Архив меток: нефть добыча диаграмма

Wood Mackenzie: обновленные данные по краху инвестиций в мировую нефтедобычу

“Обвал цен на нефть вынудил энергетические компании по всему миру отложить $1 трлн. в проекты направленные как на добычу нефти, так и в ее поиск до конца десятилетия. При всем при этом, ожидаемо 7 млрд. баррелей нефти остаются в земле.
Практически в каждой нефтедобывающей стране, при текущих ценах на нефть, наблюдается определенная форма снижения кап.вложений”, — заявляет Malcolm Dickson, главный аналитик компании Wood Mackenzie.

Кстати, cамое глубокое снижение замечено в США (Lower 48, исключение штат Аляска), где ожидается двухкратное прогнозное сокращение кап.вложений на сумму в $125 млрд. в течение 2016-17 годов.

Аналитики говорят, что северо-американские компании уже сократили свои расходы гораздо сильнее, чем они это сделали в далеких 1980-х, когда была разрушена экономика Техаса. Заметные сокращения в сланцевой отрасли ожидаются в районах штатов Северная Дакота, Южный Техас и в неких других отдаленных регионах страны.

Расходы в дорогие проекты, связанные напрямую с глубоководной и сверх-глубоководной добычей (бурение на глубины свыше 7000 футов), согласно прогнозам, сократятся на 40% в течение ближайших двух лет.

Большинство аналитиков придерживаются мнения, что текущие цены подтолкнули компании отложить $740 млрд. в проекты связанные с добычей на участках нефтеносных песков в Канаде и на морских участках ведения бурения и добычи в Мексиканском заливе.

Нефтяные компании сократят еще $300 млрд., которые пошли бы в уплату работ по геологоразведке до 2020 года.

Источник:

$1 trillion on upstream projects cut through 2020, WoodMac says

https://aftershock.news/?q=node/410500

U.S. SHALE PLAYS


https://img-fotki.yandex.ru/get/40987/81634935.11e/0_c3438_a3fa7766_orig.png»>

$1 trillion on upstream projects cut through 2020, WoodMac says

Реклама

Саратовская область: нефть, газ, сланцы

Площадь 101 240 км²
Население 2 503 305 (2013)
Плотность 24.73 чел./км²

В области разведано более 40 малых нефтяных и газовых (значительны Степновское и Урицкое) месторождений, при неизученности основной части перспективных районов. Разведано множество месторождений горючего сланца, в том числе крупное Озинское, месторождения качественного цементного сырья, фосфоритов, строительных, балластных и стекольных песков, строительных глин и камня.

— — — — — —

— — — — — —


http://www.mosgorshop.ru/katalog/index.php?productID=6871

— — — —
Саратовская область – один из старейших нефтегазодобывающих регионов России. В настоящее время нефтегазодобыча в основном базируется на эксплуатации мелких месторождений с большим коэффициентом обводнённости и малыми дебитами нефти на скважинах. Добыча углеводородного сырья велась на 69 месторождениях. На данный момент насчитывается 482 действующие скважины (общий фонд скважин составляет 1500).

Сегодня активную добычу углеводородного сырья, на различных стадиях разработки, ведет 22 предприятия различной формы собственности на территории 21 муниципального района Саратовской области. Основная промышленная добыча углеводородов сосредоточена в 12 муниципальных районах, среди которых Энгельсский, Саратовский, Перелюбский, Татищевский, Лысогорский, Красноармейский, Ровенский, Волжский, Краснокутский, Марксовский, Новоузенский и Духовницкий районы.

2012 год для нефтегазодобывающих предприятий области сложился довольно благополучно:
— объем отгруженной продукции составил 17,8 млрд. руб. или 111,4% к уровню 2011 года;
— объем добычи нефти с газовым конденсатом соответственно 1,4 млн. тонн и 102,2%;
— объем добычи природного газа более 1,0 млрд. м3 и 116,2%;

Регион планирует развивать свой ресурсный потенциал. Основная цель — доведение уровня утилизации попутного газа до 95 процентов.
http://xn--80aag1ciek.xn--p1ai/region/economics/prom1.php

— — — — — —
Минерально-сырьевая база твердых полезных ископаемых Саратовской области
Твердые полезные ископаемые Саратовской области насчитывают 11 месторождений, в том числе:
горючие сланцы – 3 месторождения: Савельевское, Озинское и Коцебинское. По состоянию на 01.01.2012 г. месторождения учтены как нераспределенный фонд.
Балансовые запасы А+В+С1+С2 млн.т = 146 млн.т.

http://www.tfipfo.ru/ru/resurs/15/249/

А+В+С1 = 143.796 млн.т, С2 = 2.179 млн.т
Краткая характеристика горючих сланцев Коцебинского месторождения: удельная теплота сгорания (Q ) – 6,1-9,0 МДж/кг, содержание серы (S ) – 4,4 %, выход – (Т ) – 9,4%.
Краткая характеристика горючих сланцев Озинского месторождения: удельная теплота сгорания (Q ) – 7,1 МДж/кг, содержание серы (S ) – 3,6 %.
Краткая характеристика качества горючих сланцев Савельевского месторождения: удельная теплота сгорания (Q ) – 7,1 МДж/кг, содержание серы (S ) – 8,9 %.
http://www.tfipfo.ru/data/objects/249/files/TPI_2013.ppt

Сведения о видах, объемах, стоимости геологоразведочных работ по Саратовской области, завершенных в 2012 году

Геологоразведочные работы, проведённые на территории Саратовской области в 2012 году, финансировались как за счёт собственных средств предприятий, так и за счёт федерального бюджета. Основное финансирование (93,2%) производилось за счёт средств недропользователей, незначительную часть составили средства федерального бюджета (6,8%).
По результатам работ на объектах ГРР, зарегистрированных в 2012 году и переходящих объектах основными видами работ были бурение скважин и сейсморазведка МОГТ-2D. Пробурено 13 скважин (1 – структурная, 2 – поисковых, 1 – поисково-разведочная, 9 – поисково-оценочных), бурением пройдено более 22 тыс. пог.м, средняя стоимость за 1 метр проходки составила 32 706 руб. Проведены сейсморазведочные работы МОГТ-2D в объеме 1412,8 пог.км, средняя стоимость 1 пог.км сейсмопрофилей, составила 103 975 руб. В меньших объёмах проводились сейсморазведочные работы МОГТ-3D – 185 кв.км, сейсморазведочные работы ВП ОГТ – 410 пог.км, электроразведочные работы методом ЗБС – 250 пог.км, электроразведочные работы методом МТЗ – 410 пог.км.
Существенная часть расходов на ГРР связана с бурением скважин (81,6%), в значительно меньших объёмах финансировались сейсморазведочные работы МОГТ-2D (9,9%) и прочие виды работ (8,5%).

http://www.tfipfo.ru/ru/resurs/279/
http://tfipfo.ru/data/objects/files/saratovskaya_oblast.doc

— — — — — —

Углеводородное сырье в Саратовской области (нефть, газ, конденсат)

Характеризуется низкой степенью разведанности. Если по количеству перспективных и прогнозных ресурсов область занимает первое место в Поволжье, то по реальным запасам углеводородного сырья стоит на четвертом месте, уступая Татарстану, Самарской и Волгоградской областям.

По нефтегеологическому районированию на территории Саратовской области выделяются две нефтегазоносные провинции (НГП): Волго-Уральская и Прикаспийская. Волго-Уральская, в свою очередь, подразделена на две самостоятельные нефтегазоносные области (НГО): Нижневолжскую и Средневолжскую.

Практически вся промышленная добыча нефти и газа сосредоточена в пределах Нижневолжской НГО. Эти районы характеризуются достаточно высоким ресурсным потенциалом, превышающим 270 млн. т нефтеэквивалента (т н. э.), относительно неглубоким залеганием основных нефтегазоносных комплексов и довольно высокой степенью изученности. Вследствие хорошо развитой инфраструктуры вновь открываемые здесь месторождения могут быстро, в течение 1-2 лет, вводиться в промышленную эксплуатацию.

На территории Средневолжской НГО в Дальнем Саратовском Заволжье за последние 10 лет открыт ряд нефтяных и газоконденсатных месторождений. На некоторых из них ведется пробная эксплуатация с отбором жидких углеводородов, попутный и свободный газ при этом сжигается на факелах. Основными особенностями данного района являются высокий ресурсный потенциал нефти и газа, сложное геологическое строение, большие по сравнению с центральными районами области глубины залегания основных девонских нефтегазоносных комплексов, отсутствие развитой инфраструктуры и обустроенных промыслов. Отсутствие системы подготовки и транспортировки углеводородов приводит к необходимости сжигания «на факеле» порядка 400-500 млн. м3 природного газа в год.

Саратовская часть Прикаспийской НГП характеризуется наиболее высокими удельными плотностями прогнозных ресурсов углеводородов. В настоящее время ее потенциал оценивается в более чем 1,5 млрд. т условного топлива (т у. т.). Именно этот район наиболее перспективен для открытия крупных месторождений нефти и газа, способных кардинально увеличить добычу в Саратовской области. Однако Прикаспийская НГП характеризуется большими (5,5-7 км) глубинами залегания основного нефтегазоносного, подсолевого, комплекса, весьма слабой изученностью и низкой достоверностью имеющейся геофизической информации, отсутствием инфраструктуры. Сложности освоения Прикаспийской НГП связаны также с недостатком фонда структур, подготовленных к поисковому бурению сейсморазведкой. Ресурсы участков учтены в основном по категориям Д1 и Д2 (по подсолевым отложениям в Прикаспийской впадине) и в незначительных объемах по категории С3.

В настоящее время объем добываемого в области углеводородного сырья составляет 40% от общей потребности, промышленная добыча углеводородного сырья сосредоточена в нескольких районах области. Суммарная площадь лицензионных участков, на которых ведется добыча, не превышает 10% общей площади нефтегазоперспективных земель области.

По состоянию на 1 января 2006 года запасы нефти, газа, газового конденсата и гелия на территории Саратовской области были учтены по 110 месторождениям. Из этих месторождений нефтяных – 29, газонефтяных – 22, газовых – 15, нефтегазоконденсатных – 34, газоконденсатных – 10. В 2005 году предприятиями Саратовской области добыто 1616,9 тыс. т нефти с конденсатом и 479,97 млн. м3 газа, что соответственно в 2 и 1,3 раза больше, чем в 1998 году (рис.11). Основным добывающим предприятием остается ОАО «Саратовнефтегаз».


Рис. 11. Динамика добычи нефти и газа на территории Саратовской области

Горючие сланцы

На ближайшее десятилетие специалистами прогнозируется в силу целого ряда причин снижение добычи нефти и газа, что повышает значимость альтернативных энергоносителей, таких как каменный уголь и особенно горючие сланцы.

