Архив меток: Мексиканский залив

eia.gov: Gulf of Mexico Federal Offshore Production

https://www.eia.gov/dnav/pet/pet_crd_gom_s1_a.htm

Добыча нефти на морском шельфе, с глубин в несколько сотен метров под водой, теперь переживает свою революцию, подобную сланцевой. Её себестоимость стала заметно дешевле, поскольку производители смогли рационализировать операционные издержки, согласно отчёту Wood Mackenzie Ltd. По её данным, рыночная цена чёрного золота уже в размере 50 долл. за баррель может оказаться вполне приемлемой для многих проектов нефтедобычи на шельфе в следующем году. Это заметный прогресс по сравнению со средней точкой безубыточности при цене барреля около 62 долл. в I квартале и 75 долл. в 2014 году.

Излишне говорить, что все технологии шельфовой и глубоководной нефтедобычи запрещены к экспорту в Россию согласно условиям американских и европейских санкций. То есть, российские нефтекомпании реализовывать подобные проекты вряд ли смогут. А вот Америка уже использует их на полную катушку. Американский экспорт нефти показывает рост.

http://a-nalgin.livejournal.com/1363212.html

Видео: Розовая лагуна в Мексике


Беспилотник заснял розовую лагуну на восточном побережье полуострова Юкатан в Мексике. Такой окрас воды вызван химическими веществами, которые выделяют обитающие там красный планктон и артемия.

Премьера RTD: Нефтяное удушье

Оригинал взят в Премьера RTD: Нефтяное удушье<
В апреле 2010 года буровая платформа Deepwater Horizon компании ВР затонула недалеко от побережья американского штата Луизиана. В течение 86 дней на полуторакилометровой глубине бил мощный нефтяной фонтан. Авария причинила непоправимый ущерб экосистеме региона. Однако едва ли не больший вред нанесли меры по устранению её последствий. Каким стал Мексиканский залив после столь масштабной экологической катастрофы?
Смотреть фильм

Мир в фокусе

eia.gov: Шельфовое бурение в мире, 2000-2015


http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=23032

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

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

eia.gov: Five states and the Gulf of Mexico produce more than 80% of U.S. crude oil

Five states and the Gulf of Mexico supplied more than 80%, or 6 million barrels per day, of the crude oil (including lease condensate) produced in the United States in 2013. Texas alone provided almost 35%, according to preliminary 2013 data released in EIA’s March Petroleum Supply Monthly. The second-largest state producer was North Dakota with 12% of U.S. crude oil production, followed by California and Alaska at close to 7% each and Oklahoma at 4%. The federal offshore Gulf of Mexico produced 17%.

Total U.S. crude oil production grew 15% in 2013 to 7.4 million barrels per day. Texas and North Dakota led that growth, with their crude oil outputs each increasing 29% from 2012. Production gains in both states came largely from shales, especially the Eagle Ford in Texas and the Bakken in North Dakota. In the three years since 2010, North Dakota’s crude oil output has grown 177% and Texas’s output 119%, the fastest in the nation.

Three other states that were among the top 10 U.S. producers in 2013 also experienced production growth rates above 20% during the past three years. Colorado, which overlies part of the Niobrara Shale, had 93% growth in production from 2010 to 2013; Oklahoma, with the Woodford Shale, had 62% growth; and New Mexico, which shares the Permian Basin with Texas, had 51% growth.

Crude oil is produced in 31 states and two offshore federal regions—the Gulf of Mexico and the Pacific Coast. Of those 33 producing areas, 10 supply more than 90% of U.S. output. While 9 of those top 10 areas were also among the top 10 producers five years ago, their relative contributions have changed.

North Dakota has risen from the seventh largest oil producer to the third. The Gulf of Mexico, Alaska, and California, which together in 2008 supplied nearly half of U.S. crude production mainly from conventional oil reservoirs, provided less than one-third of national output in 2013. Output in those areas has declined at the same time that overall national production has expanded.
http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=15631

— — — — — —
2013-03-26 eia.gov: U.S. crude oil production outlook http://iv-g.livejournal.com/857360.html

2012-07-31 earlywarn.blogspot.com: US Crude Production by State http://iv-g.livejournal.com/718409.html

2012-04-07 eia.gov: US Crude Oil Production, Monthly http://iv-g.livejournal.com/644764.html

2012-04-06 США: добыча нефти по регионам и штатам http://iv-g.livejournal.com/642930.html

2012-02-22 eia.gov: US Crude Oil Production, 2010 (thousand barrels) http://iv-g.livejournal.com/609009.html

forbes: 10 наиболее крупных открытий нефти и газа в 2013 году

Во всем мире не было открытий месторождений более 1 млрд. баррелей.

После оценки 400 разведочных скважин, пробуренных в прошлом году, грубая оценка дла, что промышленность обнаружила 20 миллиардов баррелей нефти в (и эквивалентное природного газа) в прошлом году, против мирового потребления 50 млрд баррелей.

Большие открытия, которые были сделаны, как правило, содержат больше природного газа, чем предполагалось. Газ менее желателен, чем нефть, потому что с ним труднее выйти на рынок (особенно, когда он обнаружен в отдаленных местах), и по энергоэквиваленту продается с большой скидкой к нефти.

1. Agulha/Coral gas discoveries offshore Mozambique by Eni — 700 million BOE each
(95.48 млн.т)

2. Lontra discovery in Angola by Cobalt International Energy (CIE) – 900 million BOE
(122.76 млн.т)

3. B14/B17 gas discoveries in Malaysia by Newfield Exploration (NFX) – 850 million BOE
(115.94 млн.т)

4. Ogo discovery in Nigeria by Afren / Lekoil — 775 million BOE
(105.71 млн.т)

5. Nene Marine discovery in Congo Brazzaville by Eni — 700 million BOE
(95.48 млн.т)

6. Tangawizi gas discovery offshore Tanzania by Statoil (STO) – 575 million BOE
(78.43 млн.т)

7. Coronado oil discovery in U.S. Gulf of Mexico by Chevron (CVX) – 550 million BOE
(75.02 млн.т)

8. Salamat gas discovery in Egypt’s East Nile Delta by BP – 500 million BOE
(68.2 млн.т)

9. Maximino oil discovery in Gulf of Mexico by Pemex – 500 million BOE.
(68.2 млн.т)

10. Bay du Nord discovery offshore eastern Canada by Statoil and Husky — 450 million BOE
(61.38 млн.т)
http://www.forbes.com/sites/christopherhelman/2014/01/08/the-10-biggest-oil-and-gas-discoveries-of-2013/

