Архив меток: добыча

mineral.ru: Сырьевой комплекс России. Калийные соли


Читать далее

Реклама

Добыча алмазов в России и мире

Официальная информация
Добыча алмазов в целом по Российской Федерации с 01.01.2003 г.

15.08.2011
Отсчет по Кимберли: смена лидера
По итогам 2010 года Россия уступила лидерство по стоимости добываемых алмазов Ботсване, но сохранила первенство по объему их добычи.
1 августа этого года Кимберлийский процесс выпустил годовой отчет за 2010 год, данные из которого приводятся ниже (Табл. 1).

Таблица 1
Добыча алмазов по странам мира в 2010 году

По данным Кимберлийского процесса, 2011 год.

В целом по итогам 2010 года средняя стоимость добываемых алмазов выросла на 30%. Ботсвана, несмотря на то, что добыла в полтора раза меньше алмазов, чем Россия, при этом вернула первенство по стоимости сырья, продав их на общую сумму 2 686,4 млн долларов США, а стоимость алмазов значительно превысила кризисный уровень 2009 года. Стоит отметить и показатели Канады, которая превзошла докризисные показатели, реализовав алмазов почти столько же, сколько и Россия (на 2 305,39 млн долларов США), добывая алмазов более чем в три раза меньше. Самые дорогие алмазы добывались в Лесото, где стоимость одного карата составила в среднем почти 1 817 долларов США. Значительные объемы алмазов добыты в Демократической Республике Конго – свыше 20 млн каратов при самой их низкой средней стоимости – 8,64 долл. США/карат.
Основная добыча алмазов сосредоточена в 8 странах мира, которые добыли около 84% физического объема и более 94% в стоимостном выражении (Табл. 2).

Таблица 2
Добыча алмазов ведущими странами по данным Кимберлийского процесса в 2007-2010 годах

Таблица составлена автором на основе данных Annual Global Summary: 2007, 2008, 2009, 2010 Production, Imports, Exports and KPC Counts

После достижения максимальных значений добычи в 2005-2006 годах мировая добыча алмазов в 2007 году снизилась до 168,2 млн каратов. Мировой экономический кризис, несмотря на снижение спроса и цен на алмазы в конце 2008 года, не успел оказать существенного влияния на годовые показатели добычи сырья, что подтверждается годовым ростом на 5,2% в стоимостном выражении, однако в период острой фазы кризиса в 2009 году добыча упала до 124,8 млн каратов. Как показывают данные 2010 года, восстановление объемов добычи идет медленно, что объективно связано с выработкой легкодоступных богатых месторождений и масштабным переходом на менее производительный и более затратный подземный способ добычи. Вместе с тем возросший спрос в первой половине этого года привел к резкому росту цен на алмазы и улучшению финансовых показателей добывающих предприятий.
Министерство финансов России, начиная с 2004 года ежегодно передает сведения о добыче природных алмазов и структуре их экспорта и импорта, которые сводятся в общий годовой отчет Кимберлийского процесса. Кроме того, по полугодиям на сайте министерства публикуются данные по объему и стоимости добываемых в стране алмазов. В Таблице 3 приведены результаты по добыче и экспорту алмазов Российской Федерации за 2003-2010 годы.

Таблица 3
Добыча и экспорт алмазов Российской Федерации в 2003-2010 годах

Таблица составлена автором по данным Министерства финансов РФ и Кимберлийского процесса.

Анализ данных по Кимберлийскому процессу показывает, что до 2005 года произошел значительный рост стоимости добываемого в России алмазного сырья, как и во всем мире. Далее, средняя стоимость добываемых алмазов, выраженная в долларах США, в 2005-2010 годах сохранялась практически на одном уровне ($66-68 за карат). Цены на экспортируемые алмазы росли до 2007 года. Дальнейшие колебания в стоимости экспортируемых из Российской Федерации алмазов в 2008-2010 годах, скорее всего, были обусловлены изменением качественных характеристик вывозимого сырья, а не повышением или снижением цен на природные алмазы. В 2009 году российские компании реализовывали алмазы в основном Гохрану России, при этом средняя стоимость экспортного сырья оказалась максимальной за анализируемый период.

В 2010 году произошло снижение цены до уровня средней стоимости добычи, что, вероятно, обусловлено вывозом низкосортных или мелких алмазов. В противном случае можно говорить о крайне слабой маркетинговой политике или продаже сырья через ряд посредников.