На долю Волжского сланцевого бассейна (значительная часть которого располагается в Саратовской области) падает более 31% от общих промышленных запасов по России. Основные месторождения горючих сланцев расположены в саратовском Заволжье. Их общие геологические запасы их составляют 11,2 млрд. т по горной массе и 9,1 млрд. т по чистому сланцу.

На территории Саратовской области расположены два крупных месторождения горючих сланцев – Перелюбское и Коцебинское, на которых в 1978-1987 годах проведены поисково-оценочные работы и предварительная разведка, а также ряд месторождений и участков меньших размеров, разведанных до 1957 года. К ним относятся Левобережный участок Кашпир-Хвалынской сланценосной площади, а также месторождения: Орловское, Савельевское и Озинское. Государственным балансом запасов учтены запасы только двух месторождений: Савельевского и Озинского.

Савельевское месторождение расположено в Краснопартизанском районе, вблизи пос. Горный. Общая разведанная площадь месторождения около 110 км2. Глубина залегания сланцев колеблется от нескольких до 200 метров. Мощность продуктивной толщи – от 13,8 до 20,8 м. Качество сланцев хорошее: теплота сгорания – 1020-3380 ккал/кг, выход смолы на воздушно-сухой сланец – 14-26,9%. Месторождение известно с 1915 года. Поисково-разведочные работы на нем проводились с 1928 по 1952 годы, с 1957 года месторождение законсервировано. Балансовые запасы сланцев по промышленным категориям равны 30,2 млн. т, по категории С2 – 1,2 млн. т, забалансовые – 190,8 млн. т.

Озинское месторождение расположено вблизи р.п. Озинки. Известно месторождение с 1925 года. Геологоразведочные работы проводились в 1932-1939 годы. Балансовые запасы по промышленным категориям 72,6 млн. т, С2 – 0,9 млн. т и забалансовые – 158,9 млн. т. Месторождение эксплуатировалось с 1943 по 1957 годы, после чего было законсервировано.

Перелюбское и Коцебинское месторождения расположены в пределах Перелюб-Благодатовской сланценосной площади. Запасы этих двух месторождений по категории С1 составляют 1142 млн. т (Коцебинское – 525 млн. т, Перелюбское – 617 млн. т), они не утверждались. Предварительно оцененные запасы по обоим месторождениям по категории С2 составляют 5321 млн. т.

Одним из важных и интересных направлений использования сланцев Поволжья является получение ценных сероорганических соединений – лекарственных средств природного происхождения: ихтиола и др.

Кроме этого, выполнены разработки по выпуску дополнительно нового ценного продукта – тиофена, цена которого на мировом рынке составляет 6-10 долл. за 1 кг.

Одним из возможных путей использования сланцев является получение из них керогена, применение которого повышает влагостойкость асфальтобетонных покрытий, замедляет деструктивные процессы в битуме и обеспечивает длительную работоспособность дорожных покрытий.

Наличие серы, особенности геологического разреза, его обводненность не позволяют рентабельно и экологически безопасно осуществлять разработку горючих сланцев традиционными способами: шахтами или карьерами.

В настоящее время в саратовском Заволжье реализован на практике способ скважинной добычи горючих сланцев, который позволяет осуществлять разработку многопластовых месторождений путем поочередного отбора тонких продуктивных пластов горючих сланцев с помощью наклонно-горизонтальных скважин.

Принцип добычи исключает складирование на поверхности серосодержащих пород. Транспортировка полезного ископаемого на поверхность осуществляется с помощью замкнутой циркуляции пластовой воды, как промывочной жидкости, что позволяет уменьшить негативное воздействие на окружающую среду.
http://www.protown.ru/russia/obl/articles/6104.html

— — — — — —
В хозяйственных целях Саратовская область потребляет 3,6 млн. т. жидких и 8,5 млрд. кубометров газообразных углеводородов, в том числе: 5,1 — в промышленности, 0,13 — в сельском хозяйстве, 1,3 — в коммунально-бытовой сфере, 0,5 — населением. Сетевые потери составляют 0,7 %. Область нуждается в постоянном ввозе и расширении добычи углеводородного сырья.
Нефть в структуре топливно-энергетических ресурсов области составляет 39,4 %, газ — 55,4 %, гидроэнергия — 2,5 %, атомная энергия — 4,5 %. В другие области поставляются 55,3 % энергоресурсов. Мощность ОАО «Крекинг» обеспечивается в основном привозной нефтью.
Обеспечение газом населения области — лучшее в Поволжье. Газификация населенных пунктов здесь в 14 раз выше, чем в Поволжье.
На территории Саратовской области выявлено около 1350 месторождений энергетического сырья (нефти, газа, горючих сланцев, термальных вод

Нефть. В области учтено балансом запасов 48 месторождений, из них разрабатывается 34, законсервировано 10, разведываются 4. Всего по области извлекаемые запасы нефти категории А + В + С1 составляют 30719 тыс. т., категории С2 — 7617 тыс. т. Перспективные ресурсы извлекаемых запасов нефти категории С3 составляют 68500 тыс. т., прогнозные ресурсы категории Д1 + Д2 — 268,8 млн. т.
Газ. Учтено балансом запасов 50 месторождений, из них разрабатываются 22 месторождения. Запасы газа по области категории А+В+С1 составляют 55048 млн. куб. м., категории С2 — 12224 млн. куб. м, забалансовые — 471 млн. куб. м.
Перспективные ресурсы свободного газа по 43 площадям по категории С3 подсчитаны в количестве 167408 млн. куб. м. Прогнозные ресурсы категории Д1+Д2 — 1228 млрд. куб. м.
Конденсат. Учтено балансом запасов 12 месторождений с извлекаемыми запасами конденсата категории А + В + С1 — 1718 тыс. т. и категории С2 — 37 тыс. т. Кроме того, подсчитаны перспективные извлекаемые ресурсы конденсата в свободном газе подготовленных для глубокого бурения площадей по категории С3 в количестве 16740 тыс. т.
Горючие сланцы. В области находятся 4 месторождения горючих сланцев: Савельевское, Озинское, Коцебинское, Перелюбское. Балансовые запасы горючих сланцев составляют по категории С1 + С2 на горную массу 1675738 тыс. т. и на чистый сланец 1299332 тыс. т. Сланцы обеспечивают теплоту сгорания 1450 ккал/кг. Разработка горючих сланцев в настоящее время не ведется.
http://www.protown.ru/russia/obl/articles/3398.html

— — — — — —
2007-10-02
– Каковы запасы горючих сланцев в области?
– Потенциал Саратовской области – более 9 млрд. тонн. Это шесть месторождений в Перелюбском, Пугачевском, Хвалынском, Вольском, Духовницком, Краснопартизанском, Озинском районах. Саратовская область является частью Волжского сланцевого бассейна, который тянется от Костромы до Саратова. Общие запасы бассейна составляют 40 млрд. т горючих сланцев, четверть которых находится в нашем регионе.

– Что представляет собой это ископаемое и каков его потенциальный вклад в развитие экономики региона?
– Горючие сланцы – это сложное органоминеральное ископаемое. Или, образно выражаясь, твердые нефть и газ плюс сырье для цемента. Из тонны ископаемого получается от 100 до 200 литров сланцевой нефти, около 300 кубометров сланцевого газа и 750 кг сырья для цемента. Учитывая это, можно сказать, что в области разведано около миллиарда тонн сланцевой нефти, около 3 трлн. кубометров сланцевого газа и 7, 5 млрд.тонн сырья для цемента.

– В чем заключаются преимущества горючих сланцев перед нефтью и газом?
– Не секрет, что запасы уже открытых нефтяных и газовых месторождений значительно истощены. Сегодня в Саратовской области подтверждены запасы нефти в объеме 100 млн. т. (В то же время в регионе разведан 1 миллиард тонн сланцевой нефти.) Сейчас вкладываются мощные инвестиции на ее разведку. В 2005 году на бурение нефтяных и газовых скважин в регионе, по данным «РГ», было израсходовано 840 млн. рублей, в 2006 году – 1,5 млрд. рублей. В 2007 году запланировано вложить почти 6 млрд. рублей. Тем не менее, несмотря на постоянно увеличивающиеся финансовые вливания, добыча нефти «топчется» на месте, то есть на цифре 1 млн. 600 тонн в год. Этот факт лишний раз подтверждает, что пришло время разрабатывать альтернативные источники углеводородов, такие, как горючие сланцы.
http://delgub.sartpp.ru/arhiv.php?ID=123

— — — — — —

В 1906 году в 40 километрах к северу от рабочего поселка Дергачи бурили артезианский колодец. Когда добрались до глубины около ста метров, из земли подул «сильный ветер», как рассказывали потом очевидцы. Не понимая, что происходит, рабочие прекратили работу, собрались кучкой у колодца, стали гадать: откуда взялся под землей ветер? Один из рабочих вздумал закурить. Едва он чиркнул спичкой, как раздался оглушительный взрыв и вспыхнуло высокое шумное пламя. Как потом определили, горел природный газ метан, очень ценный как топливо. Через несколько лет запасы газа здесь полностью иссякли.

В годы восстановления народного хозяйства советские геологи приступили к разведке месторождений газа и нефти. Особенно активно начались поиски нефти и газа в 1932 году. Признаки нефти находили во многих местах.

Задолго до революции в саратовских газетах сообщалось о таинственном взрыве в деревне Елшанка около Саратова. Об этом случае вспомнили геологи и в тридцатых годах обследовали местность вокруг Ёлшанки. В 1941 году было начато бурение. А в 1942 году из скважины начал выделяться горючий природный газ, и в конце октября ударил мощный газовый фонтан в виде голубоватого столба высотой до 40 метров.

В то время война шла уже у Волги. Донецкий бассейн с его угольными запасами и Северный Кавказ с нефтью были захвачены немецко-фашистскими войсками. Саратов оказывал большую помощь фронту оружием, одеждой, обувью, продуктами. Но эта помощь могла оборваться, потому что в городе кончались запасы топлива. Вот-вот перестанут работать, электростанции, а тогда остановятся и станки на заводах. А привезти топливо неоткуда.

Тогда и началось строительство первого в стране газопровода от Елшанки до СарГРЭС. Это была народная стройка. Служащие учреждений, рабочие, студенты, домашние хозяйки, школьники старших классов — все, кто мог держать в руках кирку и лопату, копали траншеи.

Работали днем и ночью. Пятнадцатикилометровый газопровод был построен быстро, и по нему в Саратов впервые пришел газ. На полную мощность заработала СарГРЭС, давая ток промышленности, на фронт стало поступать саратовское вооружение и снаряжение.
Немного позже саратовский газ пошел по трубам в Москву. Найдены были газ и нефть и в других местах Саратовской области. В Правобережье наиболее значительным является Соколовогорское месторождение около Саратова, а также Урицкое в Лысогорском районе. В Заволжье наиболее крупные месторождения нефти и газа находятся около поселка Степное Советского района.
Газ и нефть используются как топливо и как источник химического сырья для получения синтетического спирта, искусственного волокна, каучука, пластмасс и лаков.

