Архив меток: газ добыча текущая

eia.gov: Wyoming, Gulf of Mexico dominate fossil fuels production on federal and Indian lands

http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=17011

Реклама

С.Г.Кара-Мурза: Нефтяная и газовая промышленность

http://problemanalysis.ru/white-book/wbook_30.html

За 1960–1970-е годы в РСФСР был создан мощный нефтедобывающий комплекс, так что в 1980-е годы добыча поддерживалась на уровне 550–570 млн т.

В годы реформ объем добычи упал до 301 млн т в 1996-м, а затем, начиная с 2000-го, поднимался — до 470 млн т в 2005-м, 505 млн т в 2010-м и 523 млн т в 2013 г. То есть был достигнут уровень добычи конца 1970-х. Динамика добычи такова:

При этом в годы реформы вплоть до 2001 г. происходило падение производительности труда в отрасли. В 1980 г. на одного занятого в нефтедобыче работника приходилось 5,5 тыс.т добытой нефти, на начало перестройки в 1985 г. — 4,4 тыс.т, в 1990 г. — 3,8 тыс.т.

В годы радикального реформирования отрасли началось резкое снижение производительности: в 1995 г. — 1,4 тыс. т, в 2001 г. — 1 тыс. т добытой нефти на работника отрасли, т.е. ниже уровня конца 1950‑х. Динамика производительности труда в нефтедобыче такова:

аким образом, несмотря на существенный технический прогресс, который имел место в отрасли за 1990-е годы, расчленение большого государственного концерна и передача этой рентабельной отрасли российской промышленности в частные руки привели к падению главного показателя эффективности производства в 3,75 раза (В 1990 г. в нефтедобывающей промышленности действовало 69 организаций, а в 2004 г. — 637).

Лишь с 2002 г. положение стало выправляться. В расчете на одного работника в 2010–2013 гг. добыто 3,3–3,5 тыс.т нефти, т.е. почти восстановлен уровень 1990 г. в 3,8 тыс.т.

В годы реформ в России, и при сокращении, и при восстановлении добычи нефти, доля экспорта нефти и нефтепродуктов увеличивается. Если в 1990 г. на экспорт в виде нефти и нефтепродуктов отправлялось 31,1% всей добытой нефти (в целом из СССР — 27,8%), то в 1995 г. — 56,2%, в 2000 г. — 63,9%, в 2005 г. — 74,4%, в 2010 г. — 78,9%, в 2011 г. — 77,7%, в 2013 г. 70%.

Соответственно, втрое сократилось внутреннее потребление нефти и нефтепродуктов: если в 1990 г. для внутреннего потребления их оставалось 2,4 тонны на душу населения, то уже в 1995 г. — 928 кг, а в 2010 г. — 746 кг, т.е. это менее трети от того, чем располагал житель РСФСР в 1985–1990 гг:

При этом глубина переработки нефти увеличилась за 1990–2012 гг. незначительно — с 67% до 71,5%.

Энергоносители, минеральные удобрения и металлы (их тоже можно считать материализованной энергией) являются главными статьями российского экспорта, необходимого для обслуживания импорта и внешнего долга. Поэтому возможности снижения экспорта энергоносителей не предвидится. За исключением природного газа, доля потребляемых страной основных топливно-энергетических ресурсов в первые 20 лет реформ неуклонно снижалась.

За 1970–1980-е годы в РСФСР был создан мощный комплекс по добыче и транспортировке природного газа — разведаны и обустроены месторождения, подготовлены кадры и вспомогательные производства, построены газопроводы. Более 75% от имеющихся сегодня на территории РФ магистральных газопроводов построено в советское время — на 2010 г. из имевшихся 168 тыс. км магистральных газопроводов в годы реформ построено было 38,7 тыс. км газопроводов магистральных и отводов от них. Добыча газа мощно росла в стабильном ритме с 1974 по 1990 г. и увеличилась за это время более чем в 6 раз. В годы реформы этот рост прекратился и стабилизировался на уровне ок. 650 млрд куб.м:

Практически все годы реформ Россия продержалась на природном газе, на экспорт поставлялось и поставляется около 30% добытого газа (в 2010–2011 гг. — 26,7–27,2%, в 2013 г. —30%). В 1992–2013 гг. потребление газа в РФ существенно не изменялось — колебалось в пределах 1,13…1,45 тыс.куб.м на душу населения (в 2010-2011 гг. — 1,22–1,27, в 2013 г. — 1,43).

В перспективе возможности значительного роста добычи малы, т.к. с конца 1980-х годов глубокое разведочное бурение на нефть и газ резко сократилось:


http://sg-karamurza.livejournal.com/186018.html

Игорь Сечин выступил с докладом на VI Российско – Японском инвестиционном форуме в Токио

19 марта 2014
Инвестиционные возможности и проекты ОАО НК «Роснефть»: потенциал сотрудничества с Японией

В 2013 г. оборот взаимной торговли превысил 33 млрд. $, увеличившись примерно на 7,0%. Порядка 10% этого оборота пришлось на компанию «Роснефть».

Доклад Президента ОАО «НК «Роснефть» И.И. Сечина pdf
Презентация к докладу Президента ОАО «НК «Роснефть» И.И. Сечина. pdf
http://www.rosneft.ru/news/today/19032014.html

Считалочки канадские: газ

March 31, 2014
The Russian military intervention in Crimea has raised the profile of a couple of proposed Nova Scotia liquefied natural gas projects, Energy Minister Andrew Younger said Monday.

Mar. 27 2014
Canada could replace Russia as Europe’s gas supplier – eventually

По данным
i/ BP Statistical Review of World Energy June 2013
ii/ EIA
U.S. Natural Gas Imports by Country
U.S. Natural Gas Exports and Re-Exports by Country
iii/ IGU — World LNG Report — 2014 Edition [pdf]

— — — —
EIA, США: Natural Gas Gross Withdrawals and Production


— — — —

Канада
i/ Запасы упали в 1993-1994 годах и до сих пор не вышли на тот уровень
ii/ Запасы не росли с 2011 г. и составляют около 25-30% от накопленной добычи+запасов
iii/ Добыча падает с 2008 г., экспорт падает с 2003 г.,
iv/ Внутреннее потребление растет почти линейно
v/ Исходя из предположения о дальнейшем слабом падении добычи и линейном росте потребления потребление станет равно добыче в 2040 г.
vi/ Весь экспорт уходит в США
vi/ World LNG Report:
— Канады нет в числе экспортеров
— импорт в 2013 г. 0.75 МТ
— In Western Canada, enormous upstream potential has led to the proposal of 13 liquefaction projects, equating to nearly 120 MTPA of capacity (85 MTPA with announced start dates).

США
i/ В 2013 г. добыча (в пересчете на сухой газ или предназначенная к продаже) почти не выросла несмотря на рост цены
ii/ Прогноз добычи в 2014 г. при слабом росте цены тоже будет слабым 🙂
iii/ Неясно насколько снижение добычи в Канаде обусловлено снижением цен в США
iv/ Значительный экспорт газа из Канады приведет к росту цен на газ в США, уничтожая все успехи сланцевой революции

Возможен ли вообще значительный экспорт газа из Канады в связи
— с необходимостью обеспечивать энергетическую безопасность США
— с ростом внутреннего потребления в Канаде и слабостью ресурсной базы

— — — —
Теоретически
— при росте цен и запасов Канада еще сможет нарастить добычу и образовать второй пик добычи (как и все страны с почти экспоненциальным ростом при создании первого пика)
— текущий объем экспорта в США по низким ценам остается, а весь прирост уходит на экспорт в Азию по высоким ценам, субсидируя низкорентабельный экспорт в США
— уменьшение запасов на 1 трлн. кубометров в начале 1990-х можно рассматривать как «сланцевые» (нерентабельные тогда), которые дадут необходимый прирост запасов для экспорта в Азию, не мешая текущему экспорту в США

И еще: надо смотреть кто и сколько добывает в Канаде- насколько велика доля собственно канадских добывающих компаний: насколько они могут вести самостоятельную политику. не оглядываясь на США.

eia.gov: Катар 2014

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

— — — —
i/ В обзорах eia даются сведения по добыче на крупнейших месторождениях рассматриваемой страны.
Если не сохранять данные, то старые обзоры затираются, и сведений о динамике добычи на крупнейших месторождениях не найти.

ii/ Данные о добыче нефти не представляют особого интереса по причине малой добычи, хотя в 2013 г. Катар чуть-чуть не догнал Ливию 🙂

iii/ По состоянию на 2014 г. есть данные о структуре потребления нефтепродуктов только на 2010 г.

iv/ C 2011 г. рост внутреннего потребления газа, продавать только газ не хочется, тем более что потребители, вероятно, требуют скидок.

v/ Потребление электроэнергии — одна из самых интересных тем. Генерация газовая, т.е. дешевая.
Стремление получить на основе газа продукты с более высокой стоимостью, включая алюминий 🙂

eia.gov: Газовый баланс Европы и США

http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=14591

Презентация «Итоги работы ТЭК России в 2013 году». 2. Газовая отрасль; нефтегазовая отрасль в целом


3495×2417

Презентация А.Новака «Итоги работы ТЭК России в 2013 году. Задачи на среднесрочную перспективу». 1

13.01.2014


3506×2437


http://minenergo.gov.ru/press/doklady/
http://minenergo.gov.ru/upload/iblock/6d3/6d31617de7e7f951f664aee1b578d233.pdf

Итоги России по нефти газу в 2013 г.