Rough&Polished – отраслевое информационно-аналитическое агентство, специализирующееся на изучении процессов, определяющих развитие мирового рынка алмазов и бриллиантов.

Мировой рынок калия в 2011 году составил всего 55 млн тонн

Несмотря на положительную динамику продаж, 2011 год принес мировому калийному рынку изрядное разочарование. Первые три квартала прошли для калийщиков чрезвычайно успешно, хотя сначала индийские потребители затягивали переговорный процесс. Подкачали макроэкономические проблемы: на их фоне к концу года темпы роста рынка значительно замедлились.

В начале 2011 года канадская компания PotashCorp прогнозировала рост мирового рынка хлоркалия до 55—60 млн т по сравнению примерно с 53,3 млн т в 2010-м. Нижняя граница прогноза, говорилось в материалах компании, соответствует общему тренду рынка, а достичь верхней можно было за счет благоприятной конъюнктуры. Однако чуда не произошло: по оценке директора по продажам PotashCorp Стивена Даудла, продажи калия в 2011 году составили около 55 млн т, а планы по достижению 55—58-миллионной планки пришлось перенести на новый, 2012 год.
Как объяснил г-н Даудл в ходе телеконференции, давать более оптимистичные прогнозы мешает прежде всего сложная ситуация в Индии (девальвация рупии, неопределенность с субсидиями), тогда как на этот рынок калийщики традиционно возлагают большие надежды. Впрочем, рано или поздно, надеются в PotashCorp, обстановка на индийском рынке нормализуется на фоне существенной потребности в удобрениях, а остальные регионы (Китай, Бразилия, Юго-Восточная Азия) покажут результаты, сопоставимые с 2011 годом или выше.

При этом, как выразился президент PotashCorp Билл Дойл, нынешний год станет «зеркальным отражением» прошлого. В 2011 году спрос на калий был сильным с начала года и в течение первых трех кварталов, а к концу года сократился. Не считая поставок в Индию и Китай (где действовали долгосрочные контракты), в октябре—декабре 2011 года сократились закупки во всех регионах. В 2012 году, прогнозирует глава канадской компании, будет ровно наоборот: слабый первый квартал будет скомпенсирован дальнейшим уверенным ростом.

Российский «Уралкалий», хотя и сократил прогноз производства на 2012 год с 11,3—11,8 млн до 10,5—11 млн т, также смотрит на будущее с надеждой. По объемам потребления 2012 год, уверены в компании, будет не меньше, чем 2011-й. «В начале года традиционно спрос на рынке не очень большой, так как не везде еще начался посевной сезон и используются складские запасы. Со второго квартала мы ожидаем восстановления спроса», — прокомментировали представители «Уралкалия».

«Все равно 2011 год нужно считать успешным для калийщиков: объем рынка увеличился на 3,2%, цены росли, производство тоже», — считает аналитик «Ренессанс Капитала» Михаил Сафин. То, что динамика рынка оказалась не такой значительной, как ожидалось, эксперт объясняет слишком долгими переговорами с Индией в начале года и неблагоприятной макроэкономической ситуацией в четвертом квартале. «В конце года спад произошел в основном на спотовых рынках. В Бразилии потребители негативно отреагировали на рост цен, а в США цены даже сократились», — комментирует г-н Сафин. В данном случае потерять больше всего должны были североамериканские производители (PotashCorp и Mosaic) — они ориентируются на развитые рынки, которые максимально пострадали от волнений.

Тем временем инвесторы оценку рынка PotashCorp приняли позитивно: «Уралкалий» в пятницу подорожал в Лондоне на 1,7%, котировки PotashCorp и Mosaic на NYSE увеличились на 1,28 и 1,21% соответственно по состоянию на 21.00 мск пятницы.
http://www.rbcdaily.ru/2012/01/30/industry/562949982682673

Объединенный «Уралкалий» по итогам 2011 года произвел рекордные 10,8 млн т продукции и сохранил звание крупнейшей в мире калийной компании. Однако в наступившем 2012 году, прогнозируют аналитики, новых свершений от калийщиков ждать не приходится: потребители откладывают спрос в надежде на снижение цен, но производители калийных удобрений с большей охотой снизят производство, нежели пойдут на уступки.

Вчера «Уралкалий» озвучил производ­ственные итоги за 2011 год. Суммарный выпуск товарного хлоркалия на площадках в Березниках и Соликамске составил 10,83 млн т, что почти на 6,4% больше совокупного производства «Уралкалия» и «Сильвинита» в 2010 году.