В Заволжье вблизи рабочих поселков Горный и Озинки и села Орловка залегают горючие сланцы. В Правобережье горючие сланцы имеются в Хвалынском и Базарно-карабулакском районах. Они могут служить сырьем для получения смазочных масел и азотных удобрений.
http://www.regionsaratov.ru/main/poleznye-iskopaemye.html

Протяженность Саратовской области с запада на восток составляет 575 км, с севера на юг — 240 км. Расстояние от Саратова до Москвы — 858 км.
По количеству перспективных и прогнозных ресурсов углеводородного сырья область занимает первое место в Поволжье, по реальным запасам сырья — четвертое. Объем добываемого углеводородного сырья составляет 40% от общей потребности, промышленная добыча сосредоточена в нескольких районах области. Суммарная площадь лицензионных участков, на которых ведется добыча, не превышает 10% в общей площади нефтегазоперспективных земель.
На ближайшее десятилетие прогнозируется повышение значимости альтернативных энергоносителей – каменного угля, горючих сланцев. На долю Волжского сланцевого бассейна (значительная часть расположена на территории Саратовской области) приходится более 31% от общих промышленных запасов по России. Основные месторождения горючих сланцев расположены в саратовском Заволжье, общие геологические запасы составляют 11,2 млрд. т по горной массе и 9,1 млрд. т — по чистому сланцу.
http://www.catalogmineralov.ru/deposit/saratovskaya_oblast/

Месторождение Саратовской области имеют в основном небольшую площадь ( рис. 54) но, как правило, являются многопластовыми. Промышленные залежи нефти связаны с отложениями каменноугольной и девонской систем. Свойства нефтей в пластовых условиях меняются в широких пределах. Дегазированные же нефти в основном легкие, маловязкие и малосернистые.
Залежи в основном пластовые, сводовые. На месторождениях Саратовской области содержание азота в газах увеличивается с глубиной залегания продуктивных горизонтов.

http://www.ngpedia.ru/id143778p1.html

Месторождения Саратовской области: Александровское, Елшано-курдюмское, Куликовское, Песчаный умет, Соколовогорское, Степновское.

Соколовогорское нефтегазовое месторождение дает основную добычу нефти в Саратовской обл. В геологическом строении Соколовогорского месторождения участвуют отложения девона, карбона, юры и мела, образующие брахиантиклинальную складку почти широтного (северного — северо-западного) простирания, длиной 5 и шириной до 3 км. Промышленная нефтегазоносность связана с отложениями карбона и девона.

Чернавский лицензионный участок (1325 км2).

Комитет охраны окружающей среды и природопользования Саратовской области

Доклады о состоянии и об охране окружающей среды Саратовской области в 2005-2012 годах

Доступные карты-схемы из Гидрогеологии СССР (том XIII)

13.05.2008
Правительство Саратовской области предложило инвесторам заняться комплексной добычей и переработкой горючих сланцев на территории Перелюбского района.

Саратовское министерство инвестиционной политики совместно с ООО «Перелюбская горная компания» разработало инвестиционное предложение по комплексной добыче и переработке горючих сланцев (ГС) на территории участка Коцебинского месторождения площадью 24,4 кв. км в Перелюбском районе области. По словам министра Кирилла Семенова, это самое крупное месторождение ГС на территории европейской части России: разведанные и подтвержденные запасы сланца на его территории составляют около одного млрд тонн. Сланцевые пласты здесь залегают близко к поверхности — от 30 до 70 м.

В Саратовской области находятся шесть месторождений горючих сланцев: Савельевское, Орловское, Кашпир-Хвалынская плошадь, Озинское, Коцебинское, Перелюбское. Суммарные геологические запасы ГС — более 9 млрд тонн, — что составляет от 900 млн до 1 млрд тонн сланцевой нефти и 2,7 триллиона кубометров сланцевого газа, а также порядка 4,5 млрд тонн альтернативного цементного сырья.

Как рассказал „Ъ“ директор Перелюбской горной компании Валерий Илясов, в мировой практике ценность сланца определяется содержанием в нем жидких углеводородов. По его словам, на Коцебинском месторождении выход сланцевой нефти из одного млрд тонн сланца — составляет до 100 млн тонн. Одновременно из тонны сланца получается 300 куб. м сланцевого газа. Кроме того, зола сланца является альтернативой клинкеру цемента, спрос на который сегодня огромен. Из тонны сланца получается 700 кг клинкера цемента.

Однако несмотря на все преимущества Коцебинского месторождения, оно оказалось невостребованным. Причину господин Илясов видит в том, что практически все разведанные в середине прошлого века месторождения сланца в РФ относятся к категории трудноизвлекаемых — ГС там залегает тонкими пластами, каждый из которых менее 0,8 м (на Коцебинском месторождении 10 таких пластов. —„Ъ“). «Сегодня классический способ добычи сланца — шахтный — на таких тонких пластах нерентабелен, поскольку экологически опасен и энергозатратен,— говорит господин Илясов.— Мы же разработали и запатентовали новую бесшахтную технологию добычи ГС путем бурения наклонно-горизонтальных добывающих скважин большого диаметра в тонких продуктивных пластах протяженностью от 200 до 1 тыс. м и более, позволяющую получить рентабельность производства на уровне 50-70%, избегая при этом экологических нагрузок». Объемы производства ГС на месторождении, как считает директор компании, «будут зависеть от аппетита инвесторов». «Можно начать с малого — 35 тыс. тонн ГС в год — и довести объемы до 500 тыс. тонн,— потенциал месторождения это позволяет», — говорит господин Илясов.
Прогнозный объем инвестиций в проект, по словам министра Кирилла Семенова, составит 164 млн руб., которые должны окупиться в течение шести лет.
http://www.kommersant.ru/doc/891020

Инфографика Institute for Energy Research


http://www.instituteforenergyresearch.org/wp-content/uploads/2011/04/production_v3.jpg


http://www.instituteforenergyresearch.org/wp-content/uploads/2011/05/energy_map_download.jpg

OCS — Внешний континентальный шельф
— — — — —
1968 г. — точка бифуркации (1, 2, 3, 4)

http://www.businessinsider.com/chart-corporate-profits-personal-wages-2013-1

1970 г. — создание органов экологического контроля
15 августа 1971 г. — президент США Ричард Никсон объявил о полной отмене золотого обеспечения доллара
1973 — Нефтяной кризис

М.Тэтчер и нефть

08 Апрель 2010
iv_g: UK offshore oil production

06 Март 2013
iv_g: Великобритания: обзор энергетики

08 Апрель 2013
obsrvr: Кощеева игла Маргарет Тэтчер…
The Energy production (kt of oil equivalent) in the United Kingdom

http://www.tradingeconomics.com/united-kingdom/energy-production-kt-of-oil-equivalent-wb-data.html
Тэтчер лишь успешно утилизировала в политических целях рост нефтедобычи в Северном море, потому и провалилась забастовка шахтеров.
Маргарет прекрасно использовала нефть во время забастовки шахтеров

The Electricity production from oil sources (kWh)

http://www.tradingeconomics.com/united-kingdom/electricity-production-from-oil-sources-kwh-wb-data.html

The Oil rents (% of GDP) in the United Kingdom

http://www.tradingeconomics.com/united-kingdom/oil-rents-percent-of-gdp-wb-data.html

Она
http://www.tradingeconomics.com/united-kingdom/coal-rents-percent-of-gdp-wb-data.html
и её преемники методично добивали угольную отрасль
http://www.tradingeconomics.com/united-kingdom/electricity-production-from-coal-sources-percent-of-total-wb-data.html
http://www.tradingeconomics.com/united-kingdom/electricity-production-from-coal-sources-kwh-wb-data.html

The Energy imports; net (% of energy use)

http://www.tradingeconomics.com/united-kingdom/energy-imports-net-percent-of-energy-use-wb-data.html
При Маргарет энергодефицитная Британия стала экспортером энергии!!!

И, конечно, Железная леди поприжала потребление энергии домашними анчоусами — не дельфины они, однако…
http://www.tradingeconomics.com/united-kingdom/energy-use-kg-of-oil-equivalent-per-capita-wb-data.html
http://www.tradingeconomics.com/united-kingdom/energy-use-kt-of-oil-equivalent-wb-data.html

13 Апрель 2013
akteon: Aut bene aut nihil
Всем, вспоминающим ныне управленческий гений преставившейся баронессы, я бы порекомендовал вот эти две картинки:


Из них явно видно, что весь тэтчеровский wirtschaftswunder имеет основной причиной ровно то же, что и путинская стабильность и подъем России с колен — благоприятные цены на черную вонючую жижу и рост добычи, начавшийся при бесталанном и хулимом предшественнике.

zerohedge.com: экономические диаграммы

18.04.2013

http://www.zerohedge.com/news/2013-04-18/goldman-confirms-slowdown-accelerating

18.04.2013
which miners and oil producers were most ‘at risk’ of generating negative cash flows at current and long-term prices. Goldman Sachs looks at 40 oil producers and 25 gold mines to create a complete ‘cost curve’ in terms of the best indication of what it actually costs to keep operations running. It is quite apparent that ~$85 Crude and ~$1150 Gold are key to the ongoing support for these industries.

Gold Cost Curve
We have ranked all 25 gold mines under our coverage on a gross cash cost basis – which includes all mining, processing and royalty costs as well our most recent estimate (in some cases reported) of additional costs such as deferred waste movement and sustaining capital. We look at these costs as the best indication of what it actually costs to keep operations running.

Of course, some particular assets are undergoing periods of particularly high capital expenditure (for example, Mt Rawdon), however by its very nature we assume this expenditure would be difficult to stop and also maintain existing mine life and production expectations. We also flag that cash costs do not often include a recharge for corporate overheads or exploration – which must surely come under scrutiny given the extreme decline in price.

We list the mines from the lowest cost operation to the highest, creating a cost curve. Typically companies with by-product credits, such as Cadia (run by Newcrest) rank lowest on the cost curve. In addition, higher grade operations also generally produce lower cash costs (and generally by extension the best margins).

The companies least at risk of generating negative cash returns at their operations are Regis, OceanaGold and Medusa (all Buy-rated stocks), whereas at the upper end of the curve are St Barbara’s two Pacific assets as well as Newcrest’s Hidden Valley and Bonikro mines.