9 января 2014 года
Рабочая встреча с главой Минэнерго Александром Новаком
http://kremlin.ru/news/20043
Читать далее

О ценах на газ в США

Продолжение темы
2014-01-23
Перспективы добычи газа в США, где были сделаны выводы и прогнозы:
Рост цены неизбежен на HH: даже при росте цен в 1.5-2 раза от минимумов 2012 г. добыча стагнирует. Без роста цен «сланцевая революция» может быстро закончиться.

Целевые уровни по ценам на газ: норма начинается от 5$/1000 куб.футов с ближайшей перспективой в 6$/1000 куб.футов и дальнейшей в 7$/1000 куб.футов.

На 2014 г. как минимум цены почти все время не ниже 4$/1000 куб.футов с выходом к концу года на 5$/1000 куб.футов. Как минимум на 2015 г. цены с выходом к концу года на 6$/1000 куб.футов.
— — — — — —

http://finviz.com/futures_charts.ashx?t=NG&p=d1


http://finviz.com/futures_charts.ashx?t=NG&p=w1

Что видно из графиков цена на природный газ:
i/ Цена после взлета выше 5.5$ начала колебаться на уровне чуть ниже 5.0$.
ii/ Сломано совершенно дикое поведение цены в 2012 и 2013, когда в начале года цены падали.
iii/ Ценовая картина все более начинает приближаться к весьма относительной норме 2010 и 2011 годов с подъемом цен зимой
iv/ По самым осторожным прогнозам можно ожидать поведение цены, подобное 2010 году, но если тренд 2010 года был в целом понижательным, то тренд 2014 года будет повышательным.
v/ Можно ожидать как минимум цены почти все время не ниже 4$ с выходом к концу года на 5$
как более оптимистичный прогноз — не ниже 4.5$ с выходом 5.5$
vi/ Возможны и более оптимистичные прогнозы согласно

все зависит от реальных уровней добычи в США

vii/ Согласно
Jan 31, 2014 Monthly Natural Gas Gross Production Report с данными по ноябрь включительно

Добыча в США росла, но росла она за пределами традиционных больших НГБ (вне НГБ Мексиканского залива, включая шельф, Техас и Луизиану), рост обеспечили «другие штаты». Более того, в «традиционных» регионах газодобыча падает с начала 2012 г., а в газовом гиганте (Техасе) стагнирует.
Соответственно геолого-промысловый вопрос: могут ли новые, «чисто сланцевые», регионы газодобычи удерживать длительный рост добычи при низких ценах и даже относительно больших ценах, составляющих не менее 5-6$.

viii/ Прогноз в корпоративном журнале Газпрома:
Мы склонны считать, что время сланцевого газа подходит к концу. Вскоре начнутся массовые банкротства штатовских добычников и крупные компании будут списывать многомиллиардные убытки. В этой ситуации американскому государству, возможно, придется де-факто национализировать часть сланцевой отрасли и объявить о том, что пузырь лопнул. Причем Штатам выгодно, чтобы пузырь лопнул именно в этом году, в крайнем случае не позднее начала 2014-го.

Исходил из навязанной пропагандистами связки: большие уровни добычи-низкие цены.
В действительности цены могут и должны расти, ведь нетрадиционный газ должен быть дороже традиционного.
В 2011-2013 годах была локальная дефляционная яма, угар сланцевой революции, а чтобы понять как выглядит ситуация в норме надо смотреть
О газе и сланцевом газе в презентациях eia.gov за 2008 г.

Колумбия: нефть, газ, уголь

According to the Oil and Gas Journal (OGJ), Colombia had approximately 2.4 billion barrels of proven crude oil reserves as of January 1, 2014.
— — — —
2.4 billion barrels = 341 млн. т
— — — —

In 2012, the United States was Colombia’s top oil export destination, followed by Panama, China, and Spain. In that year, Colombia exported 432,000 bbl/d of crude oil and refined products to the United States.

According to the ANH, Colombia had proven natural gas reserves of more than 5.7 trillion cubic feet (Tcf) as of December 31, 2012.
— — — —
5.7 trillion cubic feet = 159.6 млрд м3
— — — —

Colombia produced 387 billion cubic feet (Bcf) of dry natural gas in 2011 and consumed 312 Bcf. Of the country’s total gross natural gas production of 1,115 Bcf, about 56% was reinjected to aid in enhanced oil recovery. In 2007, natural gas production began to exceed consumption, allowing for exports.

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

— — —
BP Statistical Review of World Energy June 2013

Перспективы добычи газа в США


http://www.finviz.com/futures_charts.ashx?t=NG&p=d1


http://www.finviz.com/futures_charts.ashx?t=NG&p=w1

Экспорт природного газа из США

C одной стороны в вопросе американского газового экспорта нет ничего нового. С другой, отсутствие нового — тоже информация.

На вскидку, возможность экспорта природного газа у США зависят от:
1. Добычи природного газа (для интереса можно подразбить на сланцевый и несланцевый и рассмотреть цены и буровые)
2. Экспортной инфраструктуры


Суммируя информацию: возможности по экспорту, судя по добыче и буровым, которыми она достигается — колоссальны. Достаточно, при возможности экспорта, ценам подняться и на газ вполне перебежит сотенка буровых. Лишняя сотенка к текущим четырём — это огромный прирост по добыче, хватит на кучу терминалов сжижения СПГ. Это если брать за «вводную» сегодняшнюю ситуацию по газу. Но! Возможности экспорта сегодня нет -> цены не растут -> буровые не перебегают на газ. Всё это может случится только в отдалённом будущем и что там будет с буровыми, добычей и т. п. — знают только ванга и онолитеги. Поэтому упомянутых сегодняшних «колоссальных» возможностей для экспорта завтра может и не быть. а могут и быть. Чё гадать, время покажет.

Я хорошо помню информационный фон по возможностям экспорта газа из США весной-летом: сыпались заявки на экспорт газа, а терминалы Sabine Pass и Freeportдаже получили разрешение Департамента Энергетики и фанаты газового экспорта из США ликовали. Однако, федеральная комиссия по регулированию энергетики(FERC) в декабре притормозила разрешение для Freeport: http://online.wsj.com/news/articles/SB10001424052702304744304579250841756428238 – т. е. на сегодня разрешение на экспорт в страны вне зоны свободной торговли (non-FTA) есть только у Cherniere с Sabine Pass. Раз есть разрешение — значит можно строить, чем она и занимается. В 2016-м уже должен начаться экспорт. Две очереди дадут 10 млрд м. куб. в год. Объёмы, конечно, никакие, в масштабе добычи газа США или рынка СПГ. Все остальные желающие пока даже не могут начать стройку — разрешений им по-прежнему никто не даёт, они «в стадии рассмотрения». На апр.13 было так:http://fossil.energy.gov/programs/gasregulation/reports/summary_lng_applications.pdf. Т.е. раньше 2018г вменяемого экспорта из США не будет точно.

Комментарии в записи
— вчерась говорил с ребятами из Штатов. Профанация всё это. Разрешение на экспорт можно получить, но ….никто не будет строить терминалы без твёрдых контрактов лет на 20-30…Банки тоже не в восторге…их аналитики читают прессу даже на китайском. Так что ждать ресурсов от банков без твёрдого спроса нереально.
— тем не менее, желающих получить американский СПГ в той же Европе, пока более чем. Не говоря уже об Азии. Согласен, что в будущем, когда генри хаб вырастет, плюс сжижение и доставка, ценник может зашкаливать. Но кто сейчас об этом думает: пока контракты на разрешенные объемы разлетелись как пирожки, и всем не хватило.