«Такой результат на уровне ожиданий, значительных изменений прогноза финпоказателей не произошло», — прокомментировал Владислав Метнев из ФГ БКС. По оценке эксперта, по итогам 2011 года «Уралкалий» получил выручку около 4 млрд долл., чистую прибыль — 1,7 млрд долл., показатель EBITDA составил 2,4 млрд долл.

Хотя ближайшие конкуренты компании — «Беларуськалий» и PotashCorp — пока не подвели итогов года, уже очевидно, что по объемам производства «Уралкалий» продолжает лидировать на мировом рынке, а по мощностям уступает лишь канадской корпорации. «В 2012 году «Уралкалий» продолжит реализовывать программу развития, в том числе приступит к строительству стволов Усть-Яйвинского рудника. В результате масштабной инвестпрограммы объединенная компания сможет увеличить свои мощности за десять лет почти вдвое», — прокомментировал производственные итоги «Уралкалия» его гендиректор Владислав Баумгертнер. К 2021 году производственные мощности компании будут увеличены почти на 80%, до 19 млн т хлоркалия в год (обойдется это «Уралкалию» в 5,8 млрд долл.). Подготовительные работы на строительной площадке Усть-Яйвинского рудника начнутся уже в марте текущего года, завершить проект планируется в 2017 году, а начать производство руды в 2020-м.

Впрочем, новых рекордов на калийном рынке придется теперь, видимо, ждать долго. «2012 год не будет суперпозитивным для производителей удобрений. Цены в лучшем случае останутся на уровне конца 2011 года», — полагает Владислав Метнев. В 2011 году, по подсчетам аналитиков, мировой рынок калия достиг рекордных 58 млн т, но прогнозы на следующий год сдержанные. Сам «Уралкалий» уже сократил прогноз производства на 2012 год с 11,3—11,8 до 10,5—11 млн т, сообщил в декабре Владислав Баумгертнер в интервью Bloomberg TV. PotashCorp, ссылаясь на сокращение текущего спроса, уже приостановила производство на одном из рудников и запланировала на весну еще две остановки. «Сокращение производства направлено на поддержку цен. Для производителей калийных удобрений цена всегда была приоритетнее, чем объемы», — комментирует г-н Метнев.
http://www.rbcdaily.ru/2012/01/17/industry/562949982541782

Мировой рынок минеральных удобрений

За последние 50 лет мировой рынок минеральных удобрений увеличился практически в 5 раз и его объем достигает более $70 млрд. Его развитие носит стабильный поступательный характер без существенных спадов, что вызвано такими факторами, как сокращение ресурса свободных мировых посевных площадей, рост численности мирового населения, повышение требований к качеству продукции, проникновение сельскохозяйственной продукции на рынок энергоресурсов. Все это требует повышенной отдачи от сельхозугодий и влечет растущее потребление удобрений всех типов.

Объем мирового производства минеральных удобрений в 2007 году был на уровне 169 млн. тонн в пересчете на содержание питательных веществ, что на 3% выше уровня 2006 года.

Для мировой промышленности минеральных удобрений характерен ряд особенностей:
• прямая зависимость производства от доступности и регулярности поставок сырья: природного газа, угля, нафты (для производства азотных удобрений), фосфатов (для производства фосфорных удобрений) и калийных солей (для производства калийных удобрений),
• капиталоемкое производство,
• концентрация производств вблизи источников сырья (например, предприятия по производству калийных удобрений) или рынков сбыта,
• тенденция строительства предприятий с большой единичной мощностью с целью снижения себестоимости производства на единицу готовой продукции,
• значительная доля экспорта в объеме общемирового производства минеральных удобрений (хлористый калий – около 80%, фосфорные удобрения (моноаммонийфосфат и диаммонийфосфат) – более 40%, аммиачная селитра – более 25%, карбамид – около 23%) в силу неравномерного географического распределения природных ресурсов в странах и регионах мира.

На сегодняшний день крупнейшими производителями минеральных удобрений в мире являются Китай, который контролирует 21% рынка, США (13%), Индия (10%), Россия (8%) и Канада (8%). В последние годы влияние США на мировом рынке удобрений падает. С 2006 года самые большие показатели роста демонстрируют рынки стран Юго-Восточной Азии и Латинской Америки.