2012 Costs

2015 (estimated costs)

Oil Cost Curve

Rising prices at the pump in recent years reflect a very real dynamic for oil producers: crude oil is becoming more capital intensive to extract and is coming from ever-more improbable sources. Until the successful development of liquids-rich shale in the US it was thought that the panacea for rising crude oil demand lay in the Canadian oil sands, a vast tract of bitumen reserves in Alberta, recovered either by intensive strip mining or by injecting steam into the ground to soften and release the oil. The drawback was that both processes required enormous capital outlay, such that the most marginal of the projects needed oil prices upwards of US$120/bl to make economic sense. As a result, the world could either get used to paying more for its crude oil, or figure out who would go without.

In the event, this argument was curtailed by the financial crisis, and we saw only a few months of demand-rationing oil price levels in 2008 before other factors took over. The correction of the oil price first down to the marginal cash cost of production of c.US$35/bl (at which point some oil sands production was physically shut down) and subsequently back up to US$100/bl+ reflects the fact that the fully-loaded cost of oil production, including capex, opex, transport tariffs, and a commercial return, remains high in historical terms, and that capital intensity has played a major part in the shift.
http://www.zerohedge.com/news/2013-04-18/soft-cost-curves-hard-assets-where-cash-flow-hits-road

eia.gov: Saudi Arabia was world’s largest petroleum producer and net exporter in 2012


http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=10231

earlywarn: Iranian oil production


http://earlywarn.blogspot.ru/2013/03/iranian-oil-production.html

eia.gov: Gabon

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

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

Gabon Country Analysis Brief

www.africaneconomicoutlook.org: Габон

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.

Таиланд: Обзор энергетики и экономики

eia.gov

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

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

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

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

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

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

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

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

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

— — — —

Экономика стран Юго-Восточной Азии

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

Fertility rate; total (births per woman)

Current Account to GDP

Balance of Trade

USDTHB spot exchange

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

Government Debt To GDP

Government Budget

Energy imports; net (% of energy use)

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

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

— — — — —
Значимых улучшений нет

earlywarn: Добыча, потребление и цена нефти

Non-OPEC Liquid Fuel Production Flat in 2011-2012

This is based on EIA data for all-liquids through October 2012.

OECD Oil Consumption

Oil Supply Flatness Continues

Oil Prices

NGL

Излишне говорить, что нефтяная независимость (или наоборот — зависимость) Соединенных Штатов окажет существенное влияние и на всю мировую экономику, и на политику. На экономику — так как Штаты являются крупнейшими потребителями нефти и снижение импорта может привести к падению мировых нефтяных котировок. На политику — потому что возможная самодостаточность США по нефти приведет к тому, что Вашингтон уже не будет с нынешней заинтересованностью контролировать Ближний Восток.

В настоящее время Соединенные Штаты потребляют около 19 млн баррелей в день различных видов жидкого топлива. Из них собственное производство составляет около 10 млн баррелей. В дальнейшем планируется рост собственной добычи на фоне стагнирующего спроса. Это дает основания говорить о снижении нефтяной зависимости США. Однако далеко не все производимое в США жидкое топливо равноценно по своему составу и областям применения. Если посмотреть на детализацию долгосрочного прогноза производства жидкого топлива в США, то, как видно из графика 1, собственно на нефть приходится всего лишь 6 млн баррелей в сутки. Правда, в самое последнее время за счет разработки сланцевых запасов начался постепенный рост именно нефтяной добычи: сейчас США добывают уже 7 млн баррелей нефти в день. Эти данные, видимо, еще не попали в текущий прогноз. Но в текущем материале мы бы хотели обратить основное внимание на колонку NGL — вторую по объему добычи после традиционной нефти. Ведь именно производство NGL значительно вырастет в ближайшие годы. Но сможет ли рост добычи этого сырья снизить проблемы нефтяной зависимости Соединенных Штатов?

Что это такое…
NGL — это так называемые жидкие фракции природного газа, или в англоязычной классификации — Natural Gas Liquids (NGL).

Так как речь в дальнейшем пойдет в основном об американском рынке, мы будем использовать данное сокращение.

Напомним, что основной компонент природного газа — метан (CH4). В то же время в составе некоторых газовых месторождений присутствуют и другие углеводороды: этан (C2H6), пропан (С3H8), бутан (С4H10), пентан (С5H12), а также углеводороды с большим числом углеродных атомов (С5+). Напомним, что нефть состоит преимущественно из углеводородов с еще большим числом углеродных атомов — от 6 до 20. Таким образом, жидкие фракции природного газа занимают промежуточное положение между самим природным газом (метаном) и нефтью. ≪Промежуточный≫ химический состав этих соединений находит свое отражение и в свойствах веществ, и в их применении.

Почему эти фракции называются жидкими, если, казалось бы, они добываются в газообразном виде вместе с природным газом? Дело в том, что под землей, в газовом коллекторе, температура достаточно высока, поэтому там все соединения находятся в газообразном состоянии. А когда попадают на поверхность земли и остывают — пентан и более длинные NGL конденсируются.

Оттуда и еще одно название этих компонентов — конденсат или газоконденсат. Этан, пропан и бутан — при нормальных температурах и давлении — все же газы, хотя и относительно легко сжижаемые (чем больше число атомов углерода, тем легче сжижается углеводород). Поэтому этан, пропан, бутан отделить от основного компонента природного газа (метана) несколько сложнее, этим приходится заниматься на газоперерабатывающих заводах. В России эту группу энергоресурсов часто называют ШФЛУ (широкая фракция легких углеводородов). Если же мы говорим только о пропан-бутановой смеси, то ее частое название — СУГ (сжиженные углеводородные газы). СУГ иногда путают с СПГ (сжиженный природный газ, то есть метан), чего делать не следует. Англоязычный аналог сокращения СУГ — LPG (Liquid Petroleum Gases). Для самой тяжелой фракции NGL — С5+, или конденсата, существует также англоязычный термин Natural gasoline.

Как читатель уже понял, определенные терминологические пересечения, если не сказать путаница, здесь действительно существуют. Мы еще вернемся к этому ниже.

…И с чем его «едят»?
Где используются NGL? В первую очередь сферу их применения можно разделить на две принципиально разных отрасли.

Первое — это нефтехимия, то есть производство полимеров и других синтетических материалов.

Вторая сфера применения — в качестве источников энергии. Конкретная отрасль зависит от типа углеводородов. Так, пентан и более длинные углеводороды непосредственно смешиваются с продуктами перегонки нефти при производстве бензина.

Пропан и бутан также иногда применяют в качестве моторного топлива, кроме того, важная сфера применения пропана — в качестве топлива для обогрева и бытовых целей в районах, не затронутых централизованной системой газоснабжения. Хотя и пропан, и бутан — газы, уже при относительно небольшом давлении и комнатной температуре они сжижаются, поэтому могут транспортироваться в баллонах.

Этан уже сжижается значительно хуже, поэтому подобным образом не используется. Основная область применения этана — нефтехимия. Кроме того, в ряде случаев при переработке природного газа выгоднее оказывается не выделять отдельно этан, а продавать его вместе с метаном. Выделение этана довольно затратно, а кроме того, его стоимость — самая низкая среди NGL.

Из вышесказанного ясно, что цены на разные NGL отличаются. Так как нефть в настоящее время значительно дороже природного газа, то вещества наиболее близкие по составу к нефти (пентан и более длинные NGL) фактически стоят примерно так же, как нефть, и даже дороже (ведь в нефти всегда есть слишком тяжелые фракции, которые удешевляют ее стоимость). Напротив, стоимость этана немногим выше цен на природный газ. На графике 2 представлены цены на различные виды NGL в сравнении с ценами на нефть и газ (в расчете на единицу теплотворной способности) на начало февраля 2012 года.

Парадоксы статистики
Теперь, учитывая вышесказанное, вернемся к графику 1. Основной рост производства жидкого топлива в США обеспечат как раз NGL. А это, как мы поняли, строго говоря, далеко не всегда означает увеличение объема топлива, используемого для транспортных средств.

Кроме того, на самом деле доля углеводородных газов на данном графике еще больше. Одна из особенностей учета американской статистики состоит в том, что по разделу NGL записывают только углеводороды С2-С4, в то время как С5+ (так называемый Lease condensate) учитывается вместе с добычей нефти. В то же время конденсат хотя и смешивается с нефтепродуктами для получения бензина сам по себе не может заменить бензин из-за низкого октанового числа.

Мы уже упоминали, что фактор, который не вошел в этот, видимо, достаточно консервативный прогноз (график 1), — рост добычи сланцевой нефти, который наблюдается в последнее время. Если еще недавно добыча нефти в США находилась на уровне 6 млн баррелей в день, то в начале января из-за фактора сланцевой добычи производство нефти достигло 7 млн баррелей в день, что является рекордным с 1992 года значением. Пока трудно говорить, насколько сильно сланцевая добыча нефти повлияет на суммарный баланс. Умеренно оптимистичные прогнозы предполагают, что через несколько лет США из сланцевых месторождений будут добывать еще дополнительно 3 млн баррелей в день. В то же время, по экспертным оценкам, из этих 3 млн баррелей собственно на нефть придется 2 млн, а 1 млн баррелей — это опять-таки NGL. Таким образом, если масштабная сланцевая добыча нефти состоится, то на графике 1 можно добавить еще 3 млн баррелей, но только 2 млн баррелей по разделу «нефть» и 1 млн баррелей — в раздел NGL.

Фактически США уже стали самодостаточными по NGL и, возможно, в будущем смогут даже стать заметным экспортером этого ресурса. Хотя пока объемы экспорта невелики (график 3), но в последние годы наблюдается стремительный рост этого показателя. Согласно прогнозам, к 2015 году примерно половина добываемого в США пропана пойдет на экспорт, бутан и конденсат также будут экспортироваться, хотя и в меньших масштабах. Таким образом, складывается отчасти парадоксальная ситуация. Соединенные Штаты производят все больше жидкого топлива, но структура этого производства такова, что на фоне сохранения значительного импорта, часть топлива оказывается в излишке. Все это усложняет оценку импортозависимости Соединенных Штатов по жидкому топливу. Добавим к этому, что в 2011 году США впервые с 1949 года стали неттоэкспортером нефтепродуктов, то есть экспорт нефтепродуктов превысил импорт на 440 тыс. баррелей в день.

В мире — те же проблемы
Не менее важно, что те же тенденции (то есть рост доли NGL в общем объеме так называемой «нефтедобычи») характерны и для всей мировой экономики. И может быть, даже в большей степени. Дело в том, что NGL не входит в квоты ОПЕК, поэтому ближневосточные страны в добыче и экспорте этих соединений не связаны никакими обязательствами. К 2030 году, согласно прогнозам Международного энергетического агентства (IEA), добыча NGL в мировом масштабе достигнет 20 млн баррелей в день — это весьма существенный рост по сравнению с 12 млн в 2011 году.