Monthly Natural Gas Gross Production Report with data for October 2013


http://www.eia.gov/oil_gas/natural_gas/data_publications/eia914/eia914.html

— — — — — — —
i/ Долгожданное событие: цены на газ надежно перевалили за максимумы 2013 г. и даже превзошли уровень в 4.5$

ii/ Картина спада до 4$ в 2014 г. и роста после почти симметрична, что наводит на мсль о сильнейших манипуляциях. Биржа чрезвычайно патриотична: на время холодов сбросили цены до 4.0$ 🙂

iii/ Рост цены неизбежен на HH: даже при росте цен в 1.5-2 раза от минимумов 2012 г. добыча стагнирует. Без роста цен «сланцевая революция» может быстро закончиться.

iv/ целевые уровни по ценам на газ в О газе и сланцевом газе в презентациях eia.gov за 2008 г.

или

т.е. норма начинается от 5$/1000 куб.футов с ближайшей перспективой в 6$/1000 куб.футов и дальнейшей в 7$/1000 куб.футов.

Прогнозы тех лет смешал кризис, разразившийся в 2008 г. и приведший к спаду потребления энергии. Сейчас более-менее выход на долгосрочный тренд.

v/ На 2014 г. как минимум цены почти все время не ниже 4$/1000 куб.футов с выходом к концу года на 5$/1000 куб.футов. Как минимум на 2015 г. цены с выходом к концу года на 6$/1000 куб.футов.

vi/ Прогнозы добычи газа (О газе и сланцевом газе в презентациях eia.gov за 2013 г.) до 2040 г.

вещь абсолютно спекулятивная. Все решится в противостоянии США с Китаем в ближайшие 12 лет.
Ситуация будет идентичная периоду после 1991 г. — победитель получит «традиционный» газ, который импортировал побежденный и «нетрадиционный» газ не понадобится.

Газовые новости Нидерландов

6:01am
17 января (Рейтер) — Голландская кабинет встречался, чтобы обсудить, следует ли сократить добычу на огромном Гронингенском месторождении газа, сообщил представитель министра экономики Хенк Камп, решение может быть объявлено, как только во второй половине дня.

Поле газа вблизи Slochteren на севере страны является одним из крупнейших в мире, которым управляет совместное предприятие Royal Dutch Shell и ExxonMobil под названием Nederlandse Aardolie Maatschappij BV (NAM).

Открытое в 1959 году, Гронингенское газовое месторождение, обеспечило добычу 53.8 млрд. кубических метров в 2013 году и, как ожидается, будет обеспечивать добычу газа по крайней мере еще ​​50 лет.

Местные СМИ, ссылаясь на анонимные источники, заявляют, что кабинет рассматривает сокращение добычи до 42.5 млрд. кубических метров в этом году и в следующем, что представляет собой сокращение на 21 процентов по сравнению с 2013 года.

Местные жители и некоторые политики призвали к прекращению или обзора добычи газа в провинции Гронинген из-за серии подземных толчков, некоторые из которых привели к трещинам зданий.

Нидерланды зарабатывают около 12 млрд евро ($ 16,3 млрд.) в год от продажи газа из Гронингена.
http://www.reuters.com/article/2014/01/17/netherlands-gas-idUSL5N0KR18A20140117

11:06am
The Netherlands will cut gas production at Groningen, the largest gas field in western Europe, by about a quarter over the next three years, the Economics Ministry said on Friday, bowing to public concerns over earth tremors in the area.

The decision to cut production will mean lower revenues for the government at a time when it is already struggling to meet the European Union’s budget deficit targets, even after years of austerity measures.

«The studies showed that there are risks and consequences, including earthquakes,» of the gas extraction in Groningen, Prime Minister Mark Rutte told reporters at his weekly press conference before the details were announced.

«They not only cause material damage but also serious emotional damage. The cabinet understands that people are worried.»

The first tremors were reported in 1986 nearby in Assen, and since then about 1,000 have been recorded in the area, with a maximum magnitude of 3.6 on the Richter scale, according to the Dutch Meteorological Institute. Local residents want gas production to stop after the tremors caused cracks and other damage to homes and buildings.

Government revenues from the Groningen gas field amount to about 12 billion euros ($16.3 billion) a year.

The reductions in output will cut state income by 600 million euros in 2014, 700 million in 2015 and 1 billion euros in 2016, excluding additional costs earmarked for damage, infrastructure and investments in the local economy that were agreed by the cabinet on Friday, according to the Economy Ministry.

The ministry said production would be cut in 2014 and 2015 to 42.5 bcm and in 2016 to 40 bcm, adding that it was technically possible to reduce Groningen’s output to 30 bcm a year and still meet domestic demand.

The field’s production amounted to 53.8 billion cubic meters (bcm) in 2013, mainly due to an unusually long and cold winter. The annual outlook to 2020 was previously for around 49 bcm.

PRICE RISE ANTICIPATES MOVE

Gas from Groningen is sold mostly to utilities and large industries in the home market, although some gas is piped to Germany, Italy, France and Britain.

The gas market has been expecting a decision to cut output, which has already driven up gas prices, analysts said.

«The decision is overall bullish for gas prices, but contracts did not move much today as the market already priced the news in earlier this week,» said Oliver Sanderson, senior gas analyst at Thomson Reuters Point Carbon.

Dutch wholesale gas prices for delivery next winter have risen by 65 euro cents since the start of the week. They traded at 27.78 euros per megawatt-hour (MWh) at 1300 GMT on Friday, only slightly higher than the opening value for the day.

The gas field near Slochteren in the north of the Netherlands is operated by a joint venture between Royal Dutch Shell and Exxon Mobil called Nederlandse Aardolie Maatschappij BV.

Gas from the field goes to GasTerra, a Groningen-based international company that trades in natural gas.

Discovered in 1959, the Groningen gas field has been expected to continue to pump natural gas for at least another 50 years.

The field has produced more than 2 trillion cubic meters so far and has more than 700 billion cubic meters remaining.
http://www.reuters.com/article/2014/01/17/netherlands-gas-idUSL5N0KR1C820140117

Сбербанк

Ранее правительство прогнозировало стабильный уровень добычи в 49 млрд. куб. м в год до 2020 года.
Месторождение Гронинген обеспечивает более половины добычи газа в стране. Его оператором выступает СП Royal Dutch Shell и ExxonMobil, но государство может влиять на уровень добычи за счет контрольного пакета в трейдере GasTerra.
Правительство было вынуждено рассмотреть возможность снижения добычи после того, как попытки последних лет увеличить отбор газа на этом истощенном месторождении привели к землетрясению на прошлой неделе. В качестве официальной причины для этого решения называются жалобы населения на подземные толчки. Тем не менее, возможно, Голландия также стремится предотвратить более резкое падение добычи в будущем. Как отметил Министр экономики страны, дальнейшее снижение добычи, до 30 млрд. куб. м в год, все равно позволило бы в полной мере удовлетворить внутренний спрос на газ.

Сокращение добычи в Голландии происходит на фоне падения добычи в странах, являющихся крупнейшими конкурентами Газпрома на европейском рынке, (Норвегии, Алжире, Ливии); при этом цена на СПГ из Катара завышена из-за всплеска спроса на него в Азии. Соответственно, мы полагаем, что Европа предпочтет положиться на Газпром, чтобы компенсировать большую часть дефицита предложения газа в связи с сокращением добычи в Голландии.
Ранее мы ожидали, что в этом году Газпром поставит в Европу (в дальнее зарубежье) около 164 млрд. куб. м газа, что чуть выше уровня 2013 года. Новости из Нидерландов позволяют предположить, что объем поставок может быть больше, однако, насколько именно Газпром сможет увеличить поставки, будет зависеть от ряда факторов, в том числе от динамики спроса, погодных условий и реакции производителей СПГ. Тем не менее последние новости, скорее всего, предвещают увеличение поставок Газпрома минимум приблизительно на 5 млрд. куб. м, а потенциально на вдвое больший объем, при благоприятном стечении обстоятельств, что может привести к увеличению операционной прибыли компании на $1-2 млрд-по сравнению с нашим текущим прогнозом (мы ожидает, что EBITDA Газпрома в 2014 году может составить $54 млрд.)
Что еще важнее, данное событие может подчеркнуть роль Газпрома как надежного стабилизирующего поставщика газа в Европу, в том числе в случае чрезвычайных обстоятельств. Это важно с точки зрения построения отношений с клиентами компании в данном регионе. Уже несколько лет Газпром испытывает существенное давление со стороны европейских закупщиков в связи с действующей ценовой политикой.
http://smart-lab.ru/blog/news/160509.php

http://www.platts.com/latest-news/natural-gas/london/dutch-groningen-gas-field-output-cut-to-425-bcm-6371102

Подборка англоязычных новостей
http://news.silobreaker.com/tremors-reduce-output-at-dutch-gas-field-5_2267677327452274816

— — — —
21 Июнь 2013 ria.ru: Рейтинг стран по ценам на природный газ для населения – итоги 2012 г.

