Архив меток: нефть добыча таблица

OPEC: Annual Statistical Bulletin, 2012. Macro-economics

27 Sep 2012
The 2012 editions of OPEC’s World Oil Outlook and Annual Statistical Bulletin (ASB) will be officially presented at a press conference to be held at the OPEC Secretariat on Thursday, 8 November

http://www.opec.org/opec_web/static_files_project/media/downloads/publications/ASB2012.pdf

Реклама

ConocoPhillips: результаты 2012 года

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

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

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

2013 News Releases

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

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

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

2000-2010

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

Годовой отчет 2011

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

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

Считалочки Северной Дакоты. 2

В течении 2012 года средняя отдача нефтяной сланцевой скважины Северной Дакоты росла. Это противоречит ожидаемому падению производительности скважины

На странице North Dakota Drilling and Production Statistics

Есть два набора данных
i/ Historical monthly oil production statistics содержит ND Monthly Oil Production Statistics

ii/ Historical monthly Bakken oil production statistics содержит ND Monthly Bakken* Oil Production Statistics
* Includes Bakken, Sanish, Three Forks, and Bakken/Three Forks Pools

— — — — — —
По состоянию на ноябрь 2011 г.
Daily Oil Per Well
Северная Дакота (полностью) = 93
Баккен* = 136

По состоянию на апрель 2007 г.
Daily Oil Per Well
Северная Дакота (полностью) = 34
Баккен* = 44

По состоянию на ноябрь 2011 г.
Wells Producing
Северная Дакота (полностью) = 7864
Баккен* = 4910
Разница в числе скважин = 7864-4910 = 2954 (38% от 7864)

— — — — — —


http://iv-g.livejournal.com/641893.html

crustgroup: Нефтяные месторождения России на начало 2012 г.


http://danko2050.livejournal.com/6372.html

crustgroup: Запасы российских месторождений нефти и газа

rbcdaily.ru: Чем компенсировать падение нефтедобычи в Западной Сибири

Решить проблему обвального падения добычи углеводородов в Западной Сибири в ближайшие годы сможет геологоразведка. Компании показывают прирост запасов в регионе в основном за счет их переоценки, а немногие открытые месторождения — «лужицы». Исправить ситуацию может вмешательство государства в лице «Росгеологии». Другой вариант — сделать ставку на нефтепереработку, тогда Тюмень должна стать центром нефтехимического кластера.

Государству вместе с нефтяными компаниями необходимо сформировать специализированные поисковые программы для увеличения разведки и, как следствие, повышения показателя добычи углеводородов в Западной Сибири. Об этом говорится в докладе руководителя Роснедр Александра Попова, презентованном на Третьем международном инновационном форуме «НефтьгазТЭК-2012», организованном при поддержке губернатора Тюменской области Владимира Якушева.

Сейчас территория Западной Сибири разведана примерно в десять раз лучше Восточной Сибири и шельфа. По данным нефтяных компаний, в текущем году прирост запасов нефти составил почти 25% от показателя предыдущего года. Это происходит за счет переоценки запасов уже известных участков и открытия новых залежей. «Почти 90% новых месторождений мелкие или очень мелкие, реже встречаются средние», — говорит Алексей Варламов, генеральный директор Всероссийского научно-исследовательского геологического нефтяного института, выступавший от лица г-на Попова.

Несмотря на это, обеспеченность российских нефтяных компаний запасами с учетом нынешнего уровня добычи выглядит неплохо. ЛУКОЙЛу углеводородов хватит на 40 лет, «Сургутнефтегазу» — на 24 года, «Газпром нефти» — на 37 лет. Лидер — ТНК-ВР, ей хватит запасов на 53 года. Это отнюдь не стимулирует компании больше инвестировать в геологоразведку. Государство это понимает, поэтому «Росгеология» также планирует реализовывать свои проекты в регионе, рассказал РБК daily заместитель генерального директора холдинга Александр Писарницкий. «В первую очередь компания войдет в Западную Сибирь с сейсмическими проектами», — пояснил он.