Фактически по отношению к «традиционной» нефти мир уже прошел так называемый «пик нефти». И в дальнейшем добыча такой нефти будет стагнировать. А если исключить из «традиционной» нефти глубоководную добычу — даже снижаться. Поэтому весь будущий рост производства жидкого топлива — это в той или иной степени «нетрадиционные» варианты: сланцевая добыча, производство нефти из битумных песков, и в первую очередь (по объемам добычи) — NGL.

Таким образом, NGL, очевидно, будут играть в ближайшие годы все большую роль в энергетическом балансе. При этом, хотя традиционно они идут по разряду жидкого топлива, далеко не полностью NGL можно использовать для производства бензина или дизтоплива.

Казалось бы, очевидная альтернатива — развивать транспортные средства, непосредственно работающие на этих легких углеводородах. Но пока, как и в случае других альтернативных источников топлива для транспорта, использование NGL сдерживается крайне неразвитой инфраструктурой, и в первую очередь сетью заправочных станций. Более или менее активно пропанбутановая смесь (так называемый «автогаз») на транспорте используется лишь в нескольких странах — в Турции, Южной Корее, Австралии и некоторых других.

В мировом масштабе текущие прогнозы пока крайне умеренно оценивают перспективы подобного решения проблемы: даже через 10–20 лет доля таких транспортных средств, как ожидается, составит менее 5%. Возможно, что слабое развитие автотранспорта на пропан-бутановой смеси связано с тем, что цены на СУГ незначительно отличаются от нефтяных. Таким образом, существенной экономической выгоды при переходе на подобный транспорт потребители пока не видят. В то же время рост добычи NGL на фоне дефицита традиционной нефти может привести уже к ощутимым различиям в стоимости, что сделает переход на пропанбутановую смесь в сфере транспорта более стремительным, чем ожидается в текущих прогнозах.

В нашей стране пока большая часть добываемого газа — «сухой» газ, то есть содержащий преимущественно метан. Такого газа около 75% от всей добычи. Тем не менее за счет газоконденсатных месторождений, а также благодаря выделению легких углеводородов при добыче нефти (попутный газ) производство СУГ в России в настоящее время составляет около 12 млн тонн в год (для сравнения: нефти, включая конденсат, — свыше 500 млн тонн в год). Из них на экспорт пока идет 2–3 млн тонн СУГ в год.

В то же время в дальнейшем эта ситуация начнет меняться: доля «жирного» газа, содержащего попутные углеводороды, будет расти. Это приведет и к росту производства легких углеводородных газов, что, в свою очередь, потребует и развития соответствующей переработки такого «жирного» газа, появления новых газохимических производств, четкой стратегии по использованию и возможному экспорту сжиженных углеводородных газов.
http://www.odnako.org/magazine/material/show_23242/

— — —

eia.gov: What are natural gas liquids and how are they used?

— — —
2012
theoildrum, eia: нефть и другие жидкости

Великобритания: обзор энергетики

2010


http://iv-g.livejournal.com/528241.html

8.08.2011
Правительство Великобритании не видит препятствий для инвестиций в энергетический сектор страны российским «Газпромом». Такую позицию выразил министр энергетики и по проблемам изменения климата Чарльз Хендри. «Британское правительство не будет пытаться заблокировать инвестиции «Газпрома» в британские электростанции.

Участие «Газпрома» в британской энергетической инфраструктуре будет приветствоваться», — цитирует в воскресенье газета Sunday Times слова министра. Российская группа является крупнейшим поставщиком газа в континентальную Европу, однако не экспортирует его в Великобританию. «Газпром» стремится нарастить объемы своего бизнеса здесь, но наталкивался в прошлом на противодействие», — отмечает газета.

«Пять лет назад прежнее правительство рассматривало вариант блокировки известного по слухам поглощения компании Centrica, владельца British Gas, из-за опасений, что компания может использоваться как инструмент политического влияния», — указывает издание.
«Сейчас отрасль столкнулась со счетом в размере 200 миллиардов фунтов стерлингов (около 328 миллиардов долларов) по замене своего старого парка электростанций более дорогими альтернативами, такими как объекты ветровой и ядерной энергетики», — отметила Sunday Times.
Работающей на рынке страны «большой шестерке» компаний, допускает Хендри, это бремя самим может оказаться не по плечу, передает ИТАР-ТАСС.

«Мы хотим, чтобы инвесторы в энергетический сектор по всему миру взглянули на возможности в Великобритании. Если «Газпром» хочет изучить эти возможности и стать партнером других компаний, то мы это рассматриваем как нечто выгодное», — считает Хендри.
http://www.vesti.ru/doc.html?id=531129

26.11.2012
По данным The Wall Street Journal, британская нефтедобывающая компания BP находится в ранней стадии переговоров с консорциумом «Северный поток», возглавляемым «Газпромом», о строительстве ответвления газотранспортной системы непосредственно в Великобританию.

Газопровод будет соответствовать политике диверсификации поставок энергоресурсов по мере истощения собственных запасов в Северном море, которую проводит правительство Великобритании. По данным британской газеты The Daily Mail, газопровод пройдет из Германии и может заработать в 2016 г., а соглашение может быть подписано уже в 2013 г. По сведениям издания, сделку поддержал лично премьер-министр Дэвид Кэмерон: он обсуждал ее на встрече с российским президентом Владимиром Путиным в ходе Олимпиады в Лондоне.
http://www.vedomosti.ru/companies/news/6472191/bp_vedet_peregovory_s_gazpromom_o_gazoprovode_v

BP Statistical Review of World Energy June 2012
Oil: Proved reserves R/P ratio = 7 лет
Natural gas: Proved reserves R/P ratio = 4.5 лет
Coal: Proved Reserves at end 2011 R/P ratio = 12 лет

Total Primary Energy Production and Consumption (Quadrillion Btu)
1980-2011


http://www.eia.gov/countries/country-data.cfm?fips=UK#coal

Новости атомной энергетики из Великобритании

Новости энергетики из Великобритании не оставляют никаких сомнений
04 марта 2013
Цена газа на спотовой площадке National Balancing point с поставкой в тот же день взлетела на две трети — до 115 пенсов за терм ($610 за тысячу кубометров)

из-за падения производства газа на норвежских промыслах в Северном море — главном источнике газа для королевства. Как сообщает агентство Bloomberg, производство газа на установке Nyhamna Royal Dutch Shell, куда поступает газ с месторождения Ormen Lange, было сокращено из-за вызванного штормами нарушения энергоснабжения промыслов. Более высокого уровня газ достигал только в марте 2006 г. (255 пенсов), напоминает агентство.
http://interfax.ru/news.asp?id=293756

04 марта 2013
Неопределенность политики Евросоюза в отношении газа представляет угрозу для будущих инвестиций в его добычу, предупредили в норвежской нефтяной компании Statoil.

«Сохраняющаяся политическая неопределенность относительно спроса на газ в Европе в конечном счете отрицательно сказывается на желании производителей, включая и нас, инвестировать в разработку газа», — заявил исполнительный вице-президент компании по газу Рун Бьорнсон в интервью газете The Financial Times. Ожидается, что газ станет основным видом топлива в некоторых странах ЕС, которые реализуют программы сокращения выбросов вредных веществ в атмосферу, заменяя газом уголь. Однако генерирующие компании, на которые приходится более трети спроса на газ из ЕС, отказываются инвестировать в газовые электростанции, пока правительства не разъяснят свою политику в отношении этого сектора, сообщает «Финмаркет».
http://www.rosbalt.ru/business/2013/03/04/1101474.html

20 февраля 2013
В ближайшие годы Великобритания столкнется с угрозой нехватки электроэнергии, так как реализация программы строительства нового поколения атомных электростанций затягивается, а надежды на возобновляемые источники энергии пока не оправдываются. Эти выводы изложила во вторник в докладе служба «Оффис оф гэз энд электрисити маркетс» /Ofgem/ при правительстве страны, осуществляющая надзор за положением на внутреннем рынке электроэнергии и природного газа /ПГ/.

«Увеличивающийся спрос на электроэнергию, старение электростанций, необходимость расширять использование ПГ – все это создаст трудности на энергетическом рынке Великобритании», — отмечается в документе, подготовленном экспертами службы.
Согласно их выводам, наиболее тяжелым станет период между 2015 – 2018 годами, когда возникнет опасность нехватки в стране электроэнергии по причине завершения эксплуатации старых АЭС. «Компенсировать сокращение атомной энергетики придется за счет расширения использования природного газа, — подчеркивается в докладе. – Это в свою очередь означает значительное увеличение импорта, так как собственные британские газовые месторождения Северного моря быстро истощаются».
«На сегодняшний день газ составляет 33 проц в общем объеме энергетических ресурсов, идущих на выработку электроэнергии, — уточнил глава службы Алистер Бьюканэн. – К концу текущего десятилетия эта цифра способна достичь 60–70 проц». «Импорт газа придется увеличивать. Одновременно произойдет и значительное увеличение для потребителей расценок на электроэнергию», — заметил он.
http://www.biztass.ru/news/id/58998

18 января 2013 года
Настоящие зимние холода, пришедшие в Европу неделю назад, подняли цены на спотовых площадках Старого Света. В четверг на британской торговой площадке NBP газ подорожал до $398,7 за тысячу кубометров, что на 8,5% выше средней цены за первую декаду января. Контракты с поставкой в пятницу и выходные дни заключались по цене уже выше $406.

Примерно в $400 оценивается сейчас средняя цена текущих поставок газа «Газпрома» по долгосрочным контрактам с нефтяной привязкой, которые принято критиковать за дороговизну.
http://www.interfax.ru/business/news.asp?id=285780

29 октября 2012
Почти два десятка активистов-экологов поднялись на трубы газовой электростанции в Великобритании с призывом к правительству отказаться от использования газа в электроэнергетике и перейти на возобновляемые источники энергии, сообщает сайт природоохранного сообщества «No dash for gas».

Станция в Восточном Бертоне — первая из двадцати новых газовых электростанции, которые правительство Великобритании собирается возвести в ближайшее время
По мнению активистов, газовые станции производят «дорогую и грязную» электроэнергию и правительство не должно увеличивать их число. Властям необходимо инвестировать в станции, которые используют альтернативные источники энергии: ветер, воду, солнце, приливы. Кроме того, альтернативная энергетика, по мнению «зеленых» позволит создать новые рабочие места и сократить стоимость электроэнергии.
«Увеличение числа газовых станций по-прежнему оставляет нас на крючке исчерпаемых ресурсов», — говорится в сообщении крупной международной «зеленой» организации «Друзья Земли», которая наряду с Гринпис поддержала акцию своих британских коллег.
Как сообщает британская газета Guardian, полиция арестовала пятерых активистов, забравшихся на башни, и в настоящее время ищет остальных участников акции.
http://ria.ru/eco/20121029/907697077.html

12 октября 2012
Крупнейший поставщик газа в Великобритании компания «Бритиш гэс» /British Gas/ объявила о повышении к концу года тарифов на электричество и голубое топливо на 6 проц. Об этом заявил сегодня генеральный директор компании Фил Бентли.

