской, Черниговской и Харьковской областях разведаны и эксплуатируются месторождения высокока-чественной нефти. Некоторые из них содержат значительное количество сопутствующего природного газа, используемого для газификации окружающих городов и сёл. В 1970-х годах нефть Левобережной Украины начали добывать с глубины около 3000 м преимущественно фонтанным способом, когда нефть из земных глубин поднимается под давлением нефтяных газов. Нефтегазодобывающие управления функционируют в Сумской (Ахтырское и Качановское месторождения), Черниговской (Гнидинцовское, Прилукское месторождения и др.) и Полтавской (Сагайдацкое, Зачепиловское, Радченковское месторождения и др.) областях.

Нефтегазовые месторождения
В Карпатском нефтегазоносном регионе нефть добывают более двух веков, и её запасы здесь значительно истощены. В 1950-х годах были открыты новые месторождения, которые некоторое время поддерживали относительно высокий уровень добычи «чёрного золота». В настоящее время нефтепромыслы эксплуатируются в районах городов Борислава (Львовская область), Долины и Надворной (Ивано-Франковская область). Масштабы добычи нефти здесь незначительны и в связи с существенным сокращением запасов в последние годы не расширяются.

В Причерноморско-Крымском нефтегазоносном регионе, расположенном на юге страны, разведаны относительно небольшие месторождения нефти. Некоторые специалисты отмечают сходство геологического строения шельфа Чёрного и Азовского морей с богатыми нефтью регионами Персидского залива и Каспийского моря и даже предрекают в недалёком будущем возможность открытия здесь нефтяных запасов мирового значения.

В настоящее время Украина не обеспечивает своих нужд в нефти и нефтепродуктах за счёт собственных ресурсов. Большая их часть поступает из Российской Федерации (Западная Сибирь, Поволжье и др.). Потенциал украинских нефтеперерабатывающих заводов (Лисичанского, Кременчугского, Херсонского, Надворнянского, Дрогобычского, Львовского и Бердянского), ориентированных в том числе и на привозное сырьё, уже много лет не используется на полную мощность.

Газ Украины
В отличие от нефти масштабы запасов и добычи природного газа в Украине значительно крупнее. Газовая промышленностьУкраины зародилась на Прикарпатье в 1920-е годы. В 1940 г. в Предкарпатье сосредоточивалось 87% добычи газа всего Советского Союза. Основными газовыми промыслами были Угерско-Бильче-Волицкий (здесь в середине 1960-х годов добывалось почти 60%прикарпатского газа), Рудковско-Ходовицкий, Опарский, Дашавский, Калушский и Косовский участки (расположенные на территории Львовской и Ивано-Франковской областей). Здесь была создана система газопроводов, наиболее протяжённые из которых — Дашава — Киев — Москва, Рудки — Минск — Вильнюс — Рига и др.
Постепенно участие западно-украинского региона в газодобыче сокращалась, за счёт быстрого освоения углеводородных месторождений, расположенных в центральной и восточной части СССР. В 1951 г. в Предкарпатье добывали 42,2%, в 1957 г. — 26,4%, в 1965 г. — около 10% газа Советского Союза. В 1965 г. добыча газового топлива на западе Украины составлял около 19 млрд. м3. Современная добыча газа в Предкарпатье, сосредоточенная на месторождениях Ивано-Франковской области, незначительна и составляет менее 20% всей газодобычи Украины.

В 1960-е годы газовая промышленность начала интенсивно развиваться в пределах Днепровско-Донецкой впадины. Основные месторождения газа сосредоточены здесь в Полтавской и Харьковской областях. Наиболее известное из них — Шебелинское, откуда в своё время в разных направлениях были проложены газопроводы: Шебелинка — Харьков, Шебелинка — Полтава — Киев, Шебелинка — Днепропетровск — Кривой Рог — Одесса — Кишинев,Шебелинка — Белгород — Курск — Брянск — Москва.

Значительные месторождения природного газа открыты на юге страны, в равнинной части Крымского полуострова и прилегающих к ней участках шельфа Чёрного и Азовского морей.Сооружён газопровод Глебовка — Симферополь — Севастополь с ответвлением к Ялте, Евпатории и Сакам.

По мнению ряда специалистов, Украина имеет большие перспективные площади, где возможно открытие месторождений углеводородного сырья (особенно газа) мирового масштаба. Прежде всего, такие предположения и надежды (о наибольших в мире запасах природного газа) относятся к северной (украинской) части шельфа Чёрного моря. В качестве одного из аргументов приводится факт, что Чёрное море — это единственный морской водоём в мире, где толща воды от дна до глубин 150-50 м заполнена сероводородом. Высказываются догадки, что под дном моря накопилось огромное количество природного газа, который по разломам проходит к воде и насыщает её и дело лишь за малым — научиться его оттуда извлекать.
http://neftegaz.ru/analisis/view/7677/
http://www.photoukraine.com/russian/articles?id=111

www.eia.gov: природный газ, добыча


http://www.eia.gov/dnav/ng/ng_sum_lsum_dcu_nus_m.htm

U.S. Natural Gas Gross Withdrawals (Million Cubic Feet)