Как было отмечено выше, центры производства фосфатных и азотных удобрений распределены в районах потребления, а калийных — в районах добычи сырья. В соответствии с этим на сегодняшний день крупнейшими производителями азот¬ных и фосфоросодержащих удобрений являются регионы и страны-потребители – Азия (Китай и Индия) и Северная Америка (США), а производителями калийных удобрения – страны, располагающие сырьем: Канада, России и Белоруссия.

О высокой степени концентрации производства минеральных удобрений и их сырья свидетельствует тот факт, что на 15 стран приходится почти 80% общемирового объема выпуска аммиака, который идет на производство азотных удобрений. 85% объема мирового производства фосруды сосредоточено в 7 странах. В 6 странах выпускается более 85% общемирового объема хлористого калия.

Особенности расположения мощностей по производству минеральных удобрений обуславливают их товаропотоки на мировом рынке. В част¬ности, если азотных удобрений экспортируется в зависимости от вида в среднем око¬ло 25-40% от мирового производства, фосфорных – 35-50%, то калийных – 80%. В пересчете на 100% питательного вещества доля калийных удобрений в мировом экспорте удобрений составляет 60%.

Для стран Восточной Европы, включая Россию, характерна несколько отличная от общемировой ситуация, когда большая часть производимых азотных удобрений не потребляется, а экспортируется. В результате на данный момент восточноевро¬пейские страны являются крупнейшими экспортерами азотных удобрений. Это связано с тем, что до развала СССР данный сектор производства, также работав¬ший на внутреннее потребление, перестал быть востребованным внутри страны – объемы потребления удобрений сократились в несколько десятков раз. Поэто¬му отрасль была вынуждена переориентироваться на экспорт.

Объемы международной торговли минеральными удобрениями и сырьем для их производства ежегодно возрастают. Только в 2005 г. объем импорта аммиака, карбамида, диаммонийфосфата и серы возрос на 7%, 3%, 8% и 4% соответственно против уровня 2004г. Это связано именно с тем, что география потребления и производства минеральных удобрений не совпадают. Наиболее емкие и растущие рынки лишены либо недостаточно обеспечены собственными производствами.

В последнее десятилетие ХХ века мировой рынок минеральных удобрений превратился в один из наиболее консолидированных и остро конкурентных. В Западной Европе 80% общего производства удобрений контролируют 8 крупных фирм, в США 60% азотных удобрений поставляют 5 компаний. В развивающихся странах производство удобрений сосредоточено в руках нескольких государственных или управляемых государством компаний. В России до 90 % калийных и фосфорных удобрений поставляют 6 компаний, а производство азотных находится под контролем ОАО «Газпром».

Крупнейшим поставщиком минеральных удобрений на мировой рынок является компания PotashCorp, за которой следует Mosaic. В десятку лидеров также входят Беларуськалий, OCP, Agrium, Israel Chemicals, Yara, Уралкалий, Сильвинит. Среди других крупных производителей — Sinochem (Китай), IFFCO (Индия), Еврохим (Россия), Фосагро (Россия), SAFCO (Саудовская Аравия), Egyptian Fertilizer Company (EFC), Arab Fertilizer and Chemicals Company (AFCCO) (Египет), Тольяттиазот (Россия), Черкассы (Украина) и Koch (США).

Объемы производства минеральных удобрений крупнейшими производителями

http://www.newchemistry.ru/letter.php?n_id=2247

Карта МСБ урана в России


http://history-maps.ru/pictures/all_0/u_6_0/g_7_0/s_23_1/max_816/
Читать далее

Десять способов украсть нефть в России

Читать далее

ConocoPhillips сообщила о разделении бизнеса на две независимые компании

ConocoPhillips, третья по рыночной капитализации нефтяная компания США (после Exxon Mobil и Chevron), станет крупнейшей энергетической компанией, когда-либо проводившей разделение. Перерабатывающий бизнес будет выделен в отдельную компанию с другим названием и собственным листингом, акции которой достанутся нынешним акционерам ConocoPhillips. Название ConocoPhillips останется у добывающего бизнеса.

Инвесторы с энтузиазмом восприняли сообщение: на внебиржевых торгах до открытия рынка акции подскочили более чем на 9%, к середине дня рост составил 3,2%. На интересы инвесторов и ориентируется компания, говорится в заявлении гендиректора ConocoPhillips Джима Малвы: «Следуя нашей стратегии создавать максимальную акционерную стоимость, мы решили, что две независимые компании, работающие каждая в своей сфере, смогут более эффективно следовать собственным бизнес-стратегиям». Менеджмент каждой из компаний сможет лучше сконцентрироваться на реализации задач в своих конкретных областях, считает Малва. Добывающая компания и дальше будет воплощать планы «по повышению доходности капитала путем разработки новых ресурсов, увеличению резервов и объема добычи в расчете на акцию и увеличению выплат акционерам». Перерабатывающая компания будет ориентирована на повышение рентабельности не только на операционном уровне, но и путем инвестиций и оптимизации портфеля активов.