“Результативность” не радовала в 2013-м — например Tullow Energy пробурила 20 скважин, и все оказались сухие, а Tudor Pickring & Holt пробурила 25 скважин в районах с очень высокой вероятностью залегания запасов нефти, и результативными оказались только четыре.
http://aftershock.su/?q=node/205273
— — —
20 миллиардов баррелей нефти = 2.73 млрд.т
50 миллиардов баррелей нефти = 6.82 млрд.т

Все наиболее крупные открытия были сделаны на шельфе.

voprosik.net: Карты Мексисканского залива


2398×1551


http://voprosik.net/rossiyu-pustyat-k-amerikanskoj-nefti/

DOI.gov: Bureau of Ocean Energy Management

OCS Lands Act History
The Reorganization of the Former MMS

BOEM Organizational Chart

Combined Leasing Status Report

2012 — 2017 Lease Sale Schedule

External Studies

Comparative Assessment of the Federal Oil and Gas Fiscal System

Oil & Gas Energy Programs2012-2017 Five Year Program

Fact Sheets & Press Releases

Resource Evaluation Program Office
http://www.boem.gov/About-BOEM/BOEM-Regions/Alaska-Region/Resource-Evaluation/Index.aspx
http://www.boem.gov/GOMR-Resource-Evaluation/

Outer Continental Shelf Oil & Gas Assessment 2006

The Bureau has completed an assessment of the undiscovered technically recoverable resources (UTRR) underlying offshore waters on the Outer Continental Shelf (OCS).

The Bureau estimates that the quantity of undiscovered technically recoverable resources ranges from 66.6 to 115.3 billion barrels of oil and 326.4 to 565.9 trillion cubic feet of natural gas.

The mean or average estimate is 85.9 billion barrels of oil and 419.9 trillion cubic feet of natural gas.
(нефть — 12 млрд. toe, газ — 11.8 трлн. м3
По данным BP Statistical Review of World Energy June 2013 в 2012 г. в США потребление
нефть — 819.9 млн. toe
газ — 722.1 млрд. м3)

These volumes of UTRR for the OCS represent about 60 percent of the total oil and 40 percent of the total natural gas estimated to be contained in undiscovered fields in the United States. The mean estimates for both oil and gas increased about 15 percent compared to the 2001 assessment. For the oil resources, the vast majority of this increase occurred in the deepwater areas of the Gulf of Mexico, while for gas resources the majority of the increase was in deep gas plays located beneath the shallow water shelf of the Gulf of Mexico.

Resource Evaluation Program


http://www.boem.gov/Oil-and-Gas-Energy-Program/Resource-Evaluation/Resource-Assessment/2006-RA-Assessments.aspx

— — —
06/28/2012
Interior Finalizes Plan to Make All Highest-Resource Areas in the U.S. Offshore Available for Oil & Gas Leasing. Next Five-Year Strategy Includes Frontier Areas in the Alaska Arctic

MarineCadastre.gov: Map Gallery

eia.gov: U.S. crude oil production outlook

February 14, 2013

Short‐Term Energy Outlook Supplement: Key drivers for EIA’s short‐term U.S. crude oil production outlook (pdf)

Crude oil production increased by 790,000 barrels per day (bbl/d) between 2011 and 2012, the largest
increase in annual output since the beginning of U.S. commercial crude oil production in 1859. The U.S.
Energy Information Administration (EIA) expects U.S. crude oil production to continue rising over the
next two years.

U.S. crude oil output is forecast to rise 815,000 bbl/d this year to 7.25 million barrels per day, according to the February 2013 STEO. U.S. daily oil production is expected to rise by another 570,000 bbl/d in 2014 to 7.82 million barrels per day, the highest annual average level since 1988. Most of the U.S. production growth over the next two years will come from drilling in tight rock formations located in North Dakota and Texas.

Increasing tight oil production is driven by the use of horizontal drilling in conjunction with multi‐stage hydraulic fracturing, which provides both high initial production rates and high revenues at current oil prices. Additional technological and management improvements have increased the profitability of tight oil production, thereby expanding the economically recoverable tight oil resource base and accelerating the drive to produce tight oil. These technology and management improvements include, but are not confined to:

— Multi‐well drilling pads
— Extended reach horizontal laterals up to 2 miles in length
— Optimization of hydraulic fracturing through micro‐seismic imaging and enhanced interpretation
— Simultaneous hydraulic fracturing of multiple wells on a pad
— Drilling bits designed for specific shale and tight formations
— “Walking” drilling rigs

Further improvements in technology, such as selective fracturing along the horizontal lateral (the
horizontal section of a well) to avoid zero or low production stages, based on local geologic
characteristics, might further improve the economics of tight oil production.

Currently, the most important basins for production growth are:
— The Williston Basin in North Dakota and Montana, which includes the Bakken Formation
— The Western Gulf Basin in south Texas, which includes the Eagle Ford Formation
— The Permian Basin in West Texas and southeast New Mexico, which includes the Spraberry and Wolfcamp formations

At present, drilling activity is focused mostly on “tight,” or very low permeability, geologic formations, including shales, chalks, and mudstones. These formations are particularly attractive because the drilling and fracturing of long horizontal well laterals yields high initial production volumes and, therefore, strong cash flows.

Гринпис разоблачил 14 проектов, которые приведут мир к катастрофе

К открытию Всемирного экономического форума в Давосе (Швейцария) международная природоохранная организация «Гринпис» опубликовала доклад «Точка невозврата», в котором представлены 14 самых опасных для климата промышленных проектов.

Речь идет о проектах по добыче ископаемого топлива — нефтеносных песках в Канаде и Венесуэле, глубоководном бурении в Бразилии и Мексиканском заливе, расширении добычи угля в США, Австралии, Индонезии и западных провинциях Китая, добыче сланцевого газа в США, расширении добычи нефти и газа на шельфе Каспийского моря, добыче газа в Африке, добыче нефти в Ираке, запуске добычи нефти и газа на Арктическом шельфе.

Эти проекты реализуются компаниями Shell, BHP Billiton, Peabody, Enbridge, Газпром, Cairn Energy, Petrobras и BP.

«Этот список — свидетельство лицемерия правительств, которые говорят о борьбе с изменением климата и одновременно продвигают гигантские проекты, усугубляющие эту проблему», — заявил Куми Найду, исполнительный директор Гринпис, который приехал в Давос, чтобы встретиться с представителями бизнеса и государств.