http://www.eia.gov/dnav/ng/hist/n9010us2m.htm

— —

U.S. Natural Gas Gross Withdrawals from Gas Wells (Million Cubic Feet)


http://www.eia.gov/dnav/ng/hist/n9011us2m.htm

— —

U.S. Natural Gas Gross Withdrawals from Oil Wells (Million Cubic Feet)


http://www.eia.gov/dnav/ng/hist/n9012us2m.htm
— —

U.S. Natural Gas Gross Withdrawals from Shale Gas (Million Cubic Feet)


http://www.eia.gov/dnav/ng/hist/ngm_epg0_fgs_nus_mmcfm.htm

— —

U.S. Natural Gas Gross Withdrawals from Coalbed Wells (Million Cubic Feet)


http://www.eia.gov/dnav/ng/hist/ngm_epg0_fgc_nus_mmcfm.htm

— —

U.S. Natural Gas Repressuring (Million Cubic Feet)


http://www.eia.gov/dnav/ng/hist/n9020us2m.htm

— —

U.S. Nonhydrocarbon Gases Removed from Natural Gas (Million Cubic Feet)


http://www.eia.gov/dnav/ng/hist/n9030us2m.htm

— —

U.S. Natural Gas Vented and Flared (Million Cubic Feet)


http://www.eia.gov/dnav/ng/hist/n9040us2m.htm

— —

U.S. Natural Gas Marketed Production (Million Cubic Feet)


http://www.eia.gov/dnav/ng/hist/n9050us2m.htm

— —

U.S. Natural Gas Extraction Loss (Million Cubic Feet)


http://www.eia.gov/dnav/ng/hist/n9060us2m.htm

— —
U.S. Dry Natural Gas Production (Million Cubic Feet)

На странице с рисунком в таблице с месячными данными пробелы с 2005 по 2010 г.
http://www.eia.gov/dnav/ng/hist/n9070us2m.htm


На странице с рисунком в таблице с годовыми данными пробелы с 2006 по 2010 г.
http://www.eia.gov/dnav/ng/hist/n9070us2A.htm

На рисунке, в таблице и в файлах Excel пробелы.
В файле Excel с месячными данными пробел с 2005 по 2010 включительно, в файле Excel с годовыми данными пробел с 2006 по 2010 гг., т.е. для периода сланцевого бума.

— —
Годовой отчет, Released December 29, 2011,
Natural Gas Annual 2010
http://www.eia.gov/naturalgas
http://www.eia.gov/naturalgas/annual/

Table 1. Summary Statistics for Natural Gas in the United States, 2006-2010 также не содержит данных по сланцевому газу (и по шахтному метану) за 2010 г.

— — — — — — — —
Выводы по графикам
Отмечается общий рост добычи газа с 2007 по 2010 г. на 5,120,740 млн. куб. футов.

При этом падение добычи газа из газовых скважин по 2009 г. включительно.
Причем наиболее резкое и незакономерное падение в 2008 и 2009 гг., за которые известны точные данные по сланцевому газу.
Добыча газа из газовых скважин
2007 г. — 17,065,375 млн. куб. футов
2008 г. — 15,618,443 млн. куб. футов
2009 г. — 14,884,511 млн. куб. футов
Падение добычи газа из газовых скважин: 17,065,375-14,884,511=2,180,864 млн. куб. футов, что составляет 2/3 от добычи сланцевого газа 🙂
А если учесть, что добыча, вероятно, росла на что указывает скачок добычи в 2010 г. до 20,841,086 млн. куб. футов (на 42% к 2009 г), то искомая цифра порядка 1,200,000 млн куб. футов для сланцевого газа может быть легко найдена, даже не прибегая к метану угольных шахт

Картина извлечения попутного газа из нефтяных скважин выглядит более закономерной

По сланцевому газу официальные данные есть только за два года: 2008 и 2009 г.
Максимальный достоверный уровень добычи сланцевого газа в 2009 г : 3,383,532 млн. куб. футов.

Данные по шахтному метану выглядят вообще притянутыми за уши: резкие скачки в добыче в начале 2004 и 2007 гг. Что интересно данных за 2010 и 2011 гг. нет. За этот же период нет данных и по сланцевому газу.

Совсем беспомощно выглядят данные U.S. Dry Natural Gas Production (Million Cubic Feet) с огромными пробелами. Пересчитать в сухой газ так трудно?

Общий вывод: данные по добыче сланцевого газа выглядят абсолютно незакономерными, их даже не удосужилсь притянуть обратным пересчетом назад.
Все данные по добыче сланцевого газа кроме 2008 и 2009 гг. имеет чисто рекламный характер

Россия может поставить новый рекорд по добыче газа в этом году, посчитало Минэкономразвития

Россия два года подряд уступала США мировое лидерство в добыче газа, гласят данные международных экспертов. Но этот год должен стать рекордным для России: производство газа составит 671 млрд куб. м, говорится в новом прогнозе социально-экономического развития от Минэкономразвития (есть у «Ведомостей»). Это на 3,4% больше прошлогоднего и почти на 1% превосходит прежний исторический максимум (665 млрд куб. м в 2008 г.). А в 2014 г. — по базовому сценарию — российская добыча газа может достичь 741 млрд куб. м, считает министерство.