06 Апрель 2013 О ценах на газ

12 Февраль 2013 Цены катарского сжиженного газа

09 Февраль 2013 А.Собко: Дождётся ли Европа «альтернативного газа» и когда

06 Февраль 2013 Европейские цены Газпрома в 2012 г.

05 Октябрь 2012 www.eia.gov: International Natural Gas Workshop Speaker Presentations

Самый страшный, 2011 год, для Газпрома по LNG уже позади.
С 2012 г. Катар почти не виден 🙂
2012 г. самый трудный для Газпрома, 2013 будет полегче, 2014 — еще легче, а 2015 г. станет годом окончательного триумфа.

22 Июль 2012 Европейские цены Газпрома в 2011 г.

04 Май 2012 Europe’s energy position, annual report 2010: EU energy consumption

03 Май 2012 Евростат: энергетика Европы
Europe in figures — Eurostat yearbook 2011: Energy

07 Март 2012 Цены на бензин, природный газ и электроэнергию для домохозяйств в ЕС и России

06 Март 2012 Рейтинг стран по ценам на природный газ для населения

07 Сентябрь 2011 «Северный поток» и другие трубопроводы
September 14th, 2010. Europe and Russian Natural Gas

О добыче газа в Турции

Тектоническая карта Турции

MEA-1999: Турция

http://img-fotki.yandex.ru/get/5508/invngn.41/0_5e27f_bd707e77_orig


http://img-fotki.yandex.ru/get/5508/invngn.42/0_5e280_cb3d3261_orig

Нефть и газ Турции
Distribution of Oil and Gas Fields in Turkey in Terms of Companies (2010)

eia.gov, Турция, Natural gas

iea.org: Oil and Gas Emergency Policy — Turkey 2013 update

16.11.2013 Shell начнет добывать сланцевый газ в Турции. Запасов сланцевого газа Турции хватит на 40 лет

Компания Shell начала разработку месторождений сланцевого газа в турецкой провинции Диярбекир, сказал глава компании в Турции Ахмет Эрдем, пишет газета Sabah.

По его словам, для разработки месторождений сланцевого газа в провинции Диярбекир пробурено свыше тысячи метров.

Ранее министр энергетики и природных ресурсов Турции Танер Йылдыз сказал, что Турция ищет местных и иностранных партнеров для совместной разведки и разработки месторождений сланцевого газа на территории страны. По словам министра, на сегодняшний день Турция уже сотрудничает с компанией Shell в сфере разработки месторождений сланцевого газа в провинции Диярбекир. «Мы намерены продолжить работы по разработке месторождений сланцевого газа и ждем от местных и иностранных компаний предложений по сотрудничеству в этой сфере», — сказал Йылдыз.

Ранее в докладе Турецкой ассоциации геологов-нефтяников (TPJD) говорилось, что запасы сланцевого газа в Турции составляют 1,8 трлн. кубических метров, и их хватит стране на 40 лет при ежегодном потреблении газа в 45 млрд. кубических метров. Наибольшие запасы сланцевого газа находятся в основном на территории юго-востока Турции, а также в провинциях Эдирне, Текирдаг, Анкара и на Черноморском побережье страны.

Диярбакыр

— — — — — —
Нетрадиционная добыча сланцевого газа как всегда весьма традиционна
i/ Из имеющихся НГБ выбрана северная часть наиболее перспективного и хорошо исследованного (в Турции)
Персидского залива нефтегазоносного бассейна

ii/ BP Statistical Review of World Energy June 2013 не дает никакой информации о Natural Gas: Proved reserves

iii/ eia.gov: Proved Reserves

Взяв Proved Reserves округленно (выше максимума) в 1.2 трлн.куб.футов = 0.034 трлн. м3 = 34 млрд. м3
Вероятно, основная часть Proved Reserves находится в НГБ Персидского залива.
1800 млрд. м3/34 млрд. м3 = 53 раза, т.е. нетрадиционные запасы порядка в 50 раз больше максимально возможных традиционных

iv/ Столь значительные изменения Proved Reserves говорят о значительных трудностях при оценке запасов и разработке месторождений.

eia.gov: Казахстан

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

eia.gov: Ливия

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


http://iv-g.livejournal.com/470098.html

— — — —
i/ Италия, Испания и Франция уменьшили долю импорта, вероятно, вследствие кризиса в Европе
ii/ Германия и Китай+Великобритания+США (немного) нарастили долю импорта
iii/ Греция исчезла как отдельная сущность, может быть, оказалась в составе Other Europe

U.S. Natural Gas Proved Reserves, 2011. 1

http://www.eia.gov/naturalgas/crudeoilreserves/index.cfm
http://www.eia.gov/naturalgas/crudeoilreserves/pdf/uscrudeoil.pdf

kommersant.ru: Нефть и газ Якутии (2008)

10.11.2008
Из-за суровых климатических условий и отсутствия необходимой инфраструктуры углеводородные месторождения Якутии долгое время не разрабатывались. Однако благодаря включению их в систему трубопровода Восточная Сибирь—Тихий океан республика может превратиться из алмазодобывающей в нефтегазовую провинцию России.

По запасам полезных ископаемых Якутия — один из богатейших регионов страны. На территории площадью более 3 млн кв. км добывается 90% всех российских алмазов и 25% золота, сосредоточены почти все запасы сурьмы, открыты крупные месторождения нефти и газа.

Масштабное промышленное освоение природных богатств республики началось в 1920-х годах с разработки золотоносных алданских месторождений. Нефть нашли позднее — в 1930-е годы полярник Иван Папанин во время одной из своих арктических экспедиций пробурил скважину на побережье Северного Ледовитого океана. В годы Великой Отечественной войны в морском порту Тикси, в устье реки Лены, работали американские установки по добыче и переработке нефти. Однако в перспективность добычи углеводородов на территории Якутии мало кто верил, пока в 1956 году Всероссийский научно-исследовательский геологоразведочный институт не разработал первую карту вероятной нефтегазоносности региона. В том же 1956 году было открыто первое месторождение природного газа — Усть-Вилюйское, положившее начало развитию якутской нефтегазовой отрасли, а в 1970 году — первое нефтегазоконденсатное, Среднеботуобинское.

Все нефтегазоконденсатные месторождения республики — их порядка 30 — были открыты в советское время. С распадом СССР геологоразведка на ее территории остановилась, и Якутию признали проблемным регионом. Дело в том, что из-за суровых климатических условий и вечномерзлых грунтов проведение геологоразведочных работ здесь требует значительных капиталовложений, а окупить их при отсутствии каналов транспортировки сырья на отдаленные рынки сбыта практически невозможно.

На сегодняшний день разведанные запасы нефти в Якутии составляют более 300 млн т, газа — 2,3 трлн куб. м. При этом более 90% запасов сосредоточены на трех крупных нефтегазоконденсатных месторождениях — Талаканском, Чаяндинском (нефтяная оторочка северного блока) и Среднеботуобинском, которые будут включены в строящийся нефтепровод Восточная Сибирь—Тихий океан (ВСТО). С запуска этого проекта и начался новый этап освоения якутских недр.

Потерянный Талакан

Талаканское нефтегазоконденсатное месторождение, расположенное в юго-западной части Якутии,— одно из крупнейших в Восточной Сибири. Его извлекаемые запасы оцениваются в 120 млн т нефти и 60 млрд куб. м газа. В 2007 году на долю Талакана пришлось 75% всей добытой в Якутии нефти.