«К сожалению, мы не можем вести наш бизнес на постоянное понижение стоимости газа. Мы по-прежнему инвестируем в рабочие места и источники энергии будущего, в то, в чем Великобритания больше всего нуждается, особенно во время выхода из рецессии», — подчеркнул он.
В настоящий момент средняя британская семья платит за газ и электричество в год 1 260 фунтов /около 2 тыс долларов/. Таким образом, к зиме стоимость тарифов превысит 1 330 фунтов /2 128 тыс долларов/. Компания снабжает газом 12 млн домов в Великобритании, занимая первое место на рынке. Ожидается, что ее примеру последуют и другие поставщики.
«Бритиш гэс» является дочерней структурой энергетической компании «Сентрика» /Centrica/, которая в конце сентября заключила с «Газпром маркетинг энд трейдинг» /Gazprom Marketing & Trading/ контракт на поставку 2,4 млрд куб м природного газа.
http://www.biztass.ru/news/id/42252

2 октября 2012
Возобновляемая энергетика Великобритании в прошлом году показала значительный рост. Общий объем производства сектора энергетики вырос на 42%, во многом благодаря ветровой и солнечной составляющей.
По сообщению The Guardian, статистика Министерства энергетики и изменению климата (DECC) показала рост выработки электроэнергии из возобновляемых источников во втором квартале 2012 года на 6,5 процента, а в годовом исчислении до 8.13ТВт-ч, в то время как мощность выросла на 42,4 процента до 14.2ГВт. Такой рост произошел, в основном, в результате открытия множества новых крупномасштабных береговых и морских ветровых электростанций, а также увеличения использования биомассы.
Таким образом, доля использования возобновляемых источников энергии в Великобритании выросла с 9 процентов во втором квартале 2011 года до 9,6 процента годом позже. И данный показатель является одним из лучших в Европе.
http://bio-energy.com.ua/index.php?option=com_content&view=article&id=1524:alterenergy&catid=1:latest-news&Itemid=1

Новости энергетики в Великобритании, октябрь-ноябрь 2012

2 июля 2012
«Зависимость Великобритании от импортируемого российского газа может увеличиться в связи с планами «Газпрома» построить гигантский трубопровод, который соединит две страны», — пишет The Times.
«Газпром» провел предварительные переговоры с британским правительством о проекте, который может привести к существенному увеличению поставок российского газа в Великобританию, что поможет перекроить энергетическую карту мира, отмечает Тим Уэбб.

Британские министры увлечены этим планом. Накануне в Москве глава «Газпрома» Алексей Миллер сказал: «Есть сигналы, что Великобритания заинтересована как на правительственном, так и на корпоративном уровне». Аманда Пол из исследовательского Центра европейской политики, отметила, что план Великобритании будет противоречить политике Евросоюза, которая сосредоточена на сокращении зависимости от российского импорта и продвижении конкурирующих газопроводных проектов. «Политика и бизнес — особенно в такой стратегически важной сфере, как энергетика, — идут рука об руку в России. Но где еще Британии взять газ?» — сказала она.
http://www.inopressa.ru/article/02Jul2012/times/gb.html

— — — — — — —

Газпрому как китайскому мудрецу надо просто спокойно сидеть на берегу и ждать.
Самое трудное уже позади, осталось совсем немного.
Запасы ископаемого топлива по данным BP statistical review of world energy крайне малы.
Некоторые автохтонные надежды есть на возможное расширение добычи угля (с приростом запасов) и добычи нефти газа в Атлантике к северу и западу от острова.

Графики Primary Energy производства, потребления и импорта не оставляют никаких сомнений.
За последние 12 лет (1999-2011) рост импорта линейно с темпом 5%

Конечно, есть надежда, что Норвегия продаст газ по дешевке 🙂

Brookings Institution: Lessons from the 1986 Oil Price Collapse

1986 г.

http://www.brookings.edu/~/media/Projects/BPEA/1986%202/1986b_bpea_gately_adelman_griffin.PDF

kommersant.ru: о прогнозе BP Energy Outlook 2030

Уже сейчас главный игрок картеля — Саудовская Аравия снизила производство. В декабре 2012-го добыча составила всего 9 мбд, упав на 0,5 мбд относительно ноября, это крупнейшее месячное снижение добычи с января 2009-го. Но тогда это было реакцией на падение цены Brent до $36 за баррель. Сейчас Brent стоит $112 за баррель, но саудовцы уже забеспокоились.

Понемногу добычу снижали и в предыдущие месяцы, декабрьские цифры на 1,1 мбд ниже пиков в апреле и июне 2012-го. Прошлогодний подъем уровня до 10,1 мбд был вызван тем, что саудовцы взялись восполнить объемы ушедшей с рынка в связи с эмбарго иранской нефти. Как видно, рынок сбалансирован, замена иранской нефти не понадобилась. А если она вернется на рынок?

По мнению Оливера Якоба из швейцарской консалтинговой компании Petromatrix, «Саудовская Аравия действует, как если бы Brent уже пробила уровень поддержки $100 за баррель, из чего мы должны заключить, что у них достаточно информации, чтобы опасаться подобного пробоя в ближайшем будущем»: «Если текущего снижения окажется недостаточно для поддержания цены, Саудовской Аравии будет сложно его удержать, так как ОПЕК в последние два года, по сути, перестал функционировать как работоспособный институт. Скоординированные снижения квот, как, например, в 2008-2009 годах, сейчас будет осуществить гораздо сложнее, чем раньше».

ВР солидарна с Petromatrix в том, что картель вынужден будет агрессивно резать экспортные квоты в текущем десятилетии, в результате незадействованные мощности вырастут до 6 мбд к 2015-му, это самый высокий уровень с конца 1980-х. Если же картель сохранит текущий уровень производства, резкий рост запасов практически неизбежен, что приведет к падению цен.

Вот только резать квоты картелю будет все тяжелее. Дело в том, что испугавшись «арабской весны» власти дополнительно повысили социальные расходы. Бюджеты большинства стран балансируются теперь при довольно дорогой нефти. Грубо говоря, для сегодняшних бюджетов $100 за баррель — это $30 за баррель образца начала 2000-х. Страны ОПЕК за последние годы резко повысили зависимость своих экономик от нефтегазового экспорта, даже несмотря на то, что цена на нефть находится возле рекордно высокого уровня в реальном выражении (с поправкой на ИПЦ), если не учитывать короткого рывка летом 2008-го (см. график 2).

В той же Саудовской Аравии по данным Chatham House бюджет балансируется при цене $94 за баррель. Еще в 2008-м дефицита не было при $40-50 за баррель. Просто во время «арабской весны» власти решили ублажить население. В феврале 2011-го был принят пакет социальных мер на $32 млрд и еще на $97 млрд в марте.

У многих членов ОПЕК нет ни запаса прочности (см. график 4), ни резервов, чтобы выдержать даже краткосрочное снижение поступлений нефтедолларов. Очевидный пример — Иран, в котором совсем недавно введенное эмбарго уже создало тяжелейшую ситуацию в экономике. По словам министра энергетики Ирана Ростама Гасеми, из-за введенных санкций экспорт нефти за последние девять месяцев упал на 40%, экспортные поступления снизились на 45%, что уже привело к гиперинфляции и девальвации риала на 80%. А ведь то, что сейчас происходит с Ираном из-за эмбарго, это прообраз того, что может произойти с некоторыми нефтеэкспортерами, скажем, при двукратном снижении цен на нефть в течение всего лишь нескольких месяцев.

Впрочем, у Саудовской Аравии, так же как и у других нефтеэкспортеров стран Совета сотрудничества арабских государств Залива (ССАГЗ), запас прочности достаточно велик. Так, Саудовская Аравия имеет резервы приблизительно $630 млрд при расходах бюджета в текущем году на уровне $220 млрд. Доходы от экспорта нефти в прошлом году составили примерно $330 млрд. $630 млрд — это больше, чем российские ЗВР, при том что население королевства впятеро меньше, чем в России. Так что страна может спокойно выдержать и двукратное падение цен на нефть в течение года-двух. Главное, не дольше. Более того, возможно, подобное резкое снижение цен в ближайшем будущем в конечном итоге было бы самой Саудовской Аравии на руку. Относительно низкие цены убили бы все перспективы нетрадиционной нефти, для поддержания рентабельности производства которой требуются высокие цены. Прощай, сланцевая революция! С этой точки зрения снижение производства саудитов и намеренное поддержание текущих высоких цен выглядит не столь уж оправданным.

http://kommersant.ru/doc/2101524

Норвегия: итоги 2012 года

The Shelf in 2012 – press releases (pdf

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

The shelf in 2012 — PRESENTATION (pdf

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

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

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

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

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

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

US oil production grew more in 2012 than in any year in the history of the domestic oil industry

http://www.aei-ideas.org/2013/01/us-oil-production-grew-more-in-2012-than-in-any-year-in-the-history-of-the-domestic-oil-industry-back-to-1859/

eia.gov: South Africa Country Analysis Brief

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

Россия: Итоги 2012 года. ТЭК. 2

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

earlywarn: Bakken Well Stats

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

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

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

danko2050: Вести с полей. Падение добычи Exxon, Shell, BP и Total

09.01.2012

Французский журналист Матью Озанно недавно подвел неутешительные итоги крупнейших нефтяных компаний мира за несколько прошедших лет. Опираясь на официальные данные Exxon, Shell, BP и Total он пришел к выводу о начале необратимого упадка добычи нефтяных «мейджоров». Так, например, добыча американской Exxon Mobil снижается с 2007 года — после почти века постоянного роста. В 2011 году, в условиях стабильно высоких цен, она составила 2,312 Mbd — на 4,5% ниже, чем в 2010 году, и на 11,6% по сравнению с 2007 годом. Если же рассматривать исключительно сырую нефть из конвенциональных источников, то падение выглядит ещё более впечатляющим — с 1,875 Mbd в 2007 году, до 1,496 Mbd в 2010 и 1,338 Mbd в 2011 — на 27,5%. При этом падение добычи происходит на фоне амбициозной программы бурения новых скважин, количество которых увеличилось с 971 в 2007 году до 1 249 в 2010 и 1 606 в 2011 — рост на 65% за четыре года: «Drill, baby, drill» в действии. 97% новых скважин были пробурены на уже известных и эксплуатируемых месторождениях. Вместе с этим растут и затраты на добычу: с 78,6 млрд. долл. в 2007 году до 152,5 млрд. долл. в 2010 и 166,7 в 2011 — рост на 112% за четыре года. В общем, закон убывающей отдачи в действии. Помогут ли нефтяному гиганту Ирак, русская Арктика и нефть из неконвенциональных источников покажет лишь время.