Прежний прогноз, опубликованный в апреле, предполагал, что докризисный рекорд будет побит лишь в следующем году (см. таблицу). Прогноз на этот год повышен с учетом добычи за семь месяцев (+5% к 2010 г.), объясняет представитель Минэкономразвития, а новые оценки до 2014 г. отражают прогноз по росту потребления газа на внутреннем рынке «с учетом более высокого спроса энергетических и промышленных секторов и намечаемой газификацией Дальнего Востока за счет ввода газопровода Сахалин — Хабаровск — Владивосток».
Независимые теснят «Газпром»

Основной прирост, как ожидается, обеспечат независимые производители газа, прогноз по добыче «Газпрома» почти не изменился, отмечает представитель Минэкономразвития. Оценки для «Газпрома» действительно совпадают с июньскими прогнозами компании: собственный рекорд добычи — 578 млрд куб. м в 1993 г. — «Газпром» может не побить даже через три года. А вот остальные производители будут обновлять свои максимумы буквально каждый год (с учетом разницы в масштабах), гласят оценки министерства.

И все же несостыковки есть, считает сотрудник одной из нефтяных компаний: по расчетам Минэкономразвития, доля независимых производителей останется примерно на нынешнем уровне (23-24% от общероссийской добычи), хотя она стабильно растет начиная с 1998 г. Независимые производители, особенно «Новатэк», действительно теснят «Газпром» на внутреннем рынке, отмечает аналитик «Тройки диалог» Валерий Нестеров; «Газпром» при этом делает явную ставку на экспорт и не «отвоевывает» продажи в России. «Мы надеемся, что своевременный ввод в строй экспортоориентированных проектов “Газпрома” — например, “Северного потока” — позволит корпорации существенно усилить свои позиции на внешних рынках, а мы, в свою очередь, будем стремиться увеличить объемы добычи и поставки на растущий российский рынок», — говорил в мае руководитель и совладелец «Новатэка» Леонид Михельсон в интервью корпоративному журналу «Газпром».

Нестеров отмечает, что, если политика «Газпрома» сохранится неизменной, к 2014 г. его доля в российской добыче вполне может упасть ниже 75%. Денис Борисов из Банка Москвы допускает падение и до 73%.

Нестеров согласен с прогнозами чиновников по независимым производителям, а вот добыча «Газпрома», возможно, вообще не будет расти в ближайшие три года, оставшись на уровне 520 млрд куб. м. Технически «Газпром» сможет добывать и больше, оговаривается Нестеров, но все будет зависеть от продаж. Минэкономразвития пока прогнозирует рост экспорта российского газа (6-11% в 2011-2013 гг. без учета закупок «Газпромом» среднеазиатского газа), но прежние оценки были еще выше. В новых цифрах отражены прогнозы по снижению темпов роста поставок в дальнее зарубежье, уточнены объемы для СНГ плюс «оптимизирован» транзит среднеазиатского газа в сторону увеличения, объясняет представитель министерства. Расчет «Газпрома» на рост экспорта может не оправдаться, предупреждает Нестеров: собственное падение добычи газа в Европе может быть не таким существенным, как ожидалось, роста продаж в Азии в ближайшие пять лет не будет (даже по планам «Газпрома» поставки в Китай начнутся не раньше 2015 г.), а некогда крупнейший клиент «Газпрома» в СНГ — Украина — старается сократить закупки.

Представители «Газпрома» и «Новатэка» от комментариев отказались.
Новая нефтяная «полка»

Прогноз по добыче повышен и для нефти (хотя Россия и так обновляет постсоветские рекорды с 2009 г. и продолжает держать мировое первенство). Новая оценка Минэкономразвития на этот год — 509 млн т (против 505 млн в апреле), на 2012-2014 гг. — 510 млн (вместо 505-506 млн). В ближайшие три года резкого роста добычи или провалов никто и не ждал, напоминает Борисов, просто теперь для нефтянки установили новую «полку», что вполне оправданно. Нефтяной прогноз также пересмотрен с учетом итогов семи месяцев, отмечает представитель Минэкономразвития. В этом году добыче поможет благоприятная ценовая конъюнктура, а также рост производства на Ванкорском, Талаканском месторождениях, Уватской группе и в рамках проекта «Сахалин-1». А в 2012-2014 гг. добыча будет стабильная с учетом стимулов, «создаваемых налоговыми новациями», добавляет он.

В пятницу правительство утвердило новый режим нефтяных пошлин, который заработает с 1 октября. Это должно спровоцировать рост экспорта нефти — на 10-15 млн т к прежним прогнозам, считает Борисов. Минэкономразвития пока осторожнее: экспорт должен стабилизироваться на уровне 244-245 млн т в год (плюс 3-4 млн т к прежним оценкам). Ведь как и прежде, ожидается небольшой рост переработки, объясняет представитель Минэкономразвития, новый прогноз — еще плюс 1 млн т «с учетом предусматриваемого увеличения углубляющих процессов».

Главное, по мнению экспертов, что будет с добычей нефти после 2015 г.: именно тогда все ждут серьезного провала, отмечают Борисов и Нестеров. Ведь все проекты в Восточной Сибири, которые компенсируют падение в Западной, уже известны, объясняет Борисов.