В докладе «Точка невозврата», подготовленном консалтинговой компанией Ecofys, отмечается, что к 2020г. эти 14 проектов увеличат выбросы углекислого газа в атмосферу на 6,34 гигатонны в год, то есть на 20% по сравнению с нынешним уровнем.

Это значит, что правительства не выполнят взятые на себя в рамках Киотского протокола обязательства удержать изменения климата в рамках 2 градусов Цельсия.

Согласно исследованию Международного энергетического агентства, при сохранении нынешнего объема парниковых выбросов планета к 2050г. разогреется в среднем на 3,5-4 градуса. По данным Гринписа, если эти 14 новых проектов будут реализованы, то возрастет вероятность реализации самого опасного сценария, при котором потепление превысит 5 градусов. Это значит, что точка невозврата будет пройдена до 2020г., и человечество уже не сможет контролировать изменения климата, которые приведут к природным катастрофам, дефициту питьевой воды и продовольственным кризисам.

«Россия уже сейчас занимает четвертое место в мире по объему парниковых выбросов. Если мы начнем добывать углеводороды в Арктике, наш вклад в изменение климата станет поистине катастрофическим, — комментирует ситуацию руководитель энергетической программы Гринпис Владимир Чупров. — Кроме того, мы закрепим за собой статус сырьевого придатка развитых и развивающихся стран, вместо того чтобы развивать новые, в том числе «зеленые» технологии, и повышать эффективность энергетики. Наш вклад в глобальную катастрофу еще и в том, что поставками углеводородов мы стимулируем их потребление в других странах».

К.Найду считает, что государства должны отказаться от грандиозных планов по расширению добычи ископаемого топлива, заменив их проектами развития возобновляемой энергетики. В Гринпис уверены, что это «вполне реалистичная цель»: например, уже в 2011г. треть всего мирового прироста производства электричества давали возобновляемые источники энергии. О том, как перейти от катастрофической модели развития энергетики к «зеленой», рассказывается в исследовании Гринпис Energy [R]evolution — 2012.

http://top.rbc.ru/society/22/01/2013/841639.shtml
http://www.greenpeace.org/russia/ru/news/22-01-2013_Davos-Tochka-Nevozvrata/

Доклад «Точка невозврата», подготовленный консалтинговой компанией Ecofys (pdf)

Energy [R]evolution 2012
http://www.greenpeace.org/international/Global/international/publications/climate/2012/Energy%20Revolution%202012/ER2012.pdf

eia.gov: Mexico Country Analysis Brief

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

rbcdaily: Геологоразведочные проекты россйиских нефтяных компаний

07.08.2012
Вслед за ЛУКОЙЛом и «Газпромом» неудача в зарубежном проекте настигла «Газпром нефть». Компании не удалось обнаружить коммерческих запасов в первой пробуренной скважине в Мексиканском заливе кубинского шельфа. В последние годы международная экспансия российских компаний нередко оборачивается неудачей, но отдача по ним в случае успеха кратно выше, отмечают эксперты.

Российской нефтяной компании «Газпром нефть» не удалось обнаружить коммерчески выгодного месторождения углеводородов по результатам бурения разведочной скважины в Мексиканском заливе на шельфе Кубы, пишет Бизнес-ТАСС со ссылкой на пресс-релиз кубинской государственной нефтегазовой компании Cubapetroleo. Сообщается, что 31 июля «Газпром нефть» и компания PC Gulf («дочка» малайзийской Petronas) завершили бурение морской разведочной скважины Сatoche 1x на глубину 4,7 тыс. м с борта нефтяной платформы «Скарабео-9». Характеристики дна в районе бурения «не позволяют осуществлять отдачу значительных объемов нефти и газа, поэтому скважину нельзя квалифицировать как пригодную для коммерческой разработки».

«Газпром нефть» вошла в проект год назад. 29 июля 2011 года она совместно с Сubapetroleo и Petronas подписала дополнение к СРП по четырем блокам на шельфе Кубы, согласно которому российский партнер получил 30% в проекте, 70% остались у Petronas. Соглашение на ведение нефтяной разработки было подписано партнерами до 2037 года, а на добычу газа — до 2042 года.

«Сотрудничество с Petronas позволит нашей компании развить свои компетенции в сфере освоения морских глубоководных месторождений и расширить опыт участия в проектах за пределами России, где мы планируем добывать к 2020 году порядка 10% от нашего общего объема производства углеводородов», — говорил тогда предправления «Газпром нефти» Александр Дюков. Инвестиции в проект составили более 12 млн долл. (данные за 2011 год). Компания тогда еще заявляла, что по результатам бурения первой скважины Catoche-1 будет приниматься решение: начинать бурение второй оценочной скважины или переходить на другую. «Партнеры продолжают оценивать собранную в ходе бурения информацию и в последующие месяцы проведут трехмерную сейсмику самых перспективных секторов, обнаруженных в 2009 году», — говорится в сообщении кубинской компании.

Ранее государственная Cubapetroleo оценивала запасы нефти на шельфовых месторождениях страны в Мексиканском заливе более 20 млрд барр. Между тем, по данным Геологической службы США, речь может идти о 5 млрд барр. Дозвониться в Cubapetroleo не удалось, а представители «Газпром нефти» эту информацию не комментируют. Помимо Кубы компания реализует проекты в Ираке, Экваториальной Гвинее, Венесуэле, в Анголе, Румынии и Венгрии.

Зарубежные шельфовые проекты в геологоразведке априори чреваты более высокими рисками и расходами, чем российские проекты на суше, но и отдача по зарубежным проектам в случае успеха может быть кратно выше. Стоимость одной геологоразведочной скважины на глубоководном шельфе можно оценить в районе 100 млн долл. В этом году испанская Repsol уже пробурила сухую скважину в акватории Кубы, говорит аналитик ИФД «КапиталЪ» Виталий Крюков. Российским компаниям далеко не всегда достаются привлекательные проекты на шельфе, так как лакомые участки зачастую уже поделены международными компаниями, а порой российским компаниям не хватает и должной компетенции. Кроме того, они часто идут в политически выгодные проекты, а в итоге политическая выгода оборачивается прямыми экономическими убытками, заключил г-н Крюков.
http://www.rbcdaily.ru/2012/08/07/tek/562949984473007

06.08.2012
Потерпев неудачу с нефтепереработкой на украинском рынке, российские нефтяники решили заняться добычей газа в соседнем государстве. ЛУКОЙЛ подал заявку на разработку Скиф­ской площади на украинском шельфе Черного моря. На проект, реализуемый на условиях соглашения о разделе продукции (СРП), также претендует консорциум в составе ExxonMobil, Shell, Petron и НАК «Надра Украины». Освоение шельфовых запасов газа, по мысли украинских властей, может снизить зависимость от поставок из России. Но доля добычи на Скифской площади, по предварительным оценкам, не составит и десятой части потребностей страны — 3—4 млрд куб. м против 50 млрд.