Месторождение было открыто в 1987 году, однако из-за отсутствия финансирования развернуть полномасштабную геологоразведку сразу не удалось. В начале 1990-х судьбой месторождения всерьез озаботились власти республики: на средства из местного бюджета они провели все геологические работы, необходимые для начала разработки. В 2001 году конкурс на право освоения Талакана выиграло ОАО «Саханефтегаз» (50,38% акций которого в следующем году перешли под контроль ЮКОСа), которое предложило за лицензию $501 млн. Однако в феврале 2002 года «Саханефтегаз» отказался выполнить обязательства по платежу, и Минприроды отозвало лицензию. Был объявлен новый аукцион, заявки на участие в котором подали почти все крупные нефтяные компании, включая «Газпром» и французскую Total. Но под предлогом доработки условий лицензионного соглашения аукцион отменили, а постоянную лицензию (сроком на 25 лет) на освоение Талакана на бесконкурсной основе выдали «добросовестному недропользователю» компании «Сургутнефтегаз», предложившей вторую по величине премию в размере $61 млн. В середине 2004 года компания заключила сделку с ЮКОСом о выкупе у него оставленного на месторождении имущества. Так Талакан стал первым в череде потерянных активов ЮКОСа.

Тем не менее до октября 2003 года опытно-промышленную разработку на центральном блоке месторождения вела компания «Ленанефтегаз» — дочерняя структура «Саханефтегаза». За это время компания построила 108-километровый трубопровод для перекачки нефти с Талакана к терминалу на реке Лена, создав тем самым минимальную инфраструктуру для обеспечения внутренних потребностей республики в углеводородном сырье. По трубопроводу нефть поступает на нефтебазу в поселке Витим, где она частично перерабатывается на маломощных НПЗ, а частично транспортируется по реке в другие населенные пункты для сжигания в котельных. Правда, период навигации здесь длится недолго — с мая по октябрь, а в некоторые наиболее отдаленные районы — не более двух с половиной месяцев. Отсутствие круглогодичной схемы транспортировки стало одной из причин того, что с 2004 по 2008 год на Талакане было добыто всего 1,4 млн т нефти.

Умножить на ВСТО

Однако в ближайшее время эта проблема может быть решена — заменой неполноценному трубопроводу через Витим станет ВСТО, который откроет российской нефти выход на рынки Азии и США. В октябре 2008 года в реверсном режиме заработал 1100-километровый участок этого нефтепровода — Талакан—Усть-Кут—Тайшет, что позволило запустить промышленную эксплуатацию месторождения. По прогнозам, на этом участке будет перекачиваться до 4 тыс. т нефти в сутки. В 2009 году на Талакане планируется добыть уже около 2 млн т нефти, а начиная с 2016 года — добывать не менее 7,5 млн т ежегодно. Такой прирост добычи потребует от «Сургутнефтегаза» внушительных инвестиций (пока компания вложила в освоение Талакана около 102 млрд руб.).

Одним из инициаторов создания транснациональной трубопроводной системы стал экс-глава НК ЮКОС Михаил Ходорковский: в конце 1999 года он провел переговоры с представителями Китайской национальной нефтяной компании (CNPC) о строительстве нефтепровода из России в Китай. Летом 2001 года премьер Михаил Касьянов и председатель КНР Цзян Цзэминь подписали соглашение «Об основных принципах разработки технико-экономического обоснования нефтепровода Россия—Китай». Стоимость проекта Ангарск—Дацин, в разработке которого участвовали ЮКОС, CNPC и «Транснефть», оценили в $1,7 млрд. Через год «Транснефть» выступила с альтернативным проектом нефтепровода Ангарск—Находка, который горячо поддержал премьер-министр Японии Дзюнъитиро Коидзуми. В мае 2003 года проекты объединили в систему ВСТО: в новом варианте маршрута основная труба соединяла Ангарск и Находку и имела ответвление на Дацин. Однако экологическая комиссия Минприроды новый проект не одобрила. «Транснефти» пришлось заменить отправной пункт маршрута на Тайшет (Иркутская область), а конечный — сначала на бухту Перевозную, а позднее — на бухту Козьмино (Приморский край). В таком виде проект был утвержден и одобрен Министерством природных ресурсов.

Очередной скандал вокруг проекта ВСТО разгорелся в 2006 году. Изначально прокладывать трубу предполагалось в непосредственной близости от озера Байкал, всего в 800 м от берега (это позволило бы сократить маршрут, а значит, и расходы на строительство). Таким образом, в случае аварии на нефтепроводе акватория Байкала оказалась бы под угрозой экологической катастрофы. Разумеется, такой вариант вызвал резкую критику со стороны экологов, общественных организаций и администраций регионов, в том числе Якутии. Вскоре последовала реакция федеральных властей: выступая на совещании в Томске, тогдашний президент Владимир Путин дал указание главе «Транснефти» Семену Вайнштоку отодвинуть трубу на 40 км севернее водозаборной зоны, за что был прозван «спасителем Байкала».

Однако и этот вариант не стал окончательным. Оказалось, что в 40 км к северу расположены сейсмоопасные горные массивы и прокладывать нефтепровод в этой местности было бы экономически нецелесообразно. После очередного пересмотра маршрута трубу решили передвинуть еще дальше — на 400 км от берега озера. В итоге нефтепровод обойдет водоохранную зону на участке Усть-Кут (Иркутская область)—Ленск (Якутия)—Тында (Амурская область) и пройдет по спланированному ранее маршруту до Сковородино (Амурская область). Общая протяженность нефтепровода ВСТО составит более 4,1 тыс. км, пропускная мощность — до 80 млн т нефти в год, из которых 30 млн т планируется экспортировать в китайский Дацин.

Удлинение трассы ВСТО активно лоббировало руководство Якутии, ведь при таком раскладе третья часть нефтепровода — более 1,3 тыс. км — пройдет по территории республики, в непосредственной близости от ее углеводородных месторождений. Местные власти надеются, что включение якутских месторождений в систему ВСТО привлечет в регион инвесторов и изменит структуру ВРП, основная доля в котором будет приходиться на нефтедобывающую отрасль.

В трубу ВСТО планируется закачивать и нефть Среднеботуобинского нефтегазоконденсатного месторождения (его запасы оцениваются в 70 млн т нефти и порядка 180 млрд куб. м газа). Сегодня нефтедобыча здесь осуществляется в опытном режиме — в 2007 году добыто 20,3 тыс. т. Лицензией на разработку центрального блока месторождения владеет ООО «Таас-Юрях нефтегазодобыча», в числе его учредителей нефтяная компания Urals Energy, гендиректор и совладелец которой — бывший зять Бориса Ельцина Леонид Дьяченко.

Подача сырья со Среднеботуобинского НГКМ в магистральный трубопровод начнется в 2010 году. Планируется, что на первом этапе «Таас-Юрях нефтегазодобыча» будет ежегодно получать 1,5 млн т нефти, в дальнейшем объемы увеличатся до 4,5 млн т в год.

При этом одной из основных задач, определенных лицензионным соглашением по освоению Среднеботуобинского месторождения, является строительство в Ленске первого в Якутии нефтеперерабатывающего завода мощностью 0,5-1,5 млн т. Предприятие будет ориентировано на выпуск нефтепродуктов для местного рынка.

Внеконкурсная Чаянда

Якутия обладает значительным потенциалом и в газовом секторе: через несколько лет она может стать одним из центров газодобычи в России. Промышленная добыча газа в республике началась в 1960-х годах, тогда же был построен действующий до сих пор газопровод до Якутска протяженностью 450 км. На протяжении многих лет Якутск оставался единственным газифицированным городом на Дальнем Востоке.

На сегодняшний день ресурсную базу Якутии составляют Средневилюйское (запасы газа оцениваются в 124,7 млрд куб. м, конденсата — в 5,5 млн т) и Мастахское (газ — 24,7 млрд куб. м, конденсат — 700 тыс. т) газоконденсатные месторождения. В прошлом году они дали 1,1 млрд и 147,3 млн куб. м газа соответственно. Разрабатывает месторождения ОАО «Якутгазпром», образованное на базе бывшего подразделения «Газпрома» в 1994 году, после разграничения госсобственности между федеральным центром и республикой. В 2007 году 76% акций «Якутгазпрома» приобрело ООО «Славия», владельцем которого является группа «Сумма Капитал», еще 23% принадлежат компании «Саханефтегаз», подконтрольной правительству республики. Еще около 200 млн куб. м газа было добыто в прошлом году на северном блоке Среднеботуобинского месторождения, где добычу ведет ОАО «АЛРОСА-Газ».

Между тем крупнейшее в Якутии Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение, открытое в 1980-х годах, до сих пор не разрабатывается, хотя его освоение позволило бы газифицировать сразу несколько регионов Восточной Сибири и Дальнего Востока. Оно расположено в Ленском районе республики и является вторым по величине на востоке страны после Ковыктинского (Иркутская область): его запасы оцениваются в 1,2 трлн куб. м газа (из которых доказаны только 380 млрд) и 68,4 млн т нефти и конденсата.