Представитель Минэкономразвития цифр не раскрывает, отмечая лишь, что «в долгосрочной перспективе существуют ресурсные ограничения в добыче нефти, поэтому основной задачей в нефтяном секторе является [ее] удержание на текущем уровне».

http://www.vedomosti.ru/newspaper/article/266436/god_uglevodorodov

Будучи самодостаточными по углю и газу, США готовятся снизить зависимость от импорта нефти

Начавшаяся трансформация мировой финансовой системы в среднесрочной перспективе приведет к тому, что США уже не смогут компенсировать превышение импорта над экспортом, расплачиваясь долговыми обязательствами. В этих условиях для американского руководства становится критичным снизить поставки нефти из-за рубежа, чей вклад в дефицит торгового баланса превышает 50%.

С другой стороны, рост собственной добычи, сопряженный с разработкой высокозатратных месторождений, может привести к падению цен на мировом рынке, что поставит под вопрос рентабельность новых источников нефти. По альтернативному сценарию, увеличение американской добычи лишь компенсирует падение экспорта из неспокойных регионов. Готовясь к такому развитию событий, США необходимо оптимизировать и географию нефтяных поставок.

14 мая в своем еженедельном обращении к нации Барак Обама призвал существенно увеличить объем собственной нефтедобычи Соединенных Штатов. И хотя выступление было обусловлено ростом текущих цен на бензин, предложения об интенсификации добычи скажутся на нефтяных котировках лишь исключительно в долгосрочной перспективе. Заметим, что за последнее время это уже вторая подобная инициатива американского президента. В конце марта в речи на тему будущего американской энергетики Обама уже выдвинул амбициозную идею снизить зависимость американской экономики от импорта нефти на треть. То, что эти предложения являются неким экспромтом и не вписываются в долгосрочные планы американского министерства энергетики, видно из свежего (апрель 2011 года) обзора Управления энергетической информации (EIA) Annual Energy Outlook 2011.

Три миллиона недостающих баррелей
Взглянем на ситуацию на американском рынке жидкого топлива. В 2010 году США потребляли 19,2 млн баррелей в день нефти, нефтепродуктов, биотоплива и другого жидкого моторного топлива. Из них 9,4 млн баррелей — собственного производства, а 9,8 млн баррелей — импорта (график 1). Долгосрочный прогноз предполагает незначительный рост общего объема спроса — до 21,9 млн баррелей в день даже к 2035 году. Столь умеренное увеличение связано с развитием призванных снизить потребление жидких топлив-технологий — электромобили, гибриды, водородная энергетика, двигатели, использующиеся в качестве источников топлива газ, технологии, снижающие расход топлива на единицу пробега. Так или иначе, из 21,9 млн баррелей потребления собственные источники обеспечат 12,8 млн баррелей, а импорт составит 9,1 млн, незначительно снизившись на 0,7 млн баррелей в сутки. Учитывая погрешности долгосрочных прогнозов и краткосрочные колебания, EIA фактически предлагает модель, согласно которой в течение ближайших двух десятилетий увеличение собственного производства будет компенсировать растущий спрос при фиксированном импорте — на уровне 9 млн баррелей в день. Снижение этого показателя на треть (согласно предложениям Обамы, это должно произойти в течение десяти лет) означает дополнительный рост собственной ежедневной добычи (к уже предполагаемому прогнозом EIA росту на 1,5 млн баррелей) еще на 3 млн баррелей в сутки. Стоит также отметить, что, согласно прогнозу EIA, даже запланированный ранее скромный рост собственного производства будет связан исключительно с альтернативными источниками топлива, в то время как традиционная нефтяная добыча будет стагнировать (график 2).

Хотя США часто упрекали в том, что они, якобы покупая нефть за рубежом за «зеленые бумажки», припасают свои запасы на будущее, основные месторождения нефти на суше действительно истощены. Достаточно сказать, что средний дебит американских скважин на суше составляет около 10 баррелей в день по сравнению с 70 баррелями для среднемирового значения и на порядок большими цифрами на Ближнем Востоке. Однако, «кубышка» у США все же есть. Это месторождения на шельфе страны, где запасы оцениваются в десятки миллиардов баррелей нефти. Мораторий на шельфовую добычу (за исключением некоторых участков в Мексиканском заливе и на Аляске), по соображениям экологической безопасности был введен еще в 1990 году. Озвученные чуть более года назад планы Обамы по снятию запрета на добычу нефти и газа на шельфе были практически сразу отложены в долгий ящик после катастрофы в Мексиканском заливе. Теперь же, после тщательного разбора полетов аварии на платформе Deepwater Horizon, вопрос об освоении шельфа может быть поднят вновь.