Последние 100 лет в нефтяном секторе преобладала обратная тенденция. После разделения Standard Oil Джона Рокфеллера в США в начале ХХ в. компании собирали под одной крышей активы по всей технологической цепочке — от добычи нефти до переработки и сбыта — и строили вертикально-интегрированные нефтяные компании (ВИНК). Эта модель считалась устойчивой к рыночным потрясениям: если тяжелые времена — например, из-за падения цен на нефть — переживает добыча, потери компенсирует переработка, и наоборот. Кроме того, спрос на бензин до кризиса быстро рос, и интегрированная модель нравилась инвесторам: они считали плюсом сбалансированность мощностей ВИНК по добыче и переработке нефти. С конца 1990-х гг., когда BP купила Amoco, началась эпоха супергигантов: Exxon объединилась с Mobil, стали сливаться европейские компании. ConocoPhillips образовалась в 2002 г. в результате слияния размером $25 млрд между Phillips Petroleum и Conoco.

Но в последние три года переработка в США стала гораздо менее прибыльной из-за замедления спроса на топливо и избытка мощностей, отмечает Фадель Гейт, аналитик по энергетике Oppenheimer. В последнее время о планах отделить нефтепереработку объявили несколько менее крупных компаний, включая Marathon Oil, Williams, Questar, El Paso. В начале 2010 г. Chevron заявила, что существенно сократит перерабатывающие операции. Возможно, решение ConocoPhillips — это шаг к отказу от модели ВИНК и среди мейджоров, полагает Гейт.

Инвесторы стали считать, что раздельные бизнесы лучше, говорит Стивен Дашевский, управляющий партнер «Дашевский и партнеры». Причем дело не только в бизнесе, но и в том, что в последние годы на рынке сырой нефти сильно выросла спекулятивная составляющая, на которой можно дополнительно заработать, а в цене нефтепродуктов ее почти нет. «Поэтому две акции лучше: хочешь инвестировать в добычу — покупаешь одну, в переработку — другую, хочешь интегрированную позицию — покупаешь обе», — сказал Дашевский. «В прошлом считалось, что интегрированная модель дает больше инвестиционных возможностей. Мы думаем, что эта ситуация изменилась», — заявил вчера Малва. Сам он уйдет на пенсию после разделения, завершить которое планируется в первом полугодии 2012 г.

Более крупным компаниям, таким как Shell или Exxon Mobil, будет проблематично последовать примеру ConocoPhillips из-за значительных сложностей с разделением сильно взаимосвязанных активов, полагает Кейси Сэттлер из Energy Intelligence.
http://www.vedomosti.ru/newspaper/article/263988/po_otdelnosti_dorozhe

В свое время слышал от одного большого БиПишного начальника на какой то лекции, что вертикальная интеграция позволяет, например, BP хеджироваться — в случае высоких цен на нефть у них в жопе переработка, зато на коне добыча, в случае падения цен на нефть — наоборот. Идея простая и понятная. Но вот со сбытом как в таком случае? И какие еще есть аргументы за интеграцию?
Я вот лично думаю, что для нашей страны наоборот необходима максимальная концентрация капитала (дело даже не в вертикальной интеграции как таковой). Просто для освоения Восточной сибири, арктического шельфа и т.д. маленькие компании непригодны абсолютно. У нас и Газпром то далеко не все может.
http://neftianka.livejournal.com/150009.html?thread=552441#t552441

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

MEA-1999: Юго-Восточная Азия

Источник: Мillennium energy atlas, 1999

bloom-boom.ru: Обсуждение рынка серебра

http://bloom-boom.ru/blog/14514.html#comment88196
В том числе ссылки на источники

pustota-2009: Спрос и предложение на рынке нефти

Давно хотел собрать вместе данные по спросу/предложению нефти от разных контор. Чувствую, эти данные еще пригодятся, так что выложу их тут типа как в записной книжке. В общем цифры несколько расходятся, причем у EIA данные в разных местах разнятся между собой. Например, если загрузить вот эту табличку,
http://www.eia.gov/oiaf/aeo/tablebrowser/#release=AEO2011&subject=0-AEO2011&table=19-AEO2011&region=0-0&cases=ref2011-d020911a
то мировое производство нефти в 2010 году составило 86.04 млн. баррелей в сутки.