В 2003 году интерес к Чаяндинскому месторождению проявила уже упоминавшаяся китайская нефтяная корпорация CNPC. Однако в связи с тем, что месторождение было включено в список стратегических, компания-нерезидент не могла претендовать на участие в его разработке. Более того, из-за отсутствия законодательных поправок касательно стратегических месторождений Чаянда не выставлялась на торги.

Коренной перелом в судьбе месторождения наступил в феврале 2008 года. Покидая совет директоров «Газпрома», тогда еще первый вице-премьер Дмитрий Медведев поручил Минпромэнерго и Минприроды подготовить проект правительственного постановления о передаче Чаяндинского месторождения под контроль госмонополии. Законодательно оформить такой подарок было несложно: по закону «О газоснабжении» государство имеет право на бесконкурсной основе передавать месторождения федерального значения владельцу единой системы газоснабжения, то есть «Газпрому». Монополист давно планировал сделать месторождение ресурсной базой газопровода «Алтай», по которому газ будет поставляться в Китай (правда, о цене стороны пока не договорились).

Сначала между профильными министерствами возникли разногласия по поводу поручения Медведева. Если Минпромэнерго одобрило передачу лицензии на разработку «Газпрому», то министр природных ресурсов Юрий Трутнев высказался против, сославшись на закон «О недрах», который разрешает такие процедуры только на основе тендеров или аукционов. Однако уже весной 2008 года премьер-министр Виктор Зубков подписал распоряжение о передаче газовому холдингу на бесконкурсной основе Чаяндинского НГКМ, а в июле министр Трутнев заявил, что «Газпром» дополнительно получит лицензии на разработку еще девяти стратегических месторождений.

По прогнозам экспертов, промышленная добыча газа на этом месторождении начнется не раньше чем через пять-шесть лет. Разработку могут затруднить примеси гелия и других газов, поэтому, прежде чем начать его масштабное освоение, нужно создать газохимические мощности и подземное хранилище газа, а это потребует многомиллионных инвестиций.

Дальнейшие перспективы Чаянды зависят не только от политики «Газпрома», но и от проекта газовой трубы вдоль ВСТО. Если планы «Газпрома» и «Транснефти» по строительству газопровода-дублера будут реализованы, Чаяндинское и Ковыктинское месторождения станут его ресурсной базой.

http://www.kommersant.ru/doc/1052464

Углеводородные месторождения Якутии

*Даются извлекаемые запасы нефти категорий ABC1 C2 по российской классификации.
**Включены в список стратегических месторождений РФ.
Источники: информационно-аналитический центр «Минерал», открытые интернет-источники.
http://www.kommersant.ru/doc/1054024


http://www.kommersant.ru/doc/1054025

Фронт переработки
Развивать нефтегазовую отрасль Якутия собирается, опираясь не только на трубы, но и на рельсы.

В 2007 году под эгидой якутского правительства была учреждена «Восточно-Сибирская газо-химическая компания» (ВСГХК). Ей предстоит построить комплекс, рассчитанный на ежегодное производство 450 тыс. тонн метанола, 200 тыс. тонн аммиака и 400 тыс. тонн синтетического моторного топлива (высокооктановый бензин по стандарту Евро-4 и дизтопливо), которое будет реализовываться в республике через сеть автозаправочных станций. Аммиак и метанол предполагается экспортировать в страны Азиатско-Тихоокеанского региона: по словам представителей ВСГХК, уже достигнуты предварительные соглашения с южно-азиатскими трейдерами. В связи этим в перспективе возможно увеличение выпуска метанола до 1,5 млн тонн в год. В качестве сырья предполагается использовать природный газ и конденсат месторождений Вилюйского геологического района, запасы которого оцениваются в 463 млрд куб. м. Для доставки сырья к производственной площадке, которая будет размещена в Центральной Якутии, планируется задействовать инфраструктуру «Сахатранснефтегаза». Транспортировка готовой продукции, согласно проекту, будет осуществляться по ныне строящейся железнодорожной магистрали Беркакит—Томмот— Кердем, которая должна подойти к столице республики в 2013 году. Из Якутска продукция будет доставляться железной дорогой в порт Восточный (обслуживает ООО «Восточный нефтехимический терминал»), а оттуда по морю до конечного потребителя.

Проект будет реализовываться поэтапно. На 2009 год намечен ввод в строй опытно-промышленной установки, которая сможет выпускать в год 3,5 тыс. тонн метанола и 1,5 тыс. тонн моторного топлива. Основные мощности предприятия будут вводиться в эксплуатацию с 2012 по 2015 год по мере сдачи каждой из трех линий производства. Размер инвестиций в создание ВСГХК оценивается в 31 млрд руб. С выходом предприятия на проектную мощность среднегодовая выручка от реализации проекта может превысить 18 млрд руб. в год. Однако источники финансирования проекта пока не определены.
http://www.kommersant.ru/doc/1054023

«Наша задача — превратить Якутию в новый нефтегазовый центр»
К 2020 году республика может стать восточным центром нефтегазодобычи России. О том, что обеспечит региону такой статус, «Власти» рассказал первый заместитель министра промышленности Республики Саха (Якутия) Валерий Максимов.

— Сколько на сегодняшний день добывается нефти и газа на якутских месторождениях?
— В прошлом году на территории Якутии было добыто 1,2 млрд кубометров газа и более 297 тыс. т нефти. Однако мы ожидаем, что в ближайшие годы темпы добычи углеводородов многократно увеличатся — потенциал региона огромен. По прогнозам компании «Сургутнефтегаз», к 2010 году ежегодный объем нефтедобычи в Якутии может вырасти до 3 млн т, к 2015 году — до 5 млн, а к 2020-му — до 9 млн т.

— Что обеспечит такой мощный прирост?
— Главным образом ввод в эксплуатацию первой очереди трубопроводной системы Восточная Сибирь—Тихий океан. Ожидается, что объемы транспорта нефти по нефтепроводу составят от 30 млн до 80 млн т в год.

— Тем не менее в настоящее время углеводородные месторождения Якутии освоены крайне слабо. Причина в сложных климатических условиях?
— Конечно, природные условия в этом регионе очень тяжелые. Достаточно сказать, что средняя температура воздуха в зимний период — -45°С. Однако, несмотря на это, работы по геологическому изучению недр проводятся в полном объеме. Интенсивность этих работ зависит скорее от объемов финансирования: их стоимость гораздо выше, чем, скажем, в Западной Сибири.

— Существует ли комплексная программа развития нефтегазовой отрасли республики?
— Да. У нас разработан проект «Основных направлений развития нефтяной и газовой промышленности Республики Саха (Якутия) до 2020 года». В ближайшее время он будет рассмотрен на экономическом совете при правительстве республики. Этот документ подготовлен с учетом действующих законов, постановлений федерального правительства, а также «Энергетической стратегии России до 2020 года» и «Схемы комплексного развития производительных сил, транспорта и энергетики Республики Саха (Якутия)». Глобальная задача, которая обозначена в «Основных направлениях»,— превращение Якутии не просто в динамично развивающийся регион Восточной Сибири, но в новый, восточный центр нефтяной и газовой промышленности России.

— Добиться этого будет непросто, ведь в Якутии практически отсутствует инфраструктура для транспортировки нефти и газа. Как будет решаться эта проблема?
— На первом этапе, в 2008-2012 годах, развитие нефтегазового комплекса будет ориентировано на реконструкцию, модернизацию и увеличение мощностей по добыче и транспортировке сырья за пределы республики. Сделать это мы рассчитываем за счет дальнейшего промышленного обустройства Талаканского, Средневилюйского, Среднеботуобинского и Среднетюнгского месторождений. На Талаканском и Среднеботуобинском месторождениях планируется построить новые объекты инфраструктуры нефтедобычи. Речь идет в первую очередь о трубопроводной системе Восточная Сибирь—Тихий океан, которая позволит наладить поставки нефти и газа с месторождений республики на рынки Дальнего Востока и стран Азиатско-Тихоокеанского региона.

Модернизация транспортной инфраструктуры даст нам возможность активно заняться газификацией населенных пунктов республики. К 2012 году мы планируем завершить строительство третьей нитки магистрального газопровода Средневилюйское газоконденсатное месторождение—Мастах—Берге—Якутск, которая обеспечит газоснабжение жителей Центрального района республики, а также достроить вторую нитку газопровода Таас-Юрях—Мирный, по которой газ пойдет в западную часть региона. Кроме того, будут созданы производственные мощности для удовлетворения внутренних потребностей республики в светлых нефтепродуктах и налаживания системы мониторинга экологической обстановки в ее нефтегазовых провинциях.