Еще один источник, о котором немало говорится в последнее время и который может быть задействован для решения поставленной американским президентом задачи, — это сланцевая нефть. Новости об активизации добычи нефти в сланцах только начинают появляться, поэтому оценки и прогнозы достаточно осторожны. Но многие эксперты полагают, что в ближайшее время успех сланцевого газа (который в долгосрочной перспективе составит большую часть добываемого в США газа) в случае «сланцевой нефти» вряд ли может быть повторен. Дело в том, что получение сланцевой нефти имеет принципиальные отличия от добычи сланцевого газа. Если последний есть обычный природный газ, находящийся в сланцевой породе в разреженном состоянии, то источник «сланцевой нефти» — это порода-предшественник нефти — кероген. Чтобы ускорить его превращение в нефть, проводится термический разогрев пласта — удовольствие, естественно, недешевое. В некоторых случаях одновременно с термическим разогревом или независимо от него, используются и гидроразрывы при горизонтальном бурении (как для получения сланцевого газа). И хотя запасы исчисляются многими миллиардами тонн, экономические и технологические трудности пока не позволяют говорить о сланцевой нефти как о реальном факторе восполнения нефтяного дефицита. С другой стороны, если на сланцевую нефть будет сделана принципиальная ставка, то развитие технологий в этой области может привести к заметному снижению себестоимости добычи.

Таким образом, пока, скорее всего, именно шельф станет основной базой предполагаемого роста американской добычи. Кроме того, США могут производить жидкое топливо и с помощью конверсии природного газа и угля, активнее используя различные формы биотоплива. Собственные резервы для увеличения производства действительно существуют, но оснований предполагать появление дешевой нефти не много. Исходя из публиковавшейся официальной информации, глубоководная добыча на шельфе оценивается в 70–80 долларов за баррель, оценки себестоимости добычи сланцевой нефти говорят о 50–100 долларах за баррель (хотя по неофициальным инсайдерским сведениям, в последнее время в этой сфере идет бурное развитие технологий, которые радикально снижают издержки).

Вернется ли бумеранг?
В результате может сложиться парадоксальная ситуация: установка на импортозамещение нефти отечественной продукцией может привести к появлению на мировом нефтяном рынке значительных свободных объемов нефти, что приведет к падению цен. В свою очередь, снизившиеся цены сделают убыточной добычу на тех самых затратных дополнительных мощностях, призванных снизить объем импорта.

Примерно это уже произошло в США на газовом рынке. Развитие внутренней добычи сланцевого газа в США привело к тому, что Соединенные Штаты практически отказались от импорта этого энергоносителя (в виде СПГ), после чего цены на биржевом рынке природного газа резко упали. От разорения многих американских производителей сланцевого газа спасло то, что транспортировка природного газа составляет значительную, а часто и большую долю конечной стоимости. Этот фактор и стал своего рода запретительной импортной пошлиной на привозной природный газ, тем самым все же позволив американским производителям получить конкурентные преимущества. Но с нефтью, где транспортные расходы относительно невелики, этот вариант уже не пройдет.

У американского руководства наверняка есть понимание этой проблемы. На что может быть расчет при запуске такого бумеранга? Первое. Возможно, по оценкам американских экспертов в случае появления избыточного предложения нефти, произойдет небольшое снижение цены, в результате развивающиеся азиатские рынки переварят дополнительные объемы нефти, и система придет к новому равновесию при ценах на нефть, позволяющих с прибылью работать отечественным производителям. Второй вариант. Если цены все же снизятся ниже допустимого уровня, возможно введение реальных импортных пошлин для защиты собственного производителя. Хотя подобные действия теоретически противоречат постулируемым идеологическим установкам американского руководства, начавшаяся перекройка мировой финансовой системы и снижение роли доллара может не оставить США другого выхода кроме протекционизма, в том числе и нефтяного. Тем более что цены на нефть вносят основной вклад в дефицит торгового баланса США — в прошлом году на импорт нефти и нефтепродуктов пришлось 252 из 497 млрд долларов дефицита. В марте текущего года проблема стала еще более выраженной: дефицит торгового баланса страны составил 48,2 млрд долларов, а без учета импорта нефти — «всего» 16,9 миллиарда.

Борьба за нефтяное подбрюшье
Есть и третий вариант, причем последние события дают основания предполагать, что американское руководство готовится именно к нему, — «лишней» нефти на рынке так и не окажется, так как дестабилизация на Ближнем Востоке и в Северной Африке приведет к падению добычи и экспорта «черного золота» из этого региона на мировые рынки.

При таком развитии событий большое значение приобретает не только цена, но и стабильность поставок. Понимая этот факт, американское руководство помимо снижения нефтяной зависимости будет также стремиться изменить и географию оставшегося импорта. В этом плане США уже находятся в неплохом положении — половина импортируемой нефти приходится на Канаду, Мексику и страны Южной Америки (в первую очередь Венесуэлу) (график 3).

На Саудовскую Аравию и другие страны Ближнего Востока пришлось около 17% импорта, хотя поставки именно из этого региона (около 1,5 млн баррелей в день) должны вызывать наибольшую озабоченность. Если не учитывать политический аспект закупки нефти у аравийских монархий, то наиболее удачными источниками импортной нефти для США должны стать страны обеих Америк и западное побережье Африки, где ожидается бурный рост шельфовой добычи. Это относительно стабильные регионы с коротким и безопасным транспортным плечом до точек назначения. Однако к тем же регионам проявляет интерес и Китай. Несмотря на очевидные удобства покупки ближневосточной нефти с точки зрения доставки, ситуация, когда эти страны являются доминирующим поставщиком нефти, не может полностью устраивать Пекин. Их доля и так уже критично велика, и дальнейший рост импорта Поднебесная хотела бы осуществлять за счет закупок из других стран. Еще одним поводом для озабоченности является проблема прохождения через Ормузский пролив и пиратство в районе Африканского рога (подробнее об этом см. «Безопасный запасный путь», «Однако» №36 (52), 2010).