Тогда как в этой таблице
http://www.eia.doe.gov/oiaf/ieo/excel/figure_29data.xls
получается 85.45:

Ну а в целом это выглядит вот так:

С точки зрения BP
http://www.bp.com/liveassets/bp_internet/globalbp/globalbp_uk_english/reports_and_publications/statistical_energy_review_2008/STAGING/local_assets/2010_downloads/Statistical_Review_of_World_Energy_2010.xls
производят так мало, видимо, потому, что они не включают нетрадиционные источники (их цифры неплохо бьются с Total conventional production из первой таблички от EIA.
Данные от IEA находятся тут.
http://omrpublic.iea.org/World/Table1.xls
Обзоры от OPEC здесь.
http://www.opec.org/opec_web/en/publications/340.htm

В целом можно сказать, что исходя из этих данных сказать что-то определенное о балансе спроса/предложения нельзя. Оценки сильно гуляют в зависимости от методики подсчета.
http://pustota-2009.livejournal.com/59808.html

Юрхаровское нефтегазоконденсатное месторождение

Очень большие карты
tim-o-fay: карта месторождений нефти и газа Западной Сибири
blackbourn: Petroleum Geology of Western Siberia, карта
MEA-1999: б.СССР, Турция
— — — —

Рис. 1. Районирование Западно-Сибирской НГП. Нефтегазоносные области: I – Ямальская; II – Гыданская; III – Приуральская; IV – Фроловская; V – Надым-Пурская; VI – Пур-Тазовская; VII – Среднеобская; VIII – Васюганская; IX – Каймысовская; X – Пайдугинская. Месторождения Надым-Пурской НГО: 1 – Уренгойское; 2 – Ямбургское; 3 – Медвежье; 4 – Губкинское; 5 – Комсомольское; 6 — Юрхаровское

Юрхаровское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ) располагается на севере Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (НГП) в пределах Надым-Пур-Тазовского района (рис. 1).

Согласно нефтегеологическому районированию Западно-Сибирская НГП подразделяется на десять нефтегазоносных областей (рис. 1), которые выделяются по основным местам скопления нефти и газа, связанным с региональными положительными структурами (мегавалами, поднятиями и пр.).

Одной из богатейших НГО с точки зрения суммарных запасов УВ является Надым-Пурская нефтегазоносная область (рис. 1). В ее строении выделяется ряд крупных поднятий, валов (Ямбургский, Уренгойский, Танловский) и сводов, с которыми связано большинство месторождений УВ данной территории. Строение положительных структур осложнено локальными поднятиями, значительная часть которых также является нефтегазоносными.

Анализ распределения месторождения УВ в Надым-Пурской НГО свидетельствует о четком разделении ее на северную нефтегазоносную и южную нефтеносную территории. Так, в северной части известны крупные газоконденсатные месторождения с нефтяными оторочками – Ямбургское, Губкинское и др. В южной части области обнаружены исключительно нефтяные месторождения – Новогоднее, Етынурское, Варьеганское и пр.

Юрхаровское месторождение приурочено к одноименному поднятию северо-восточного простирания. Максимальной амплитуды (более 200 м) поднятие достигает по кровле валанжина.

Осадочный чехол Юрхаровского месторождения имеет мощность около 4 км и представлен отложениями меловой, палеогеновой и четвертичной систем. Породы фундамента на площади не вскрыты.

Юрхаровское месторождение характеризуется одной залежью природного газа, 19 газоконденсатными залежами и тремя нефтегазоконденсатными залежами. Основные продуктивные залежи газа связаны с сеноманскими и валанжинскими отложениями. Сеноманская газовая залежь находится на глубинах 1043–1350 м, валанжинская газоконденсатная – на глубинах 2545–3200 м.