LUKOIL Overseas Ukraine B.V. («дочка» крупнейшей российской частной нефтяной компании) подал заявку на участие в конкурсе на право разработки Скиф­ской площади на украинском шельфе Черного моря, сообщил в пятницу представитель государственной службы гео­логии и недр соседнего государства Эдуард Ставицкий. Вторым претендентом оказался международный консорциум, в который вошли ExxonMobil, Shell, Petron («дочка» OMV) и НАК «Надра Украины». Страна выставила на конкурс два участка, однако на менее перспективную Форосскую площадь претендентов не нашлось. Представитель ЛУКОЙЛа вчера не стал комментировать подачу заявки на разработку украинского шельфа.

Разработка Скифского участка планируется на условиях СРП. Государство рассчитывает получать четверть прибыльной продукции, доля инвестора максимум составит 70%. На этапе доразведки инвестиции должны быть порядка 200 млн долл. по обоим участкам. Суммарные вложения в Скифскую площадь ранее оценивались в 10—12 млрд долл., что позволит ежегодно добывать 3—4 млрд куб. м газа. Запасы предварительно оценены в 35 млрд куб. м и 25—60 млн т нефти. При этом по газу они могут увеличиться до 150—200 млрд куб. м. СРП предполагается заключить на 50 лет, решение по победителю власти Украины пообещали принять в течение месяца.

Российские нефтяники достаточно активно заходили на украинский нефтеперерабатывающий и розничные рынки. Ранее ЛУКОЙЛ купил Одесский НПЗ, а ТНК-ВР — Лисичанский НПЗ. Однако инвестиции не оправдали себя. Из-за особенностей налогового законодательства производство оказалось нерентабельным — нефтепродукты выгоднее привозить из соседней Белоруссии. ЛУКОЙЛ остановил Одесский завод около двух лет назад, на днях появилась информация, что ТНК-ВР ведет переговоры о продаже Лисичанского НПЗ, одним из претендентов на него является украинский олигарх, один из совладельцев RosUkrEnergo Дмитрий Фирташ.

Впрочем, как выяснилось, неудачи в нефтепереработке не отбили интерес к Украине у российских нефтяников, которые теперь готовы заняться добычей. Для ЛУКОЙЛа это скорее имиджевый проект — компания хочет показать, что она готова работать на шельфовых месторождениях, полагает генеральный директор Фонда национальной энергетической безопасности Константин Симонов. Отчасти это может помочь ему преуспеть в переговорах с российскими властями, которые пока не допускают частные компании до добычи на российском шельфе. Однако госкомпании в ответ могут выдвинуть аргумент, что сложность добычи в Черном море несопоставима с работами на арктическом шельфе по климатическим условиям.

Впрочем, пока точной оценки запасов Скифской площади нет, в случае победы ЛУКОЙЛу еще предстоит проводить доразведку в условиях сложной структуры дна. Кроме того, при работе в курортном регионе разработчику гарантировано пристальное внимание экологов, добавляет г-н Симонов. Он сомневается в перспективах проекта: власти Украины неоднократно декларировали различные мегапроекты, но они так и не были реализованы. На Украине есть потенциал для отказа от российских энергоресурсов, но он связан не с шельфом, а в первую очередь с угольным метаном, говорит Константин Симонов. Избавление от газовой зависимости от России эксперты оценивали в 10 млрд долл. ежегодных инвестиций, но власти и местные предприниматели не готовы идти на такие траты, добавляет он.
http://www.rbcdaily.ru/2012/08/06/tek/562949984465413

06.08.2012
Предприниматель Михаил Гуцериев расширяет географию бизнеса «РуссНефти»: компания объявила о намерении вести разработку алжирских месторождений. Аналитики отмечают, что работа в Африке сопряжена с высокими рисками.

«РуссНефть» получила сертификат Министерства энергетики и горнодобывающей промышленности Алжира на право ведения поисковой и разведочной деятельности в статусе «оператор-инвестор» на суше, говорится в пресс-релизе компании. Получение этого сертификата определяет «широкое участие» «РуссНефти» в перспективных нефтегазовых проектах Алжира, отмечается в сообщении. О каких проектах идет речь, не указывается. Компания уже владеет двумя международными проектами в Азербайджане (блок Падар) и Мавритании (оценочные запасы порядка 3 млн т).

Основанная Михаилом Гуцериевым «РуссНефть» известна не только своей высокой динамикой развития (по данным ЦДУ ТЭК, за полгода прирост добычи составил 4,7%), но и огромным долгом почти в 5 млрд долл. В июне на совете директоров «РуссНефть» утвердила стратегию развития с объемом инвестиций не более 500 млн долл. в год. «2017 год — выплата всех долгов в ноль, добыча — 18 млн т нефти в год, объем инвестиций — минимальный», — говорил журналистам глава компании Михаил Гуцериев. За два года компании удалось сократить долг на 1,6 млрд долл., до конца года планируется довести его до 4,3 млрд долл. Как сказал г-н Гуцериев, стратегией компании не предусмотрена покупка новых активов: «Нет финансовых возможностей покупать активы до 2015 года». Однако она предполагает активное участие в развитии мировых сырьевых рынков.
«РуссНефть» не раскрывает подробностей инвестиций в алжирские месторождения, однако источник, близкий к компании, отметил, что уже только попасть в алжирскую квалификацию — большое дело для компании. «Сейчас мы уже имеем доступ и право участвовать в различного рода мероприятиях по их проектам», — говорит собеседник РБК daily.

Интерес к недрам Африки у Михаила Гуцериева появился, когда он еще был главой «Слав­нефти». В 2001 году было подписано соглашение с Суданом о добыче нефти на условиях СРП на блоке №9, запасы которого составляли несколько десятков мил­лионов тонн. Через год суданское правительство аннулировало соглашение, мотивируя это тем, что российская компания так и не приступила к работам. Но г-н Гуцериев не оставил надежд на регион. После того как была сформирована новая компания «РуссНефть» и он ее возглавил, в 2005 году бизнесмен обещал, что компания получит статус международного игрока. Позже компания Гуцериева приобрела два нефтегазовых участка в Мавритании и один блок в Азербайджане. Однако через два года ему пришлось покинуть Россию (из-за уголовных дел и налоговых претензий). Только в 2009 году Михаил Гуцериев смог вернуться, но ему пришлось продать 49% акций АФК «Система».