О борьбе за Африку между США и КНР сказано уже немало, нам бы хотелось обратить внимание читателя на новую интригу, разворачивающуюся вокруг Южной Америки, и в первую очередь — Бразилии. Напомним, что до недавнего времени Бразилия оставалась чистым импортером нефти, но в 2009 году добыча нефти и производство биотоплива из сахарного тростника стали превышать собственные потребности. В 2010 году в стране производилось около 2,7 млн баррелей в день жидкого топлива. Начинающаяся разработка нефтяных месторождений на шельфе в ближайшие годы резко увеличит объем добычи: наиболее оптимистичные прогнозы предполагают удвоение к 2020 году — до 5,4 млн баррелей в день. Правда, экономический рост страны приведет и к увеличению внутреннего потребления, что ограничит экспортный потенциал. Тем не менее одна только Petrobras, крупнейшая нефтяная компания страны, контролируемая государством, ожидает к этому времени экспорт на уровне 800 тыс. баррелей в день. Претенденты на эту нефть уже есть, главные среди них — Китай и США. Еще в 2009 году Китайский Банк Развития выдал Petrobras кредит на 10 млрд долларов под гарантии поставок 200 тыс. баррелей нефти в день в течение ближайших десяти лет. Пекин хочет расширять и непосредственное нефтяное сотрудничество. В апреле этого года во время визита в Китай нового президента Бразилии Дилмы Руссеф Sinopec и Petrobras подписали договоренности о совместной разработке двух блоков морских нефтяных месторождений на северном побережье Бразилии. Тем временем незадолго до визита Руссеф в Китай, в марте этого года, Бразилию посетил Барак Обама, где заявил, что США хотят помочь в освоении бразильского шельфа, а также стать покупателями бразильской нефти. Как предполагают некоторые эксперты, главной целью визита и стал именно нефтяной вопрос. Одной из причин заинтересованности является желание сменить ненадежного поставщика Венесуэлу (около 1 млн баррелей в день, или 10% американского импорта) на Бразилию. В свою очередь, сама Венесуэла может переориентировать часть поставок в Поднебесную. Хотя пока их объем составляет всего 120 тыс. баррелей в день, экспорт в Китай, видимо, будет расти. Стоит напомнить, что за последний год Пекин дал взаймы Каракасу 28 млрд долларов, которые должны выплачиваться за счет нефтяных поставок.

Квазиавтаркия как ответ на нестабильность
Как показывает опыт предыдущих десятилетий, предсказание цен на нефть — дело неблагодарное. Начавшаяся смена экономических центров мира, которая будет продолжаться еще не один год, лишь добавляет неопределенности. Скорее всего, дешевой нефти уже не будет, труднее сказать, будет ли она дорогой или очень дорогой. Тем временем именно ответ на этот вопрос является ключевым при принятии решений о запуске проектов по добыче или производству различных «нетрадиционных» видов жидкого топлива.

С другой стороны, колебания нефтяных котировок часто становились фактором, определяющим и крупные политические изменения. Достаточно вспомнить, что снижение цен на нефть оказалось одной из причин масштабных изменений в нашей стране в конце 80-х — начале 90-х годов.

В свою очередь, высокий уровень цен на нефть при определенном развитии событий может стать конкурентным преимуществом США: обладая крупнейшим технологическим потенциалом, Соединенные Штаты могут в полной мере воспользоваться этим для применения относительно дорогих технологий добычи. Кроме того, дорогая нефть позволит увеличить добычу из нефтяных песков Канады, что, в свою очередь, создаст США резервный источник стабильных поставок. Не стоит забывать, что и сами определяющие политическую ситуацию цены на черное золото часто являются объектом закулисных договоренностей. Подобные предположения выстраивались и в отношении обвала котировок в середине 80-х годов, и в отношении нефтяного кризиса 70-х, когда рост цен позволил сделать рентабельной добычу в Северном море. Для крупных государств ответом на влияние внешних факторов может стать курс на создание квазиавтаркичной модели развития, подразумевающей самодостаточность в области основной части товаров и ресурсов, в том числе энергетических. США могут быть не озабочены ни поставками угля, так как обладают крупнейшими в мире его запасами, ни импортом газа, так как технология добычи сланцевого газа сделала США самодостаточной и по этому виду топлива. Решение проблемы нефтяной зависимости помогло бы США не только успешно пережить непростой переходный период, но и сохранить лидирующие позиции в мировой табели о рангах.