Дела у Royal Dutch Shell немногим лучше, чем у Exxon — падение добычи сырой нефти и NGL с 2010 по 2011 годы составило «всего» 9,5%, остановившись на 1,536 Mbd.

Добыча британской BP в 2011 составила 2,157 Mbd, сократившись на 9,1% по сравнению с 2010 годом и на 15% — с 2009 годом. Только в Азербайджане в 2011 году добыча BP упала на 12,7%, что послужило основанием для скандала на самом высоком уровне. Если добавить к этому кране затратную катастрофу в Мексиканском заливе, то положение компании трудно назвать устойчивым.

Добыча французской Total в 2007 году составила 1,509 Mbd, 1,34 Mbd в 2010 году и 1,226 Mbd в 2011 году — падение на 18,8% за четыре года. Затраты на добычу достигли в 2011 году 30 млрд. долл., показав рост в 250% за четыре года.

В итоге, добыча четырех крупнейших западных нефтяных компаний сократилась с 2007 года примерно на 1,13 Mbd. Учитывая, что уровень мировой добычи с 2007 года даже немного подрос, можно предположить, что это падение было скомпенсировано и скрыто ростом добычи из неконвенциональных источников.
http://danko2050.livejournal.com/16684.html

— — — — — — —

Октябрь 2011
earlywarn.blogspot.com: Peak Supermajor was in 2005?

Oil Production of the Top Three IOCs


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

expert.ru: Мировая система находится далеко за пределами роста

23 апр 2012

13 марта 1972 года, в Вашингтоне в Смитсоновском институте широкой публике был впервые представлен коллективный труд группы разработчиков модели «Мир-3», получивший название «Пределы роста. Доклад Римскому клубу».

Деннис Медоуз и его соратники продолжили работу над моделью и через двадцать лет, в 1992 году, опубликовали ее сиквел, получивший более эффектное название, — «За пределами роста: глобальная катастрофа или стабильное будущее»

В 2006-м вышла третья книга Медоуза и его соавторов — «Пределы роста. 30 лет спустя»

— Вы утверждаете, что уже в ближайшие двадцать лет мировое производство нефти упадет примерно на 50 процентов.

— Как известно, существуют два ключевых вида данных по нефти. Первый тип — это «словесное представление» о том, каковы ее общие залежи в недрах (оценка запасов). Второй же тип данных — то, что добывается по факту.

С первым типом данных все очень непросто, потому что там, к сожалению, у каждого есть очень серьезные причины, чтобы врать. Причем иногда выгодно соврать в большую сторону, а иногда — приуменьшить. Но сейчас данных такого типа набрано достаточно, потому что в большинстве случаев нефтяными ресурсами владеют государственные структуры, они уже не в частных руках, и публикуемые ими цифры уже более или менее устаканились. Ну а данные о реальной добыче, разумеется, гораздо точнее, более того, они каких-либо серьезных сомнений не вызывают.

Сейчас я покажу вам график, на котором показан временной диапазон с 1930 года по текущий момент, до 2010-го, а дальше — прогнозная оценка. На нем зеленым цветом отмечены все реально разведанные запасы — то есть то, что было точно подтверждено пробами и бурением. Итак, вся доступная нефть — это интеграл под этой зеленой кривой (площадь всего, что находится в зеленой области). Черная же кривая показывает фактическую добычу нефти. И уже в 1984 году впервые произошло превышение общего годового объема добытой нефти над объемом новых разведанных месторождений.

Более того, начиная с 1984 года ежегодно выкачивалось больше нефти, чем обнаруживалось новых разведанных запасов. И область, отмеченная красным, — это та самая растущая разница между вновь обнаруженной и добытой нефтью. Пока она еще компенсируется за счет прошлых разведанных запасов. А в другой таблице представлены данные о динамике глобальной добычи нефти. Из нее следует, что с 1995-го по 1999 год добыча выросла на 5,5 процента, с 2000-го по 2004‑й — на 7,9, а с 2005-го по 2009-й — только на 0,4 процента.

И согласно оценкам, представленным в лучшем, на мой взгляд, исследовании (уточним, что г-н Медоуз здесь ссылается на прогноз, сделанный еще в феврале 2008 года Energy Watch Group. — «Эксперт»), реально оценившем запасы, оставшиеся на каждом конкретном крупном месторождении, в ближайшие двадцать лет, с 2010-го по 2030-й, произойдет общее падение нефтедобычи на 50 процентов.

Причем нынешний всплеск цен на нефть на мировом рынке уже готовит нас к реализации этого сценария: именно так ведут себя биржи, когда какой-либо продукт начинает истощаться. Сегодня уже требуются многомиллиардные вложения, чтобы хотя бы поддержать добычу нефти на текущем максимальном уровне.

— Но помимо прогноза, на который вы сейчас сослались, существуют и куда менее пессимистичные оценки динамики нефтедобычи.

— У меня есть две веские причины больше доверять именно этому исследованию. Во-первых, многолетние исторические данные четко свидетельствуют, что добыча нефти следует так называемой колокольной функции. Соединенные Штаты долгое время были ведущим мировым добытчиком нефти и ведущим мировым экспортером. Но в 1970-е пик добычи там был пройден. После этого американцы еще нашли нефтяные залежи на Аляске, но к прежнему уровню добычи вернуться уже не удалось и никогда не удастся. Помимо США сегодня есть еще очень много стран — производителей нефти, несколько дюжин, и большинство из них тоже прошли свой пик добычи.

— Та же Саудовская Аравия и ее соседи утверждают, что у них имеются запасы еще лет на триста. Может, они и привирают, конечно, но не на порядок же…

— Здесь опять-таки весь вопрос в правильной трактовке. Люди очень любят рассуждать о том, как много всяких полезных вещей еще где-то лежит. Нефтеносные пески, шельфовые зоны, глубоководное бурение — там якобы ждут своего времени еще десятки миллиардов баррелей. Но мы не можем всерьез оперировать оценками того, что еще лежит в земле или на дне Мирового океана, пока не известно, будет ли оно вообще добыто. Сначала все это добро надо как-то извлечь.

И я при этом оставляю пока за скобками чисто финансовый аспект. Разумеется, нацбанки могут запустить печатный станок — и вы получите много долларов (евро, рублей и так далее). Те же Соединенные Штаты печатают доллары в огромных количествах. Но есть такой важнейший экономический показатель — коэффициент возврата инвестиций в энергетической отрасли. И здесь кроется вторая причина того, что я склонен верить в скорое резкое падение объемов мировой нефтедобычи.

Этот показатель оценивает именно эффективность капиталовложений, или, в упрощенной интерпретации, говорит о том, сколько энергии и всего остального вам нужно затратить, чтобы эту нефть добыть. Заметьте, это не денежный вопрос, это вопрос именно капитальных активов: если вы тратите определенное количество энергии, чтобы добыть то же определенное количество энергии, чисто финансовая составляющая значения уже не имеет. Как только эти количества энергии сравняются, всякая добыча станет абсолютно бесполезной. На раннем этапе нефтедобычи в Соединенных Штатах коэффициент возврата вложений в добычу энергоресурсов составлял 100. То есть, грубо говоря, для того, чтобы добыть 100 тонн нефти, надо было затратить одну тонну ее энергетического эквивалента. Сейчас же в США эта величина сильно упала и находится в диапазоне от 15 до 30, в зависимости от месторождений: где-то добывать легче, где-то сложнее. И тенденция к дальнейшему снижению прослеживается совершенно четкая. В странах ОПЕК этот коэффициент в среднем еще держится на уровне 30. Что же касается России, то у меня нет точных данных, но, по-видимому, примерно посредине между американскими и опековскими цифрами.

При этом первыми, естественно, исчерпываются месторождения, расположенные поблизости и доступные для легкой добычи. А когда вся такая нефть уже выкачана, приходится идти в более труднодоступные места и тратить намного больше, чтобы извлекать оттуда сырье, транспортировать его и так далее. Иными словами, коэффициент возврата будет падать неизбежно. Конечно, более совершенные технологии могут повлиять на величину этого коэффициента в большую сторону, но общий понижательный тренд они едва ли смогут переломить.

— Вы утверждаете, что уже в ближайшие двадцать лет мировое производство нефти упадет примерно на 50 процентов.

— Как известно, существуют два ключевых вида данных по нефти. Первый тип — это «словесное представление» о том, каковы ее общие залежи в недрах (оценка запасов). Второй же тип данных — то, что добывается по факту.

С первым типом данных все очень непросто, потому что там, к сожалению, у каждого есть очень серьезные причины, чтобы врать. Причем иногда выгодно соврать в большую сторону, а иногда — приуменьшить. Но сейчас данных такого типа набрано достаточно, потому что в большинстве случаев нефтяными ресурсами владеют государственные структуры, они уже не в частных руках, и публикуемые ими цифры уже более или менее устаканились. Ну а данные о реальной добыче, разумеется, гораздо точнее, более того, они каких-либо серьезных сомнений не вызывают.

Сейчас я покажу вам график, на котором показан временной диапазон с 1930 года по текущий момент, до 2010-го, а дальше — прогнозная оценка. На нем зеленым цветом отмечены все реально разведанные запасы — то есть то, что было точно подтверждено пробами и бурением. Итак, вся доступная нефть — это интеграл под этой зеленой кривой (площадь всего, что находится в зеленой области). Черная же кривая показывает фактическую добычу нефти. И уже в 1984 году впервые произошло превышение общего годового объема добытой нефти над объемом новых разведанных месторождений.

Более того, начиная с 1984 года ежегодно выкачивалось больше нефти, чем обнаруживалось новых разведанных запасов. И область, отмеченная красным, — это та самая растущая разница между вновь обнаруженной и добытой нефтью. Пока она еще компенсируется за счет прошлых разведанных запасов. А в другой таблице представлены данные о динамике глобальной добычи нефти. Из нее следует, что с 1995-го по 1999 год добыча выросла на 5,5 процента, с 2000-го по 2004‑й — на 7,9, а с 2005-го по 2009-й — только на 0,4 процента.

И согласно оценкам, представленным в лучшем, на мой взгляд, исследовании (уточним, что г-н Медоуз здесь ссылается на прогноз, сделанный еще в феврале 2008 года Energy Watch Group. — «Эксперт»), реально оценившем запасы, оставшиеся на каждом конкретном крупном месторождении, в ближайшие двадцать лет, с 2010-го по 2030-й, произойдет общее падение нефтедобычи на 50 процентов.