В период с 2013 по 2020 год мы сосредоточим усилия на наращивании сырьевой базы и создании новых мощностей по переработке нефти и газа. В том числе по получению синтетического моторного топлива из природного газа, а также по утилизации, хранению и транспортировке гелия.

— Очевидно, что такая программа развития местного ТЭКа сделает Якутию инвестиционно привлекательным регионом. Готова ли республика к приходу крупных инвесторов? Как вы относитесь к возможности привлечения иностранных партнеров к разработке месторождений?
— В настоящее время добычей нефти в республике занимается несколько компаний — «Сургутнефтегаз», «Таас-Юрях нефтегазодобыча», «Иреляхнефть» (принадлежит АЛРОСА), «Газпромнефть-Ангара» и «Ленанефтегаз». Газ добывают компании «Якутгазпром», «АЛРОСА-Газ», «Ленск-Газ» и «Сахатранснефтегаз». В скором времени ожидается приход ОАО «Газпром», которое владеет лицензией на разработку Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения. Что касается партнерства с иностранными игроками, то «Сахатранснефтегаз» сейчас ведет переговоры с Японской национальной корпорацией по нефти, газу и металлам (JOGMEC) о совместном освоении и разработке газоконденсатных месторождений.
http://www.kommersant.ru/doc/1052435

Дело на триллион
Освоние нефтегазовых месторождений Восточной Сибири потребует такого объема инвестиций, которого ни одна российская компания в одиночку не потянет, считает председатель концерна Shell в России Крис Финлейсон.

Очевидно, что в условиях, когда действующие месторождения нефти и газа в России вырабатываются, а объемы ежегодно добываемого сырья в лучшем случае держатся на одном уровне, добиться прироста добычи без ввода в эксплуатацию новых месторождений будет непросто. И нефтяники, и правительство признают, что в ближайшей перспективе производство нефти и газа в России будет обеспечиваться за счет разработки удаленных и пока слабо разведанных месторождений Восточной Сибири и арктического шельфа. Это, в свою очередь, потребует решения серьезных технических, экологических и инвестиционных задач.

По оценкам ряда российских компаний, только для поддержания нефтедобычи на уровне 8,5-9 млн баррелей в сутки на протяжении ближайших 20 лет потребуется вложить порядка $1 трлн в освоение новых месторождений. Это минимальная сумма инвестиций, которая позволит компенсировать снижение запасов истощаемых месторождений Западной Сибири.

Сегодня углеводородные ресурсы нефтегазоносной провинции Восточной Сибири практически не осваиваются, формирование нового нефтегазового комплекса сдерживается рядом факторов. Во-первых, сказываются крайне низкая степень разведанности региона — в Якутии она составляет порядка 3% — и недостаточная изученность экологической системы территории. Во-вторых, в регионе плохо развита инженерная и транспортная инфраструктура. Работы по созданию таких инфраструктурных объектов сейчас активно ведутся в рамках сооружения трубопроводной системы Восточная Сибирь—Тихий океан. Несомненно, ввод в эксплуатацию ВСТО станет мощным стимулом для расширения нефте- и газодобычи в регионе.

Реализация таких масштабных проектов и разработка новых месторождений потребуют привлечения значительных трудовых ресурсов из других регионов страны, а следовательно, и создания необходимой социальной инфраструктуры (строительства нового жилья, предприятий социально-бытовой сферы), которая на сегодняшний день здесь практически отсутствует.

В целом освоение нефте- и газоносных месторождений в Якутии — задача, сравнимая по сложности с освоением всего Северного моря, где для достижения максимального объема нефте- и газодобычи потребовалось 30 лет. Решить эту задачу усилиями отдельно взятой добывающей компании и даже целой отрасли одной страны не представляется возможным. Помимо мощной технологической базы требуются колоссальные инвестиции и человеческие ресурсы.

Стоит отметить, что капиталовложения в разработку нефтегазовых месторождений Якутии несут с собой много специфических рисков для инвесторов: сказывается и уже упомянутое отсутствие инженерной инфраструктуры, и сложные климатические условия, и значительный срок реализации проектов. В этих условиях важнейшим стимулом для инвесторов может стать благоприятная политика государства, уравновешивающая возросший риск и долгие сроки освоения недр с достаточной капиталоотдачей.

В этом году вступил в силу закон «О порядке осуществления иностранных инвестиций» в отрасли, имеющие стратегическое значение для обеспечения обороны и безопасности государства, а также были приняты новые поправки к закону о недрах. Цель этих законодательных инициатив — регламентировать участие иностранных инвесторов в разведке и разработке новых месторождений. Законы могут эффективно работать и поощрять иностранные инвестиции только при условии прозрачности процесса регулирования и устранения административных барьеров.

Некоторые положения нового закона требуют дополнительных разъяснений. Например, как обсуждалось недавно на консультативном совете по иностранным инвестициям, в случае открытия месторождения нефти или газа федерального значения правительство РФ может отказать иностранному недропользователю в праве на разработку, если возникнет угроза обороне страны и государственной безопасности. Однако четкого определения того, какие действия могут быть расценены как угроза госбезопасности, закон не дает. Такая неясность может стать фактором, серьезно сдерживающим участие иностранных нефтяных компаний в проведении геологоразведочных работ на новых месторождениях.

Для увеличения добычи нефти и газа в Якутии и других северных районах России потребуется также серьезно доработать систему налогообложения. На наш взгляд, система налогообложения недропользователей должна учитывать существенные авансовые инвестиции, долгие сроки освоения месторождений, высокие риски и необходимость конкурентной окупаемости при дальнейшем обеспечении рентабельности проекта для правительства.

http://www.kommersant.ru/doc/1052463

Азербайджан: обзор страны

Нефть
Azerbaijan’s proven crude oil reserves were estimated at 7 billion barrels in January 2013, according to the Oil and Gas Journal (OGJ). In 2012, Azerbaijan produced approximately 930,000 barrels per day (bbl/d) of total oil and consumed about 85,000 bbl/d. The country was among the 20 largest exporters of oil in the world in 2012.

Azerbaijan is one of the world’s oldest producing countries and has played a significant role in the development of today’s oil industry. The world’s first paraffin factory was opened there in 1823 and the first oil field was drilled in 1846. Azerbaijan was the site of the first offshore oil field, the Neft Dashlary, in the shallow water of the Caspian Sea, which still produces oil today.

The country’s largest hydrocarbon basins are located offshore in the Caspian Sea, particularly the Azeri Chirag Guneshli (ACG) field, which accounted for more than 80 percent of Azerbaijan’s total oil output in 2012. Similar to its share of total production, ACG also holds the vast majority of Azerbaijan’s total reserves, with approximately 5 billion barrels located in this field.

Oil production in Azerbaijan increased from 315,000 bbl/d in 2002 to 1.0 million bbl/d in 2010. However, production declined since then, falling to 932,000 bbl/d in 2012. Monthly data through July 2013 show that this year’s production thus far has continued its decrease, falling to an average of 910,000 bbl/d for the first seven months of the year. EIA forecasts Azerbaijan’s production will decline to about 850,000 bbl/d in 2014.

Azerbaijan’s main producing field, the ACG field, covers 167 square miles and is located 62 miles east of Baku in the Caspian Sea. Peak production was expected to reach 1 million bbl/d, but production at this field so far failed to reach this target. Production problems have affected ACG output in the past couple years, with unexpected production declines occurring because of technical problems. A new development, the Chirag Oil Project (COP), plans to increase oil production and recovery from the ACG field through a new offshore facility. COP is expected to be commissioned in late 2013, according to BP, with peak production capacity reaching 360,000 bbl/d.

In addition to the ACG output, a small but stable volume of approximately 40,000 bbl/d of condensate is produced at the BP-operated Shah Deniz field, with further volumes produced by SOCAR, mainly from the shallow-water Guneshli field.

Природный газ
According to the OGJ, Azerbaijan’s proven natural gas reserves were roughly 35 trillion cubic feet (Tcf) as of January 2013. The vast majority of these reserves are associated with the Shah Deniz field. Recent discoveries of the Absheron and Umid formations, a further 15 Tcf of resources are estimated in place, according to Deutsche Bank.