Литература:
Васильев В. Г. Газовые и газоконденсатные месторождения. Справочник. М.: Недра, 1975. 527 с.
Немченко Н.Н., Ровенская А.С., Шоелл М. Происхождение природных газов гигантских газовых залежей севера Западной Сибири // Геология нефти и газа. №2. 1999.
Справочник по стратиграфии нефтегазоносных провинций СССР. Под ред. Безносова Н. В. и др., М.: Недра, 1987, 336 с.
http://trubagaz.ru/gkm/jurkharovskoe-neftegazokondensatnoe-mestorozhdenie/

Активы НОВАТЭК


http://www.novatek.ru/ru/business/assets/

Юрхаровское месторождение, открытое в 1970 году, расположено за северным Полярным кругом в юго-восточной части Тазовского полуострова. Лицензией на разведку и добычу углеводородов на месторождении владеет наше 100% дочернее общество ООО «НОВАТЭК-ЮРХАРОВНЕФТЕГАЗ». Добыча газа и газового конденсата ведется с 2003 года. Юрхаровское месторождение — второе по объему добычи и первое по запасам среди месторождений «НОВАТЭКа» и основной источник роста добычи и запасов в среднесрочной перспективе. В ходе выполнения доразведки месторождения в 2007 г. был открыт ряд новых залежей, благодаря чему были увеличены доказанные запасы.
http://www.novatek.ru/rus/our_business/extraction/yur.html

Юрхаровское нефтегазоконденсатное месторождение является основным добывающим активом «НОВАТЭКа».
В 2012 году на долю этого месторождения приходилось примерно 25% доказанных запасов природного газа Компании по стандартам SEC (54% от разрабатываемых запасов) и около 60% валовой добычи газа и 63% добычи жидких углеводородов. Лицензия на освоение месторождения действует до 2034 года.

Юрхаровское месторождение открыто в 1970 году и расположено за северным Полярным кругом в юго-восточной части Тазовского полуострова. Западная часть месторождения находится на Тазовском полуострове, а центральная и восточная части расположены в бассейне Тазовской губы. Разбуривание морской части месторождения производится с суши с применением горизонтальных скважин.

Запасы месторождения по стандартам SEC на конец 2012 года составляли 436,5 млрд куб. м газа и 23,2 млн т жидких углеводородов. Основная часть запасов газа приходится на валанжинский горизонт. Продуктивные залежи компактно расположены на сравнительно небольшой площади, что повышает эффективность их разработки и освоения с точки зрения капитальных и операционных расходов.

Товарная добыча газа и газового конденсата на месторождении началась в 2003 году и по итогам 2012 года составила 34,1 млрд куб. м газа и 2 672 тыс. т жидких углеводородов. Модель разработки месторождения предусматривает бурение горизонтальных скважин большого диаметра и многозабойных горизонтальных скважин, что позволяет снизить общее количество скважин, необходимых для вовлечения в разработку всех запасов месторождения, и минимизировать капитальные вложения. Диаметр эксплуа тационной колонны скважин, которые бурятся на месторождении, достигает 245 мм, а длина горизонтальной секции ствола скважин превышает 1 000 метров. Стартовый дебит скважин доходит до 4,5 млн куб. м в сутки. В 2012 году на месторождении в эксплуатацию введено 6 новых добывающих скважин, а общий эксплуатационный фонд скважин вырос до 72.

В октябре 2012 года введен в эксплуатацию четвертый пусковой комплекс второй очереди месторождения, который позволяет вывести месторождение на проектную мощность в 36,5 млрд куб. м газа в год. Четвертый пусковой комплекс состоит из двух технологических ниток низкотемпературной сепарации мощностью 3,5 млрд куб. м газа в год каждая.

Также на месторождении введена в эксплуатацию первая очередь дожимной компрессорной станции, состоящей из трех агрегатов суммарной мощностью 75 МВт. Станция необходима для поддержания максимального уровня добычи газа на месторождении.

В 2012 году в рамках реализации плана по освоению нефтяных залежей месторождения была пробурена одна тестовая нефтяная скважина, стартовый дебит которой составил 83 т в сутки.
http://www.novatek.ru/ru/business/producing/yurkharovskoye/

Добыча газа на Юрхаровском месторождении началась в январе 2003 года. С магистральным газопроводом Ямбург-Уренгой месторождение соединяется газо — и конденсатопроводом протяженностью 51 км. В январе 2003 г. Юрхаровское месторождение было введено в промышленную эксплуатацию.
http://www.vsluh.ru/news/oilgas/83093.html#Icon_In


http://www.fakttv.ru/news/na/9042/

НОВАТЭК:
В 2007 году на Юрхаровском месторождении мы ввели в эксплуатацию установку по производству метанола мощностью 12,5 тыс. тонн в год. Установка является уникальным интегрированным в процесс подготовки газа объектом: в мировой практике нет подобных малотоннажных производств на газоконденсатных месторождениях. Производство метанола непосредственно на месте добычи позволило минимизировать экологические риски, а также снизить операционную себестоимость добычи и повысить стабильность производства.