Зампред правления компании «Сибур» Кирилл Шамалов в свою очередь предлагает сместить приоритеты с добычи сырой нефти на ее глубокую переработку. Согласно «Энергетической стратегии до 2030 года» Тюменская область должна стать одним из шести кластеров нефтехимической и нефтегазовой промышленности. «Особая климатическая зона соответствует тому кластерному подходу, который проводится государством в развитии отрасли», — отметил он. Согласно проекту «Сибура» и правительства региона Тюмень к 2030 году должна стать центром Западно-Сибирского нефтехимического кластера. Это позволит привлечь в область значительные инвестиции от ведущих мировых отраслевых компаний, объясняет г-н Шамалов. «У нас перед глазами есть пример Западной Европы. Территория стала центром нефтяной и нефтехимической промышленности, не имея никакой самостоятельной минерально-сырьевой базы», — заключил г-н Шамалов.

http://www.rbcdaily.ru/2012/09/21/tek/562949984760027

Русснефть: годовой отчет 2011


Читать далее

Роснефть: добыча нефти

Роснефть: Самаранефтегаз

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

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

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

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

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

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


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

eia.gov: Gulf of Mexico Fact Sheet

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

OPEC: Monthly Oil Market Report, July 2012


http://www.opec.org/opec_web/static_files_project/media/downloads/publications/MOMRJuly2012.pdf

— — — —
Потенциал роста (вторичные источники):
у Ливии на 100 kb/d — весьма вероятное событие
у Анголы на 65 kb/d — вероятное событие
У Кувейта на 10 kb/d — вероятное событие

Саудовская Аравия: не смотря на рост в июне так и не дотянулась до максимумов апреля
Нигерия: может быть потенциал для роста. Как и ОАЭ превзошла уровень добычи начала 1980-х
ОАЭ только на 2kb/d превзошла уровень апреля
Ирак так и не превзошел уровень апреля
Катар продолжает снижение -52kb/d от уровня 4Q11
Венесуэла почти стабильная добыча.

Как мне кажется, какие-то долгосрочные резкие движения цены на нефть вниз возможны только при совместном наращивании добычи членами ОПЕК и удержании её хотя бы на уровне апреля в течение как минимум двух месяцев; краткосрочные движения цены возможны любые.

А пока добыча нефти ОПЕК упала в июне более чем на 100kb/d и на столько же упало мировое предложение нефти.

OPEC: Monthly Oil Market Report, June 2012

Monthly Oil Market Report
Monthly Oil Market Report, June 2012 (pdf)

Range Resources: Годовой отчет 2011 г.

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

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

capp.ca: Statistical Handbook for Canada’s Upstream Petroleum Industry

2010 data, November 2011
http://www.capp.ca/library/statistics/handbook/Pages/default.aspx
http://www.capp.ca/GetDoc.aspx?DocId=184463&DT=NTV

Нефть и газ Украины (2005)

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

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

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

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

Карта-схема основных нефтегазовых месторождений Украины.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

СССР в начале 1920-х гг.: Нефтяная промышленность и другие отрасли

А. В. Пешехонов. Современная Россия в цифрах
http://nilsky-nikolay.livejournal.com/428643.html

ОПЕК: годовой отчет 2010


http://www.opec.org/opec_web/en/publications/337.htm
http://www.opec.org/opec_web/static_files_project/media/downloads/publications/Annual_Report_2010.pdf

Татнефть: годовой отчет 2010

Инвесторам — Годовые отчеты — Годовые отчёты ОАО «ТАТНЕФТЬ»
http://www.tatneft.ru/wps/wcm/connect/tatneft/portal_rus/homepage/
http://www.tatneft.ru/wps/wcm/connect/tatneft/portal_rus/infoactsinvest/raskinfo/ezhegodotchet/
http://www.tatneft.ru/wps/tatneft/htmleditor/file/fe9fdba80c18c9c42d1c8bae734f0657b7000cb7.pdf

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Татнефть: Разведка и добыча


http://www.tatneft.ru/wps/wcm/connect/tatneft/portal_rus/proizvodstvo/razvedka_i_dobicha/

Разработка месторождений. Добыча нефти и газа
В настоящее время ОАО «Татнефть» осуществляет разработку 82 месторождений на территории Республики Татарстан и за ее пределами.

Основная доля текущей добычи нефти приходится на шесть крупных месторождений: Ромашкинское, Бавлинское, Сабанчинское, Ново-Елховское, Первомайское, Бондюжское. При этом около 60% добычи обеспечивается Ромашкинским нефтяным месторождением.

В 2009 году достигнут максимальный уровень добычи нефти за последние 15 лет. По сравнению с 2008 годом добыча нефти по ОАО «Татнефть» увеличилась на 0,3% и составила 25,85 млн тонн. Сверх плана компания добыла 450,44 тыс. тонн нефти.

В целом по Группе «Татнефть» в 2009 году объем добычи составил 26,106 млн тонн нефти (100,2%) к уровню 2008 года.

Для ОАО «Татнефть» пробурены и закончены строительством 261 новая добывающая скважина, введены из бурения и освоения 234 скважины с дебитом 9,5 т/сут.