Мнение
Михаил Юрьев, инвестор

Я вполне согласен со всеми общими выводами и прогнозами статьи, кроме разве что того, что американской экономике выгодны высокие цены на нефть, позволяющие конкурентно использовать дорогие технологии добычи. По моему мнению, как раз низкие цены на нефть в среднесрочной перспективе позволят США провести реиндустриализацию, сначала за счет особо энергоемких производств. А затем и трудоемких, потому что почти любое трудоемкое производство можно сделать нетрудоемким за счет энергоемкости — при дорогой рабочей силе, но дешевой энергии, в этом есть прямой смысл. Впрочем, это вопрос мнения. Но в статье приводится тезис о том, что «успех сланцевого газа в случае сланцевой нефти вряд ли может быть повторен». Как инсайдер индустрии сланцевых углеводородов в США, могу пояснить полную неправомочность этого утверждения. Главный аргумент автора — то что сланцевые нефтеносные пласты требуют предварительной термической обработки для извлечения нефти, что резко удорожает процесс. Здесь проявляется часто встречающееся непонимание разницы между сланцами в том смысле, в котором этот термин употреблялся в СССР (т. н. «горючие сланцы», есть даже поселок Сланцы в Ленинградской области, где они добывались), и сланцами (shales), как они понимаются сегодня в США, когда речь идет о сланцевой нефти. Первое — это очень тяжелая нефть или даже битумоподобные углеводороды, встречающиеся на очень малых глубинах залегания или даже выходящие на поверхность. Их действительно можно превратить в нефтеподобную жидкость только в результате термообработки, по сути, являющейся предкрекингом. Но при разговорах о сланцевой нефти их никто не считает. Нефть же, добываемая на сланцевых месторождениях Баккен, Игл Форд, Ниобрара, Гранит Уош с помощью многоступенчатых гидроразрывов в горизонтальных скважинах, — это самая обычная нефть WTI, торгующаяся без значимого дисконта от биржевой цены.

Никакой термообработки для нее не требуется. Сегодня такой сланцевой нефти добывается около 0,8 млн барр./ день, в 2013-м будет добываться, безусловно, не менее 2,5 млн барр./день (следует из количества оплаченных и завезенных комплектов для гидроразрыва на уже действующие месторождения, где дебиты скважин известны). А по моему личному мнению, в 2014—2015-м будет уже под 5 млн барр./день — это практически весь импорт с Ближнего Востока. Коэффициент извлечения нефти из сланцев действительно пока существенно ниже достигнутого для сланцевого газа (около 5% против максимальных значений 35—40%), но нефть научились добывать из сланцев на несколько лет позже газа, и есть серьезная надежда на то, что он сильно увеличится в процессе доработки технологии — для газа несколько лет назад он составлял те же 5%. Но даже при нынешнем КИН полная себестоимость барреля сланцевой нефти не превышает 15—17 долларов, и это вполне эмпирическая цифра, а не теоретический прогноз. Так что не будет к началу 2020-х годов в США добываться нефть с шельфов, скорее всего, даже с ныне разрабатываемых — она неконкурентна даже при такой себестоимости сланцевой нефти (а та, скорее всего, понизится), а экологически всех нервирует. Но, повторюсь, на стратегические выводы автора это не влияет.
http://www.odnako.org/magazine/material/show_11655/

Annual Energy Outlook 2011 with Projections to 2035
http://www.eia.gov/forecasts/aeo/
http://www.eia.gov/forecasts/aeo/pdf/0383(2011).pdf

Дополнение
Нефть
США, Petroleum Basic Statistics
http://iv-g.livejournal.com/162920.html


http://ugfx.livejournal.com/794878.html


http://iv-g.livejournal.com/390581.html


http://www.calculatedriskblog.com/2011/05/trade-deficit-increased-to-482-billion.html

Газ

http://www.vedomosti.ru/newspaper/article/261818/ustupili_amerike


Рис.2 Баланс газа в США (млрд куб.м/г.)
http://iv-g.livejournal.com/414823.html

Россия пока не вернула статус крупнейшей газовой державы мира, который год назад уступила США

Российские чиновники часто повторяют, что наша страна — газовая держава, добавляя «великая», «крупнейшая» или «ведущая». Но у международных экспертов другие данные. Второй год подряд Россия уступает США по объему добычи газа, гласит опубликованный вчера отчет BP Statistical Review of World Energy, на который ориентируются почти все крупнейшие нефтегазовые и консалтинговые компании мира.

Прошлогодняя добыча Штатов — 611 млрд куб. м газа, отмечает ВР. Производство там растет пять лет подряд. Результат России — 588,9 млрд куб. м. Это 11,6% роста после 12%-ного провала в 2009 г.

У чиновников — и российских, и американских — другие цифры (см. таблицу). Если сравнивать данные ЦДУ ТЭК и американского Energy Information Administraion (EIA), в 2010 г. Россия вернула лидерство.

Дело в разных методиках. BP — один из самых авторитетных источников статистики по всему миру: ее специалисты считают так называемую товарную добычу газа. Это топливо, поступившее в газопроводы для потребителей, без учета газа, сожженного на факелах, закачанного обратно в пласт и т. д. ЦДУ ТЭК тоже не учитывает газ, сожженный на факелах, говорит сотрудник госпредприятия, но не вычитает топливо для собственных нужд производителей и технологические потери.

Резкий рост добычи газа в США начался в 2006 г. главным образом за счет метана из сланцевых месторождений: его доля в общей добыче выросла с 6% в 2007 г. до 23% в прошлом году, а к 2035 г. может достичь 46%, отмечает EIA.

Но Россия близка к тому, чтобы вернуть лидерство даже по методике ВР. В марте товарная добыча газа в США обновила рекорд — 56,9 млрд куб. м (данные EIA). Итоги I квартала — 162,4 млрд куб. м (+5%) против 182,8 млрд (+0,6%) в России.