«РуссНефть» не упускает возможности приобретать перспективные активы и в России. Две недели назад она приобрела у ТНК-ВР 100% акций «Новосибирскнефтегаза» и 71,09% «Северноенефтегаза», говорит аналитик ИК «Тройка Диалог» Валерий Нестеров. Покупка оценивается до 500 млн долл. Однако к зарубежным проектам нужно относиться аккуратнее, считает г-н Нестеров. В отличие от российских они несут в себе высокие риски. Март 2010 года, например, оказался неудачным для российского ЛУКОЙЛа. Две скважины, пробуренные нефтяниками на шельфе Ганы, оказались пустыми. И все же Алжир менее рискованная страна про сравнению с Ливией или Сирией, заключает эксперт.
Из российских компаний в Алжире активнее всего сейчас представлен «Газпром». Он реализует проект El Assel (запасы около 30 млн т нефти) в партнерстве с алжирской госкомпанией Sonatrach (контрольный пакет). На блоке пробурены уже четыре скважины и получены первые притоки нефти и газа. «Роснефть-Стройтрансгаз Лимитед», управляемая «Роснефтью» и «Стройтрансгазом», также ведет разведочное бурение в республике совместно с Sonatrach.
http://www.rbcdaily.ru/2012/08/06/tek/562949984465412

eia.gov: Gulf of Mexico Fact Sheet

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

eia.gov: Much of the country’s refinery capacity is concentrated along the Gulf Coast

Of the more than 17.3 million barrels per day (bbl/d) of refinery capacity located in the United States as of January 1, 2012, about 44% (or nearly 7.7 million bbl/d) is located along the Gulf Coast.


http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=7170

EIA Hurricane Outlook

http://www.eia.gov/forecasts/steo/special/pdf/2012_sp_01.pdf
http://www.eia.gov/special/gulf_of_mexico/

Usgs assessment: Undiscovered resources in in the Upper Cretaceous Eagle Ford Group, 2011

Using a geology-based assessment methodology, the U.S. Geological Survey assessed means of (1) 141 million barrels of oil (MMBO), 502 billion cubic feet of natural gas (BCFG), and 16 million barrels of natural gas liquids (MMBNGL) in the conventional Eagle Ford Updip Sandstone Oil and Gas Assessment Unit (AU); (2) 853 MMBO, 1,707 BCFG, and 34 MMBNGL in the continuous Eagle Ford Shale Oil AU; and (3) 50,219 BCFG and 2,009 MMBNGL in the continuous Eagle Ford Shale Gas AU in onshore lands and State waters of the Gulf Coast.

Introduction
The U.S. Geological Survey (USGS) recently completed a geology-based assessment of the undiscovered, technically recoverable oil and gas resources in Upper Cretaceous strata of the U.S. Gulf Coast region, which includes parts of Texas, Louisiana, Arkansas, Mississippi, Alabama, and Florida (fig. 1). The assessed Upper Cretaceous strata in this report includes the Eagle Ford Group, which is interbedded with laterally equivalent sandstones of the Woodbine and Tuscaloosa Formations; other lateral equivalents are the Eagle Ford Shale, and,

in part, the Tuscaloosa marine shale. Nomenclature is a combination of formal and informal groups, and formation and member names that reflect the common designation and usage in the region by State, industry, U.S. Geological Survey, and academic geologists. The assessment was based on the geologic elements and petroleum processes used to define a total petroleum system (TPS), which includes petroleum source rocks (source-rock maturation and petroleum generation and migration), reservoir and seal rocks (sequence stratigraphy and petrophysical properties), and petroleum traps (trap formation, timing, and seals). Using this petroleum-system framework, the USGS defined three assessment units (AUs) for these Cenomanian−Turonian rocks: (1) the Eagle Ford Updip Sandstone Oil and Gas AU, (2) the Eagle Ford Shale Oil AU, and (3) the Eagle Ford Shale Gas AU (fig. 1).

Geologic Summary
The USGS defined the Upper Jurassic−Cretaceous−Tertiary Composite TPS and three assessment units (AUs) with technically recoverable undiscovered conventional and continuous oil and gas resources in Upper Cretaceous strata (fig. 1). The assessed conventional oil and gas undiscovered resources are in sandstone reservoirs in the Tuscaloosa and Woodbine Formations in Louisiana and Texas, respectively, whereas the continuous oil and continuous gas resources reside in the Eagle Ford Shale in Texas and the Tuscaloosa marine shale in Louisiana. Conventional resources in the Tuscaloosa and Woodbine are included in the Eagle Ford Updip Sandstone Oil and Gas AU, which encompasses an area where the Eagle Ford Shale and Tuscaloosa marine shale display vitrinite reflectance (Ro) values <0.6 percent. The conventional gas resources in the so-called “downdip” Tuscaloosa and Woodbine shelf-margin deltas previously were assessed and published in 2007 (Pitman and others, 2007). The continuous Eagle Ford Shale Oil AU lies beneath part of the conventional Eagle Ford Updip Sandstone Oil and Gas AU, immediately updip of the Lower Cretaceous shelf edge, and is defined by thermal maturity values within the Eagle Ford Shale and the Tuscaloosa marine shale that range from 0.6 to 1.2 percent Ro. Similarly, the continuous Eagle Ford Shale Gas AU is defined primarily downdip of the shelf edge where the source rocks have Ro values greater than 1.2 percent.
Resource Summary

The USGS assessed undiscovered, technically recoverable oil and gas resources in the three assessment units (table 1).

The assessed means are (1) 141 million barrels of oil (MMBO), 502 billion cubic feet of natural gas (BCFG), and 16 million barrels of natural gas liquids (MMBNGL) in the conventional Eagle Ford Updip Sandstone Oil and Gas AU; (2) 853 MMBO, 1,707 BCFG, and 34 MMBNGL in the continuous Eagle Ford Shale Oil AU; and (3) 50,219 BCFG and 2,009 MMBNGL in the continuous Eagle Ford Shale Gas AU.