В 2009 году средний дебит нефти по скважинам ОАО «Татнефть» составил 4,0 т/сут.

Осуществлен капитальный ремонт 1 984 скважин. После КРС в 2009 году наблюдался прирост дебита нефти по сравнению с прошлым годом на более чем 20% и составил 3,1 т/сут.

За год выполнено 9 575 текущих ремонтов. Количество ремонтов нефтяных скважин снизилось на 6,0% по сравнению с 2008 годом.
http://www.tatneft.ru/wps/wcm/connect/tatneft/portal_rus/proizvodstvo/razvedka_i_dobicha/razrabotka_mestorozhdeniy._dobicha_nefti_i_gaza/

География нефтегазодобычи
ОАО «Татнефть» приобрело права на геологоразведку и разработку месторождений нефти, газа
и конденсата в результате участия в аукционах, а также через покупку части бизнеса нефтяных компаний в Самарской и Оренбургской областях, Ненецком автономном округе и Республике Калмыкия.

С участием ОАО «Татнефть» созданы 11 нефтяных дочерних и зависимых компаний:
— ЗАО «Татнефть-Самара»,
— ЗАО НГДП «Абдулинскнефтегаз»,
— ООО «Татнефть-Северный»,
— ООО «Татнефть-Абдулино»,
— ОАО «Илекнефть»,
— ЗАО «КалмТатнефть»,
— ОАО «Калмнефтегаз»,
— ЗАО «Севергазнефтепром»,
— ЗАО «Севергеология»,
— ЗАО «Ямбулойл»,
— ЗАО «ТАТЕХ».

Указанные нефтяные компании уже владеют лицензиями на геологическое изучение, поиск, разведку и добычу углеводородного сырья на 31 лицензионном участке (в т. ч. серии НЭ — 6,
серии НР — 11, серии НП — 14).

В 2009 году велась эксплуатация 19 месторождений нефти 45 скважинами в Самарской
и 5 скважинами в Оренбургской областях. В Самарской области обустроен ранее пробуренный фонд и осуществлено бурение новых скважин. Дебиты новых пробуренных скважин составили 11,9 т/сут.

На территории контрактных участков ОАО «Татнефть» в Сирии и Ливии продолжилось исполнение программы геологоразведочных работ. В Сирии пробурено четыре поисково-разведочные скважины. Начата бурением оценочная скважина «Южная Кишма-2». В декабре 2009 года объявлено коммерческое открытие месторождения Южная Кишма.
На участке 82-4 в Ливии пробурены две разведочные скважины, на которых получены промышленные притоки нефти. Начата бурением первая разведочная скважина на участке 82-1.

http://www.tatneft.ru/wps/wcm/connect/tatneft/portal_rus/proizvodstvo/razvedka_i_dobicha/geografiya_neftegazodobichi/

Повышение эффективности нефтегазодобычи
Поиск месторождений

С целью поиска месторождений, кроме стандартных технологий, таких как сейсморазведка, Компанией применяется ряд новых:
прогнозирование нефтеперспективных объектов методом искусственного интеллекта;
«Нейросейсм»;
сбор углеводородных газов из почвы и оценка ореола рассеивания углеводородов Gore Sorber;
низкочастотное сейсмическое зондирование (НСЗ);
геолого-геофизическая технология оптимизации выбора места бурения скважин (ГТО ВМ);
электромагнитное зондирование (ЭМЗ);
комплекс программ обработки материалов сейсморазведки 3Д «Stratimegic».
Бурение

В бурении в 2009 году применено 34 новые технологии. В 2009 году в ОАО «Татнефть» пробурено 17 скважин малого диаметра (СМД), из них 13 скважин введено для добычи нефти (добыча нефти — 9,863 тыс. тонн). Средний дебит составил 6,7 т/сут

Наиболее эффективными технологиями в части повышения качества крепления скважин являются установки силикатных ванн в интервале продуктивных пластов, применение цемента марки G, применение устройств манжетного цементирования, в части достижения высоких дебитов нефти – строительство горизонтальных и многозабойных скважин.
Добыча

Определяющее значение в добыче нефти имеет применение методов увеличения нефтеотдачи пластов. Дополнительная добыча в 2009 году за счет третичных МУН пластов составила 5,17 млн.тонн (100% к уровню 2008 г.). В целом за счет третичных и гидродинамичных методов повышения нефтеотдачи пластов добыто 11,6 млн. тонн нефти, то составляет 44,9% от общей добычи за 2009 год.
Работы на месторождениях сверхвязкой нефти
В 2009 году продолжались опытно-промышленные работы по разработке месторождений сверхвязкой нефти. В промышленной разработке находятся две залежи сверхвязкой нефти шешминского горизонта Мордово-Кармальского и Ашальчинского месторождений.