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

— — — —
spectat: добыча нефти и газа в Азербайджане, нефть — 1985-2011

Добыча нефти и газа по 2010

Usgs Assessment:Undiscovered Oil and Gas Resources Каспия и Прикаспия, 2010


http://img-fotki.yandex.ru/get/5506/invngn.42/0_5e281_460cd72e_orig

blackbourn: Каспий и Прикаспий

Каспийская нефть: планы и реальность

Диаграмма (2006): Азербайджан, добыча нефти 1870-2024

eia.gov: Каспийский регион

Oil and natural gas production is growing in Caspian Sea region

EIA estimates 48 billion barrels of oil and 292 trillion cubic feet of natural gas in proved and probable reserves in the Caspian basins. Almost 75 percent of oil and 67 percent of natural gas reserves are located within 100 miles of the coast.

http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=12911
http://www.eia.gov/countries/regions-topics.cfm?fips=CSR

Caspian countries are developing new oil and natural gas export capacity

http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=12931

Kazakhstan consortium achieves first oil production from Kashagan field

During the week of September 9, the North Caspian Operating Company, led by Italian oil company Eni, reported starting production from Kashagan, the largest oil field to be discovered in the past 35 years. Since the field’s discovery in June 2000, this consortium, including its four original members (Eni, Shell, Total, and ExxonMobil), has invested more than $40 billion in the project in attempts to overcome technical, political, and geographical challenges, making Kashagan not only the largest oilfield outside the Middle East, but also one of the world’s most expensive.

The recent start of the first of the 20 production wells included in the first phase of production comes eight years later than originally anticipated. This start was in advance of an October 2013 deadline set in the terms of the consortium’s production sharing agreement (PSA). Had this deadline not been met, the consortium would have had to forfeit compensation for expenditures. Eni forecasts output from the initial development to reach 180,000 barrels per day (bbl/d) by the end of 2013 and then rise to the full phase-one target of 370,000 bbl/d in 2014. Starting additional wells and meeting or approaching these targets will validate last week’s achievement.

Kashagan is an extremely complex project. Challenges to production include the field’s great depth (15,000 feet below the sea bed), reservoir pressure exceeding 10,000 pounds per square inch with lethal levels of hydrogen sulfide, and cold temperatures that make it unsuitable for typical fixed or floating drilling platform designs. Many of the participants have developed expertise in managing projects in remote cold areas, but few have managed projects with so many technical challenges.

Kashagan has an estimated 13 billion barrels of oil in proved reserves. This represents most of Kazakhstan’s offshore proved oil reserves and is roughly equivalent to Brazil’s entire proved oil reserves, both onshore and offshore. A possible second phase would boost production to 1.5 million bbl/d. However, the partners will need to determine if they will be able to recoup their expenses and reach an acceptable level of profitability before the project’s PSA terminates in 2041.

Kashagan and Tengiz, Kazakhstan’s largest onshore field, together account for a significant part of nearly 4 million bbl/d of oil production that EIA’s 2013 International Energy Outlook projects Kazakhstan will reach in 2040.
http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=13011

Сланцевый газ: новости Eagle Ford и других формаций

Компания Royal Dutch Shell объявила о продаже своих активов по сланцевым месторождениям в Техасе, Канзасе и Колорадо.

По данным издания Wall Street Journal, Shell собирается продать свои участки площадью 106 тыс. акров в районе месторождения “Игл Форд” (Eagle Ford). Это одно из крупнейших действующих сланцевых месторождений в США.

В компании заявили, что 192 скважины, пробуренные на данной территории, “не могут выйти на запланированные объемы по добыче”. Shell также хочет найти покупателей на участок площадью в 600 тыс. акров в районе геологической формации Mississippi Lime в штате Канзас. Кроме того, концерн хочет выйти из сланцевого проекта в Колорадо, “который пока находится на раннем этапе”.

Продажа данных участков отражает общую динамику сланцевых активов Shell в США.

Во II квартале в Royal Dutch Shell сообщили о списании $2,1 млрд по американским сланцевым проектам, заявив, что компания начала стратегическую переоценку инвестиций в сланцевые месторождения в США.

Стоит отметить, что глава ExxonMobil Рекс Тиллерсон в 2012 г. уже отмечал, что крупные компании испытывают трудности по данным проектам.

Активная разработка сланцев привела к существенному падению цен на природный газ в США и, как следствие, к снижению рентабельности сланцевых месторождений.

На большей части сланцевых месторождений добываются газ и газоконденсаты. Одним из немногих крупных месторождений сланцевой нефти в США является месторождение Баккен (Bakken) в штате Северная Дакота.

В последнее время у многих инвесторов возникает все больше вопросов по поводу дальнейших перспектив «сланцевой революции» в США. Эта тема была активно освещена в СМИ. В частности, утверждалось, что разработка сланцев поможет США добиться энергетической независимости.

Однако при этом в тени остался вопрос рентабельности данных месторождений. В отличие от добычи нефти и газа на традиционных месторождениях сланцевые формации требуют постоянного увеличения скважин для поддержания объемов добычи. Ряд экспертов уже отметили, что сланцевые формации отличает более высокая скорость истощения, нежели традиционные нефтегазоносные месторождения.

Кроме того, как уже было отмечено, большинство активно разрабатываемых сланцевых месторождений в США являются газовыми, а не нефтяными.
http://www.vestifinance.ru/articles/33315

Прибыль англо-голландской корпорации Royal Dutch Shell по итогам II квартала 2013 г. сократилась на 20% до $4,6 млрд.

По сравнению с I кварталом текущего года прибыль сократилась в 1,6 раз. В то же время чистая прибыль компании сократилась до $2,4 млрд, поскольку Shell пришлось списать $2,1 млрд на фоне падения прибыльности активов по сланцевым месторождениям в США.

«Мы проводим сейчас анализ нашего бизнеса в области сланцев», — отметил глава компании Петер Возер.

Рост расходов, затраты на геологоразведку, неблагоприятное влияние валютных курсов и проблемы в Нигерии отрицательно повлияли на чистую прибыль.
http://www.vestifinance.ru/articles/30562

Eagle Ford Statistics


— — — —
Рост по сравнению с 2012 г. к концу 2013 может быть (линейная экстраполяция)
нефть — в 2.61 раза
конденсат — в 1.84 раза
газ — в 1.95 раза
разрешение на бурение — в 1.24 раза

Даже доходы, связанные с ростом цен на нефть во второй половине 2013, не смогли, видимо, покрыть убытки, связанные с низкими ценами на газ и конденсат.


http://www.eia.gov/naturalgas/monthly/

на фоне низких цен добыча в США стагнирует с начала 2012 г.


http://www.eia.gov/oil_gas/natural_gas/data_publications/eia914/eia914.html

— — — —
2012
Сланцевая формация Eagle Ford, Техас, США

www.eia.gov: Йемен

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

Production of fossil fuel from federal and Indian lands fell in 2012

http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=12491
http://www.eia.gov/analysis/requests/federallands/

IPAA.org: Marginal Well Tax Credit (April 2009)

marginal well — малодебитная [близкая к истощению] скважина
1. скважина, оценочный дебит которой сможет только погасить затраты на её бурение и завершение
2. скважина, дебит которой позволяет только погашать эксплуатационные затраты

http://www.ipaa.org/wp-content/plugins/download-monitor/download.php?id=45
http://www.ipaa.org/government-relations/archives/fact-sheets/

— — — — — —
Верхняя граница для marginal well
25 баррелей в день = 1245 тонн/год
25 баррелей в день = 3.5 тонн/день

90 Mcf a day (MCF=1000 cubic feet)=919800 м3/год
90 Mcf a day =2520 м3/день

Средняя marginal well
2.2 баррелей в день = 109.56 тонн/год
2.2 баррелей в день = 0.308 тонн/день

85 процентов нефтяных скважин в США — marginal wells, они дают 20% американской добычи.
74 процента газовых скважин в США — marginal wells, они дают 12% американской добычи

Когда нефть стоила 18$/барр., баррель обходился в 20.96$, включая
операционные затраты — 14$
общие и административные расходы — 3$
роялти — 2.97$
Severance Taxes — 0.99$

At an $18/Barrel purchase price, the average marginal well loses $1.32/Barrel or $2.91 per day. Annually, the loss per well would be $1062. For a typical operator of 100 wells, annual losses would exceed $100,000

Данная налоговая льгота — одна из причин появления сланцевых нефти и газа, поддержавшая очередной цикл буровой активности в США, начавшийся c 2002/2003 г.

www.eia.gov: US Crude Oil and Natural Gas Exploratory and Development Wells

eia.gov: US Crude Oil and Natural Gas Drilling Activity

eia.gov: US Costs of Crude Oil and Natural Gas Wells Drilled (1960-2007)

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