For Further Information
Supporting geologic studies and the methodology used in the 2010 Jurassic and Cretaceous Gulf Coast Assessment are in progress. Assessment results are available at the USGS Central Energy Resources Science Center website:
http://energy.cr.usgs.gov/oilgas/noga

http://energy.usgs.gov/OilGas/AssessmentsData/NationalOilGasAssessment.aspx
http://pubs.usgs.gov/fs/2012/3003/
http://pubs.usgs.gov/fs/2012/3003/FS12-3003.pdf

— — — — — — — — — — — — — — — — —
http://img-fotki.yandex.ru/get/4505/invngn.19/0_3cd30_e1e8fc70_orig

Всего, Mean
Нефть: 995 млн. барр. = 135.58 млн.т
Газ: 52428 млрд. куб. футов = 1468 млрд. куб. метров

Сезон атлантических ураганов

Атлантический сезон ураганов (также «сезон атлантических ураганов»; англ. Atlantic Hurricane Season) — условное название ежегодного периода формирования наиболее интенсивных ураганов в средней части северной половины Атлантического океана. Тропические циклоны, образующиеся в этой зоне называются, в зависимости от интенсивности, ураганами, тропическими штормами, или тропическими депрессиями. Возможны жертвы и разрушения. В период сезона метеоролог. службы США, и, в меньшей степени, других стран региона ведут активный мониторинг тропической активности.
На севере Атлантики сезон ураганов проходит с 1 июня по 30 ноября. Пик наблюдается около 10 сентября — в США это День труда.

По данным многовековых наблюдений, пик тропической активности в регионе достигает максимума в конце лета, когда различие между температурами в верхних слоях атмосферы и морскими температурами у хорошо прогретой поверхности воды является максимальным. Основной вектор движения ураганов — с юга на север и с юго-востока на северо-запад, в акваторию Мексиканского залива. Однако, у каждого региона есть свои особенности. В целом, май — наименее активный месяц, в то время как сентябрь (1-ая половина) является самым активным и самым тёплым.

Тропические депрессии, которые достигают уровня тропической штормовой интенсивности, получ. назваия из списка, заранее составленного метеослужбами США. В среднем 10,1 циклонов происходят каждый сезон, в том числе 5,9 получают статус урагана и 2,5 становятся мощными ураганами (Категория 3 или более; Шкала ураганов Саффира — Симпсона). Самым активным сезоном за всю историю современных наблюдений был Сезон атлантических ураганов 2005 года, в течение которого сформировались 28 тропических циклонов, из которых рекордные 15 стали ураганами, в том числе печально знаменитая «Катрина». Наименее активным был сезон 1914 г. когда появился лишь один тропический циклон. О более ранних ураганах сведения получают путём проведения археологических раскопок в прибрежных зонах.

В своей классической работе по динамике атлантических циклонов Уильям Грей, руководитель проекта по тропической метеорологии Университета штата Колорадо, показал наличие 25-30-летних циклов в активности тропических штормов.
1780 — Самый смертоносный ураган в истории Вест-Индии — Великий ураган 1780 года.
1900 — Галвестонский ураган стёр с лица земли техасский город Галвестон.
1933 — В Атлантике это был самый активный сезон в XX веке: наблюдался 21 шторм. См. Сезон атлантических ураганов 1933 года.
1950 — В Атлантике этот год наиболее разрушительных штормов: наблюдалось 8 сильных ураганов.
1969 — Наибольшее число ураганов в Атлантике за сезон — 12 ураганов.
1995 — По количеству штормов в Атлантике это второй после 1933 года: 19 штормов.

Маршруты всех ураганов, зафиксированных с 1851 по 2005 годы

Википедия


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

Сотрудников 13 морских нефтяных платформ срочно эвакуируют из Мексиканского залива в связи с приближением тропического шторма «Дебби». Как сообщает НТВ, скорость ветра в эпицентре урагана достигает 80 километров в час. За «Дебби» безотрывно наблюдают американские метеорологи. Смертельный вихрь сейчас наблюдается примерно в 350 километрах к юго-востоку от устья реки Миссисипи и движется на север.

Этот сезон ураганов в Атлантике уже называют особенным: впервые за историю наблюдений, ведущуюся с 1851 года, до 1 июля сформировались сразу четыре тропических шторма. Как добавляют «Вести», в результате эвакуации нефтяных платформ, объемы добычи черного золота в регионе сократились на 7,8%, природного газа — на 8,16%.

По прогнозам специалистов, по мере приближения к суше «Дебби» повернет на запад в направлении Техаса и пройдет вдоль Луизианы, у побережья которой сосредоточено множество нефтеперерабатывающих мощностей компаний ВР, Anadarko Petroleum, BHP Billiton и других. Среди них — принадлежащая британскому гиганту крупнейшая в мире морская платформа Thunder Horse, способная в сутки добывать до 250 тысяч баррелей нефти и 200 миллионов кубических метров природного газа.
http://www.regnum.ru/news/1544757.html

Rosneft and ExxonMobil Strategic Cooperation Agreement

19.04.2012
Вчера в Нью-Йорке «Роснефть» раскрыла свои планы по развитию до 2020 года. Эти цифры практически совпадают с данными, которые содержатся в до сих пор не опубликованной стратегии развития госкомпании до 2030 года, о содержании которой РБК daily писала 26.03.12. К 2020 году добыча компании должна вырасти в полтора раза по сравнению с 2010 годом, а основной акцент будет сделан на разработке газовых месторождений.

К 2020 году «Роснефть» планирует довести добычу углеводородов до 3,7 млн барр. нефтяного эквивалента в сутки по сравнению с 2,5 млн барр./сут. в 2010 году, сообщил вчера президент компании Эдуард Худайнатов в ходе презентации для инвесторов. Среднегодовой темп роста добычи при этом составит 4%. По словам президента компании, это станет возможным «при цене на нефть около 90 долл./барр. и благоприятном налоговом режиме, который позволит продолжить активную работу в Западной и Восточной Сибири».

При этом рост добычи будет обеспечен существующими доказанными запасами, подчеркнул Эдуард Худайнатов. Основная их часть сосредоточена в рамках 11 крупнейших месторождений, включая Ванкорское, Приобское, Малобалыкское и Мамонтовское. Их совокупный запас составляет 16,8 млрд барр., из которых сейчас разрабатывается лишь порядка 45%, следует из презентации. Всего же доказанные запасы компании составляют 23,4 млрд барр. н.э., в то время как прогнозные ресурсы достигают 206 млрд барр. Перевод их в доказанные ресурсы обеспечит основной рост добычи после 2020 года, рассчитывает компания.