В 2008 году была запущена вторая очередь Юрхаровского месторождения, что увеличило возможности Компании по добыче газа до уровня более чем 100 млн куб. м в сутки.

В 2009 году НОВАТЭК ввел в эксплуатацию второй пусковой комплекс второй очереди Юрхаровского месторождения. Запуск второго пускового комплекса позволит увеличить возможности Компании по добыче газа и газового конденсата на 7 млрд м3 и 600 тысяч тонн в год соответственно. В рамках второго пускового комплекса Компания ввела в эксплуатацию две технологические нитки низкотемпературной сепарации газа. Ввод второго пускового комплекса позволит увеличить годовой объем добычи на месторождении до 23 млрд м3 газа и 2 млн тонн конденсата. Это увеличит производственные мощности Компании по добыче газа до 44 млрд м3 в год.

http://www.novatek.ru/rus/our_business/extraction/yur.html


http://www.neftyaniki.ru/publ/russian_oilfields/jamalo_neneckij_ao/jurkharovskoe/7-1-0-702
http://iv-g.livejournal.com/529491.html

Освоение морской части Юрхаровского месторождения, большая часть запасов газа и конденсата которого расположена под дном Тазовской губы, проводится ООО «Новатэк-Юрхаровнефтегаз» c 2002 г. с берега Тазовского полуострова наклонными скважинами с горизонтальным завершением большого диаметра (168 мм в залежи). При этом отходы стволов скважин от вертикали достигают 3 – 5 км, а начальные дебиты газа валанжинских залежей – 3 – 5 млн м3 в сутки. Данное месторождение можно считать первым разрабатываемым российским арктическим месторождением в переходной зоне «суша–море».

Добыча углеводородов (УВ) Юрхаровского месторождения началась в 2003 г. и достигла в 2010 г. 24.75 млрд м3 газа (в потенциале более 33 млрд м3), а конденсата – 2.11 млн тонн (рис.3) [7]. В этом же году начал работу конденсатопровод длиной 326 км с пропускной способностью до 3 млн тонн. На восьмом году разработки (26.04.11) накопленная добыча газа превысила 100 млрд м3, а конденсата – 8.5 млн тонн [7]. Запасы месторождения по классификации SEC (без учета вероятных и возможных) на 31.12.10 – 460 млрд м3 газа и 23 млн тонн конденсата. Кроме этого, к западу и востоку от него открыты два месторождения-спутника – Западно-Юрхаровское и Ново-Юрхаровское.

http://burneft.ru/archive/issues/2011-07-08/7

Юрхаровское месторождение открыто в 1970 г и расположено в ЯНАО, за северным Полярным кругом в юго-восточной части Тазовского полуострова в Надым-Пур-Тазовском районе. Месторождение имеет площадь примерно 260 км2 и расположено в 50 км к востоку от принадлежащего Газпрому Ямбургского месторождения и приблизительно в 300 км к северу от г Новый Уренгой.

Западная часть месторождения находится на Тазовском полуострове, а центральная и восточная части расположены на шельфе Тазовской губы, средняя глубина которой составляет 4 метра. Эксплуатационное бурение производится на суше, месторождение осваивается с применением горизонтальных скважин.
Юрхаровское месторождение имеет 1 залежь природного газа, 19 газоконденсатных залежей и 3 нефтегазоконденсатных залежи.

Глубина залегания углеводородов варьируется от 1 000 до 2 950 метров, при этом валанжинский горизонт, который характеризуется наличием проницаемого песчаника, является основной областью добычи.
Продуктивные залежи компактно расположены на небольшой географической территории, что повышает эффективность разработки и освоения этих запасов, как с точки зрения капитальных вложений, так и с точки зрения операционных затрат.

Лицензией на геологическое изучение и добычу углеводородов владеет НОВАТЭК-ЮРХАРОВНЕФТЕГАЗ, 100% дочернее общество НОВАТЭКа. Добыча газа и газового конденсата ведется с 2003 г.

Доказанные запасы (SEC) месторождения на 31.12.2011 составляют 445,6 млрд м3 газа и 24,2 млн тонн жидких углеводородов.

С магистральным газопроводом Ямбург-Уренгой месторождение соединяется газопроводом протяженностью 51 км. Параллельно идет конденсатопровод.
http://neftegaz.ru/tech_library/view/4443/