При этом последние 10 лет ВР берет для регуляторов двух стран почти постоянный «дисконт» — минимум 9,3% для России и 4,4% для Штатов. И если применить его к данным января — марта 2011 г., выйдет, что добыча в России должна быть выше: 166 млрд куб. м против 155 млрд. Но все это слишком предварительно, отмечает чиновник Минэнерго.

Все эти цифры — лишь формальность, главное для России — продажи и экспорт газа, считает гендиректор East European Gas Analysis Михаил Корчемкин. Однако рост добычи в Америке все же влияет на Россию: США сокращают импорт газа (и даже начали заниматься реэкспортом), топливо из Африки, с Ближнего Востока и из Азии перенаправляется в Европу, где обостряется конкуренция поставщиков газа, что отражается и на «Газпроме». Спрос на газ в ЕС в 2010 г. — 492,5 млрд куб. м (+7,4%, данные ВР), а экспорт «Газпрома» — 139 млрд (-1,5%).

Главный вопрос — как долго продлится такая ситуация. Корчемкин считает, что пока цены на нефть не опустятся до $30-40/барр. и газ «Газпрома» сам собой не станет самым дешевым (его цены в долгосрочных контрактах привязаны к нефтяным котировкам). Или до тех пор, пока не прекратится бурный рост добычи у других поставщиков газа: где-то в районе 2020 г., добавляет Корчемкин.

У «Газпрома» другие прогнозы. Совсем скоро рынок потребителя сменится в Европе на рынок поставщика, считает сотрудник концерна, плюс в 2015-2018 гг. должны начаться поставки на новые рынки, в частности в Китай и Индию. А добыча «Газпрома» превысит докризисные рекорды в 2014 г., говорил на днях зампред правления концерна Александр Ананенков.

http://www.vedomosti.ru/newspaper/article/261818/ustupili_amerike

«Сургутнефтегаз» надеется на Восточную Сибирь

«Сургутнефтегаз» взял курс на расширение ресурсной базы. В прошлом году компания добавила к своим запасам 81 млн т, что на 36% превысило объемы добычи. В ближайшее время расширять ресурсную базу компания будет главным образом за счет месторождений Восточной и Западной Сибири, прогнозируют аналитики.

В прошлом году «Сургутнефтегаз» увеличил извлекаемые запасы нефти на 81 млн т (C1+C2). Об этом говорится в ежегодном отчете компании, подготовленном к годовому общему собранию акционеров. Добыча нефти «Сургутнефтегаза» в отчетном периоде составила 59,5 млн т (в 2009 году — 59,6 млн т). Таким образом, прирост запасов на 36% превысил добычу. Всего за последние пять лет компания прирастила более 480 млн т извлекаемых запасов нефти по категориям С1+С2, что составляет 154% от объема добычи за период.

«Сургутнефтегаз» взял курс на увеличение своих запасов, следует из годового отчета. «Компания будет активно участвовать в конкурсах по приобретению новых участков недр для поиска, разведки и добычи углеводородов <…> расширяя тем самым ресурсную базу», — говорится в документе.

При этом ключевым регионом добычи «Сургутнефтегаза» в ближайшее время может стать Восточная Сибирь. В этом году компания планирует увеличить добычу нефти в регионе на 60% по сравнению с 2010 годом, до 5,4 млн т. Это позволит компенсировать падение добычи на западносибирских месторождениях компании. В итоге суммарный объем добычи нефти в текущем году вырастет на 2%.

В прошлом году добыча в Восточной Сибири увеличилась почти вдвое и составила 3,3 млн т. Сейчас в регионе компания разрабатывает два месторождения — Талаканское и Алинское, однако планирует ввести в эксплуатацию еще пять. Ранее сообщалось, что добыча нефти «Сургутнефтегаза» в Восточной Сибири в 2015 году может составить 7,5 млн т. Добытую на месторождениях региона нефть компания будет поставлять в нефтепровод Восточная Сибирь — Тихий океан (ВСТО).

По мнению аналитика UniCredit Securities Артема Кончина, расширение ресурсной базы компании будет происходить скорее всего за счет прироста блоков вокруг уже существующих месторождений в Восточной Сибири. Это позволит существенно сэкономить на инфраструктуре и обеспечить нормальную рентабельность в условиях отсутствия льгот, продолжает аналитик. Кроме того, «Сургутнефтегаз» будет получать дополнительную выгоду от поставок нефти через ВСТО, несмотря на незавершенность нефтепровода. «В среднем транспортировка через ВСТО обходится в 7 долл. за баррель. Для сравнения: нефтяной компании «Альянс» транспортировка нефти из Западной Сибири в Хабаровск обходится в 16 долл. за баррель»,— поясняет г-н Кончин.

Скорее всего, увеличение запасов «Сургутнефтегаза» произошло вследствие разбуривания уже имеющихся месторождений компании, в том числе в Восточной Сибири, добавляет аналитик «Уралсиб Кэпитал» Алексей Кокин. Помимо этого, в ближайшее время компанию могут заинтересовать проекты в Тимано-Печоре и Западной Сибири, где еще остались перспективные месторождения, считает эксперт.

http://www.rbcdaily.ru/2011/06/06/tek/562949980377956