Исходя из презентации «Роснефти» в 2020 году доля газа в суммарной добыче вырастет до 20—24%. Сейчас этот показатель составляет всего 10%, в то время как доля газа в доказанных запасах компании превышает 20%, подчеркнул Эдуард Худайнатов. Всего в 2020 году «Роснефть» планирует добывать 45—55 млрд куб. м газа против нынешнего уровня в 12 млрд куб. м.

По мнению аналитика ИФД «КапиталЪ» Виталия Крюкова, существенный рост добычи «Роснефти» будет достигнут как за счет реализации новых проектов, в частности в Восточной Сибири, так и за счет роста добычи газа. «При этом именно на газовые проекты будет сделан основной упор в ближайшее время: их можно быстрее освоить при наличии доступа к газопроводам», — поясняет эксперт. К тому же есть позиция правительства стимулировать добычу газа независимых производителей, добавляет он.

Озвученные вчера цифры практически совпадают с данными, которые содержатся в стратегии развития «Роснефти» до 2030 года, с которой уже удалось ознакомиться РБК daily. В соответствии с ней к 2020 году добыча компании должна составить 170—180 млн т нефтяного эквивалента в год, из них 25% придется на добычу газа, а к 2030-му — до 200 млн т н.э. (эти цифры соответствуют представленным в Нью-Йорке данным). Добыча газа к этому времени планируется на уровне 40—45 млрд куб. м. Для достижения поставленных задач к 2020 году компания собирается инвестировать 124 млрд долл. Официально стратегия «Роснефти» до сих пор не опубликована.
http://www.rbcdaily.ru/2012/04/19/tek/562949983608747

The event will start on April 18, 2012, at 17-30 Moscow time, 14-30 London time, 9-30 New York time.

http://www.rosneft.ru/attach/0/02/05/rosneft_rus_12_04_2012.pdf


http://www.rosneft.ru/attach/0/02/05/ExxonMobil_Rosneft_SCA_rus.pdf

http://www.rosneft.com/Investors/investor_tools/calendar/Update/

США: добыча нефти по регионам и штатам


http://www.eia.gov/pub/oil_gas/petroleum/analysis_publications/oil_market_basics/paddmap.htm


http://www.eia.gov/dnav/pet/pet_crd_crpdn_adc_mbbl_m.htm

Помесячная добыча 1981-2012
East Coast (PADD 1)

Florida

New York

Pennsylvania

West Virginia

— — — — — — —

Midwest (PADD 2)

Kansas

North Dakota

Oklahoma

— — — — — — —

Gulf Coast (PADD 3)

Louisiana

New Mexico

Texas

Federal Offshore—Gulf of Mexico (PADD 3)

— — — — — — —

Rocky Mountain (PADD 4)

Colorado

Montana

Utah

Wyoming

— — — — — — —

West Coast (PADD 5)

South Alaska

Alaska North Slope

Arizona

California

Nevada

Federal Offshore California (PADD 5)

— — — — — — — — — — —
Графики Монтаны, Невады и оффшорной Калифоршии показательны при прогнозе добычи в Северной Дакоте, последние два графика дают два варианта роста добычи.
Рост добычи в Монтане начался в 2003 г., в Северной Дакоте в 2007 г.

Citigroup report. Energy 2020: North America as the new Middle East

http://bittooth.blogspot.com/2012/03/citicorp-energy-projection-gentle-cough.html
Pdf, 92 стр.

В целом ничего особенного. много взято просто из ежегодников EIA.GOV, а о многих, если не о большинстве, прогнозов верно писал Spydell, но некоторые результаты небезинтересны.

— — — — — — — — —
Моя оценка
новое в исследовании:
— США как энергетическая сверхдержава (fig.8)
— прелести «сырьевого проклятия» (fig.73 и др.)
— прелести снижения потребления населением, в т.ч. из-за старения населения, как стимул для промышленности и экономик в целом (fig.72 и др.)

Ресурсы нефти США


http://energy.usgs.gov/OilGas/AssessmentsData/NationalOilGasAssessment/AssessmentUpdates.aspx

Map Showing Geology, Oil and Gas Fields, and Geologic Provinces of the Gulf of Mexico Region



Читать далее

Последние часы Deepwater Horizon

ч.1
http://neftianka.livejournal.com/183494.html
ч.2
http://neftianka.livejournal.com/183655.html

http://www.nytimes.com/2010/12/26/us/26spill.html?pagewanted=all

О сделке Роснефти с ExxonMobil

Михаил Крутихин
Крутихин: Поскольку переговоры о сотрудничестве в Арктике велись и с Exxon Mobil, и с Shell, и с Eni, и с Total, и с ВР в конечном итоге. Но я бы не стал сравнивать эти сделки со сделкой с ВР, потому что главный смысл той затеи – был обмен акциями, чтобы российская компания получила что-то в крупной западной компании, а западная компания как бы облагородила «Роснефть» своим присутствием в числе акционеров. Месторождения в Карском море были каким-то таким камуфляжем для этой сделки. В данном случае речь может идти о реальном сотрудничестве, но я не спешил бы с выводами, поскольку когда мы говорим «соглашение о стратегическом сотрудничестве», это еще пока ничего не значит – это заявление о любви и дружбе.

Второе – у «Роснефти» нет никакого опыта работы на шельфе. У нее небольшое подразделение – «Сахалинморнефтегаз» — которое работает в качестве партнера на Сахалине, но в самой компании нет даже департамента, который мог бы заниматься шельфовыми работами, нет ни одного специалиста. Департамент формируется, хотя без особой охоты, медленно.

Макеева: Есть объявление, что будет совместный центр арктических исследований.
Крутихин: Это было то же самое, что они объявили с ВР, и этот центр так и заглох, потому что с российской стороны туда некого вставлять. Стали приглашать с Сахалина – там 300 специалистов работает – практически никто ехать в Москву не хочет, они там так хорошо присоседились к тому же самому Exxon Mobil, с которым огни плотно работают, к Shell и другим компаниям, которые на Сахалине вполне успешно сотрудничают.
Самое интересное. Москва оголенная, там нет специалистов по шельфу. И когда говорят, что «Роснефть» будет работать в Мексиканском заливе, а чем она там может вообще помочь?
Да абсолютно ничем. Может быть, деньги вложит в какое-то совместное предприятие, потому что опыта нет, технологий нет, нужно все покупать из-за границы, ничего нет.