Причем нынешний всплеск цен на нефть на мировом рынке уже готовит нас к реализации этого сценария: именно так ведут себя биржи, когда какой-либо продукт начинает истощаться. Сегодня уже требуются многомиллиардные вложения, чтобы хотя бы поддержать добычу нефти на текущем максимальном уровне.

— Но помимо прогноза, на который вы сейчас сослались, существуют и куда менее пессимистичные оценки динамики нефтедобычи.

— У меня есть две веские причины больше доверять именно этому исследованию. Во-первых, многолетние исторические данные четко свидетельствуют, что добыча нефти следует так называемой колокольной функции. Соединенные Штаты долгое время были ведущим мировым добытчиком нефти и ведущим мировым экспортером. Но в 1970-е пик добычи там был пройден. После этого американцы еще нашли нефтяные залежи на Аляске, но к прежнему уровню добычи вернуться уже не удалось и никогда не удастся. Помимо США сегодня есть еще очень много стран — производителей нефти, несколько дюжин, и большинство из них тоже прошли свой пик добычи.

— Та же Саудовская Аравия и ее соседи утверждают, что у них имеются запасы еще лет на триста. Может, они и привирают, конечно, но не на порядок же…

— Здесь опять-таки весь вопрос в правильной трактовке. Люди очень любят рассуждать о том, как много всяких полезных вещей еще где-то лежит. Нефтеносные пески, шельфовые зоны, глубоководное бурение — там якобы ждут своего времени еще десятки миллиардов баррелей. Но мы не можем всерьез оперировать оценками того, что еще лежит в земле или на дне Мирового океана, пока не известно, будет ли оно вообще добыто. Сначала все это добро надо как-то извлечь.

И я при этом оставляю пока за скобками чисто финансовый аспект. Разумеется, нацбанки могут запустить печатный станок — и вы получите много долларов (евро, рублей и так далее). Те же Соединенные Штаты печатают доллары в огромных количествах. Но есть такой важнейший экономический показатель — коэффициент возврата инвестиций в энергетической отрасли. И здесь кроется вторая причина того, что я склонен верить в скорое резкое падение объемов мировой нефтедобычи.

Этот показатель оценивает именно эффективность капиталовложений, или, в упрощенной интерпретации, говорит о том, сколько энергии и всего остального вам нужно затратить, чтобы эту нефть добыть. Заметьте, это не денежный вопрос, это вопрос именно капитальных активов: если вы тратите определенное количество энергии, чтобы добыть то же определенное количество энергии, чисто финансовая составляющая значения уже не имеет. Как только эти количества энергии сравняются, всякая добыча станет абсолютно бесполезной. На раннем этапе нефтедобычи в Соединенных Штатах коэффициент возврата вложений в добычу энергоресурсов составлял 100. То есть, грубо говоря, для того, чтобы добыть 100 тонн нефти, надо было затратить одну тонну ее энергетического эквивалента. Сейчас же в США эта величина сильно упала и находится в диапазоне от 15 до 30, в зависимости от месторождений: где-то добывать легче, где-то сложнее. И тенденция к дальнейшему снижению прослеживается совершенно четкая. В странах ОПЕК этот коэффициент в среднем еще держится на уровне 30. Что же касается России, то у меня нет точных данных, но, по-видимому, примерно посредине между американскими и опековскими цифрами.

При этом первыми, естественно, исчерпываются месторождения, расположенные поблизости и доступные для легкой добычи. А когда вся такая нефть уже выкачана, приходится идти в более труднодоступные места и тратить намного больше, чтобы извлекать оттуда сырье, транспортировать его и так далее. Иными словами, коэффициент возврата будет падать неизбежно. Конечно, более совершенные технологии могут повлиять на величину этого коэффициента в большую сторону, но общий понижательный тренд они едва ли смогут переломить.
http://expert.ru/expert/2012/16/malo-ne-pokazhetsya/

Ourfiniteworld.com: An Explanation for China’s Success and the World’s Unemployment


World Crude and Condensate production since 1994, with fitted trend lines, based on US Energy Information Administration data.


China’s energy consumption by source, based on BP’s Statistical Review of World Energy data.

http://ourfiniteworld.com/2012/12/06/energy-leveraging-an-explanation-for-chinas-success-and-the-worlds-unemployment/

eia.gov: What are natural gas liquids and how are they used?

http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=5930

U.S. could become the world’s top liquid fuels producer, but how much does it matter?


http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=9290
— — — — — — —

МЭА — пика добычи нефти не существует
Международное Энергетическое Агентство (МЭА) опубликовало 576-страничный доклад — “Прогноз для мировой энергетики 2012” в котором “убедительно” доказано, что мировая добыча жидких углеводородов растет и следовательно пика добычи нефти не существует.
К сожалению полная версия доклада пока не доступна, но есть краткий обзор на русском, несколько глав на русском за 2011-й.
В целом доклад рисует радужную картину для мировой энергетики, в частности предрекает, что США будет крупнейшим производителем нефти в ближайшем будущем.

История создания МЭА
Мало кто знает, что крестным отцом МЭА является не кто иной, как Генри Киссинджер. Агентство было создано 18 ноября 1974 при активном участии человека, до сих пор определяющего внешнюю политику США. Поняв этот факт, становится ясно, что МЭА это не независимая организация, а инструмент, с помощью которого США осуществляют свои планы.

1998
В 1998-м МЭА опубликовало очередной доклад, в котором предсказало необратимое падение добычи нефти в мире с 2014-го. Всех, кто участвовал в составлении доклада, уволили сразу после публикации, за исключением одного человека — сына турецкоподданого, Фатиха Бирола. Удивительно, что из всех, кто участвовал в составлении доклада 1998, Фатих был самым малообразованным и практически не владел тематикой. Но именно он стал фактически определять политику МЭА.

Турецкая бухгалтерия
Как же составлялись доклады МЭА после 1998-го. Доклад за 1999-й не был составлен, лишь в 2000-м опубликовали сразу два доклада, полный за 2000-й и несколько страниц за 1999-й. Причина задержки в том, что в МЭА просто некому было работать, не было специалистов владеющих турецкой бухгалтерией.

Что же такое турецкая бухгалтерия? Представьте себе, что у вас три банковских счета — один в рублях, другой в евро, а третий в долларах (для примера по одному миллиону на каждом счете). Естественно, что если вы ведете отчетность в рублях, то вы пересчитаете средства с двух других счетов по курсу в рубли, иначе вы просто не будете знать сколько у вас денег. Но турецкая бухгалтерия устроена по другому — в ней просто суммируются все деньги на счетах, без всякого пересчета. Если вам нужно завысить количество имеющихся у вас денег, вы просто говорите, что у вас имеется три (три счета по миллиону) миллиона евро. А если вам нужно предоставить данные для налоговой, то вы ей сообщаете, что у вас имеется три миллиона рублей. Точно таким образом, турецкая бухгалтерия ввела универсальное понятие — жидкие углеводороды. Независимо от содержащейся в них энергии, их турецкие бухгалтеры считают по единицам измерения — по бочкам и литрам.

Другая особенность турецкой бухгалтерии — в ней отсутствует понятие прибыли. В зачет идут только продажи. Если вы продали на миллион, и при этом понесли убыток в два миллиона, то согласно турецкой бухгалтерии, дела у вас идут просто отлично. Для МЭА не существует затрат энергии на получение энергии, по мнению турецких бухгалтеров важна только энергия на выходе, а сколько её затрачивается на входе, не имеет значения, и не подлежит учету.
Третья особенность турецкой бухгалтерии — считать вместе и сосиски и мясо. Представьте себе отчет по производству мяса в мире. Вы добавили в него цифры по производству мяса, но вдруг появился турецкий бухгалтер и приказал добавить еще и сосиски и колбасу. Вы ему возразили, что сосиски делают из мяса, и мясо идущее на производство сосисок вы уже посчитали, да и нельзя считать сосиски и мясо по весу, так как в сосисках мясо лишь 50 процентов по весу. Но правила турецкой бухгалтерии велят считать и мясо, и все продукты в которые входит мясо, как мясо и строго по весу. Практически все жидкие углеводороды (спирт, рапсовое масло, подсолнечное масло) — это своего рода сосиски — для их производства используется нефть (мясо), причем стоимость мяса в сосисках является важнейшей составляющей цены сосисок. Но турецкие бухгалтера игнорируют эту проблему.

Многие сети супермаркетов продают мясо насыщенное водой. Мясо помещают в баки с водой, подают высокое давление, и когда мясо вынимают, то мяса становится по весу в два раза больше. Именно эту воду, турецкие бухгалтера, тоже считают за мясо. При переработке нефти, её вес остается тем же, а вот объем увеличивается, и МЭА считает это увеличение объема за добычу. Эта фиктивная добыча составляет в отчетности МЭА столько же, сколько добывает Кувейт или Мексика, входящие в десятку крупнейших производителей нефти в мире. Вот так росчерком пера, можно “найти” крупнейшее месторождение нефти.

Станут ли США крупнейшим производителем нефти?
Сразу после публикации доклада МЭА, за дело взялись мировые СМИ. Вот типичная статья, фактически дословно перепечатывающая заголовки из доклада МЭА. Как же отличить правду от лжи — ни МЭА, ни мировые СМИ, нам в этом не помогут. Однако есть люди, которые могут пролить свет на реальные перспективы добычи нефти в США. Эти люди, должны быть профессионалами, и их благосостояние не только не должно зависеть от перспектив мифической нефтедобычи в США, а напротив, мифическая нефтедобыча, могла бы уничтожить их благосостояние.
Такие люди — компании, строящие трубопроводы. Строительство трубопровода, очень дорогостоящее, но не очень прибыльное дело, возврат денег занимает десятилетия. Именно эта особенность трубопроводного бизнеса, делает его владельцев экспертами, на мнение которых можно положиться.
Что же мы видим? Северная Дакота, которая по мнению МЭА, скоро станет новой Саудовской Аравией, где скоро будут добывать нефти больше, чем во всей России, должна как то эту нефть транспортировать. Естественно трубопроводами, так как они могут пропускать огромные количества нефти, по очень низкой цене (помните, что трубопроводный бизнес не очень прибыльный). И поскольку уже очень и очень скоро, Северная Дакота перегонит и Россию, и Саудовскую Аравию, строительство трубопроводов должно уже идти. И что же мы видим — отменяется строительство трубопровода из Северной Дакоты, так как его нечем заполнять (мифическую нефть не транспортируют по трубопроводам, её передают на огромные расстояния усилиями мысли, телепортацией, ну или росчерками пера). Отменяется строительство другого нефтепровода, так как компания Enbridge (строитель трубопровода) не верит данным о добыче нефти в Северной Дакоте.
http://vvictorov.blogspot.ru/2012/12/60.html
— — — — — — —

Почти классическое: неважно сколько и как добыто, важно как подсчитано 🙂