Крутихин: Отчасти это пиар, а отчасти это, конечно, интерес Exxon Mobil – вдруг да что-нибудь получится, вдруг дадут на каких-то условиях? Потому что сейчас получается так, что хорошие иностранные компании в Россию не идут, и наши уже, может быть, согласны поменять правила игры, чтобы хоть кого-то сюда затянуть. Попытки делаются.

Казнин: Деньги на геологоразведку уже, говорят, какие будут потрачены со стороны Exxon Mobil.
Крутихин: Разведывать можно. Дело все в том, что если это те же самые блоки, о которых говорилось в соглашении с ВР, это Карское море. А в Карском море идет мелководье, а потом обрывается до 400 метров глубины – и как там вести сейсмическую съемку, это довольно затруднительно. Это можно делать примерно два месяца в году. Года три потратят на эту самую сейсмическую съемку, посмотрят, какие там структуры, потом пробурят скважину и поймут – там минеральная вода или нефть и газ. Никто пока еще этого не знает. Вдруг сейчас начнут очень-очень активно работать, свершится чудо какое-то, все бросят туда все, что только можно? Хотя в мире сейчас не хватает буровых установок, чтобы там работать. Если туда бросят, считайте, лет через 7, может быть, начнется освоение, если откроют месторождения, и лет через 10-15 оттуда пойдет первая нефть.

Крутихин: Подписать такое соглашение могли когда угодно, как угодно, если очень попросит Россия, для пиара это очень хорошо. Давайте посмотрим, у любой российской компании шкафы полны соглашений о стратегическом сотрудничестве с другими иностранными компаниями. Что из них осуществляется?

Крутихин: Я не очень верю, что «Роснефть» способна там что-то делать. Она очень рвется на различные иностранные проекты, ее не очень пускают, у нее мало иностранных проектов, мало опыта в этом. Даже «Лукойл», компания более-менее цивилизованно-западная, попав в Америку, она сначала приобрела там сеть бензозаправочных станций, а потом, посмотрев, потихонечку стала сворачивать эту сеть, поскольку не ее это поле для деятельности.

Крутихин: У «Роснефти» нет на это опыта — на то, чтобы работать за границей. В России она работает в тепличных фактически условиях, когда ей, во-первых, лицензии безо всякого конкурса предоставляются на очень хорошие месторождения в Восточной Сибири, на шельфе и т.д. Ей предоставляются привилегированные условия для транспортировки нефти и нефтепродуктов, например, на Дальнем Востоке, каких ни у кого там нет. Иностранной компании, да и другой частной российской компании такого от правительства не дождаться. Это особая компания. И когда она попадет за границу, то ей надо будет пробиваться через кого-то российскими методами. А российские методы часто не работают.

Макеева: Я еще хочу про арктический шельф спросить, по поводу этой суммы – 500 млрд. инвестиций – и только ли это туда? В принципе, кто-то попытался всерьез высчитать, сколько будет стоить этот проект, разработка арктического шельфа, кто-то всерьез к этому приступал?
Крутихин: Всерьез – нет. Это очень дикие совершенно оценки. Оценивали, например, есть такая программа у «Газпрома», она подписана с Ямало-Ненецким автономным округом, об освоении Ямала и прилегающих к нему морей. В принципе, эта программа рассчитана где-то на $80-90 млрд. — это не $500 млрд. – до 2035 года примерно она должна растягиваться. Это очень приблизительные прикидки. Мало того, если вы заглянете в эту программу, в 13-й пункт, там есть такой раздел, который говорит об экономической целесообразности всей программы. Там есть табличка – выгодно или невыгодно, и какой будет pay-back, рентабельность всего этого хозяйства по двум сценариям. Написано, первое: возврат инвестиций – 21 год, 19 лет и 20 лет.
http://tvrain.ru/news/mikhail_krutikhin_glavnaya_tsel_exxon_mobil_eto_pr/

ЕxxonMobil станет партнером «Роснефти» в арктическом проекте стоимостью в $500 млрд
http://gazeta.ru/business/2011/08/30/3750009.shtml

Несколько комментариев:
1) Пресловутый «Запад» в очередной раз подтвердил, что, ради нефти, он готов идти на сделки с кем угодно.
2) «Роснефть» призналась, что своих технологий разработки арктических месторождений у России нет. Вот и приходится идти на поклон к супостатам.
3) Если я правильно понимаю, «Роснефть» собирается вложиться в американскую экономику уже сегодня, т.к. месторождения и в Мексиканском заливе, и, тем более, в Техасе давно разведаны. А вот Exxon будет вкладыватсья в Россию только после того, как будет доказано, что нефть в Арктике есть, и что добывать её экономически эффективно. Подозреваю, что это будет за пределами 2024 года, т.е. в политические сливки снимать, скорее всего, будет кто-то другой. А пока, «Роснефть» будет поддерживать отток капитала из России. Пусть, даже, и легальный. Но сточки зрения того, где будут работать российские сбережения, это — неважно.
И, наконец, алаверды к комментарию г-на Сечина: если сделка с ВР была менее выгодной, то зачем её заключали? Неужели только для того, чтобы «отмыть» акции, национализированные у ЮКОСа?
http://saleksashenko.livejournal.com/121494.html
Из комментариев к записи
akteon:
Гм, но Экссон в российскую экономику тоже кой-чего вложит, причем, более-менее сразу и с весьма большим риском.

Что технологий морской добычи в России … ну вот и начинают проект, чтобы поучиться.

Вложения Роснефти в американские проекты вещь тоже не обязательно плохая — похоже, там идет своп, вместо того, чтобы взять за долю в Карском проекте деньгами, они берут долями в проектах. В теории, конечно, они могли б взять деньгами и раздать дивиденды, но думаю, что ожидаемая доходность американских проектов тоже неплоха и достаточно скора. А если говорить о том, что эти деньги могли б быть проинвестированы в России, то это вопрос не столь простой. При нынешних налогах особо некуда там инвестировать. Денег-то вокруг вагон, банки их предлагают — бери, не хочу. Проектов нет.

«Роснефть» нашла замену ВР в лице ExxonMobil
http://www.rbcdaily.ru/2011/08/31/tek/562949981372115

И.Сечин: «Роснефть» получит доли в 6 проектах ExxonMobil
http://top.rbc.ru/economics/30/08/2011/613096.shtml

Новым партнером «Роснефти» по Арктике стала ExxonMobil
http://top.rbc.ru/economics/30/08/2011/613080.shtml

«Роснефть» и ExxonMobil будут совместно работать на фондовых рынках
http://top.rbc.ru/economics/30/08/2011/613097.shtml