Подготовлены проекты пробной эксплуатации 19 залежей и месторождений. На залежи Мордово-Кармальского месторождения ведется обустройство участка для проведения опытно-промышленных работ тепловым методом добычи нефти (технологическая схема ОПР утверждена Центральной комиссией по разработке — ЦКР).

Выделен участок для испытания технологии внутрипластового горения с использованием горизонтальных скважин на Южном и Юго-Западном участках и паротеплового воздействия — на Северном куполе. Добыча залежи сверхвязкой нефти Мордово-Кармальского месторождения составила 5 тыс. т нефти.

Добыча сверхвязкой нефти на участке ОПР Ашальчинского месторождения в 2009 году составила свыше 18,4 тыс. т. С использованием парогравитационной технологии, на базе трех пар горизонтальных скважин с начала опытных работ добыто более 38, 1 тыс. тонн.
http://www.tatneft.ru/wps/wcm/connect/tatneft/portal_rus/proizvodstvo/razvedka_i_dobicha/povishenie_effektivnosti_neftegazodobichi/

Геолого-поисковые работы
В настоящее время ОАО «Татнефть» и 13 её дочерним и зависимым компаниям предоставлено 113 лицензий на поиск и разработку углеводородного сырья.

В глубокое бурение в 2009 году введено 10 структур в Республике Татарстан и 9 в Самарской области. Сейсморазведочными партиями ООО «ТНГ-Групп» подготовлено в глубокому бурению 16 структур в Республике Татарстан.
Ежегодное и последовательное осуществление геологоразведочных работ ОАО «Татанефть» позволило за последние 8 лет обеспечить прирост извлекаемых запасов нефти в объемах, компенсирующих текущую добычу нефти. За прошедший год по Республике Татарстан обеспечен прирост запасов нефти по Компании «Татнефть» в объеме 62,1 млн. тонн. Открыто 16 новых месторождений, в том числе по Республике Татарстан — 10 (из них 6 месторождений с залежами сверхвязкой нефти), в Самарской области — 3, в Оренбургской области — 2, в Сирии — 1.

Прирост запасов связан с успешным использованием современных технологий при добыче нефти и газа, расширением географии деятельности Компании, а также с освоением месторождений сверхвязкой нефти на территории Республики Татарстан.

Положительные результаты опытно-промышленной эксплуатации Ашальчинского и Мордово-Кармальского месторождений высоковязкой нефти позволили поставить на баланс по международной классификации в качестве доказанных часть запасов этих месторождений.
Доказанные запасы нефти на начало 2010 года по оценке «Miller & Lents» составили 862, 2 млн. тонн нефти, вероятные и возможные 275, 1 млн. тонн.

ОАО «Татанефть» направляет инвестиции в поиск и разведку месторождений не только в Татарстане, но и в других регионах: в Республике Калмыкия, Оренбургской, Самарской, Ульяновской областях, Ненецком автономном округе. С участием капитала ОАО «Татнефть» в Российской Федерации работают 13 дочерних и зависимых компаний, имеющих 31 лицензионный участок.
http://www.tatneft.ru/wps/wcm/connect/tatneft/portal_rus/proizvodstvo/razvedka_i_dobicha/geologo-poiskovie_raboti/

BofA Merrill Lynch: The outlook for oil in 2012

19 July 2011
http://www.scribd.com/doc/60518353/Oil-Outlook-2012


Читать далее

ОЭСР: добыча нефти


Читать далее

«Сургутнефтегаз» надеется на Восточную Сибирь

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

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

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

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

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

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

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

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

pustota-2009: Спрос и предложение на рынке нефти

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

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

Ну а в целом это выглядит вот так:

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

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

Отчет Роснефти за I квартал 2011 г.

http://www.rosneft.ru/Investors/
Отчетность, Презентации и Годовые отчеты
http://www.rosneft.ru/Investors/statements_and_presentations/
1 квартал
http://www.rosneft.ru/attach/0/57/89/Rosneft_Q1_2011_US_GAAP_RUS.pdf

= = = = = = = = =
Себестоимость добычи нефти в России
Расходы на добычу — 2,95 доллара на баррель
Включают в себя: расходы на материалы и электроэнергию, текущий ремонт, оплату труда, а так же расходы на транспортировку нефти до магистральных нефтепроводов.

Коммерческие и административные расходы — 2,00 доллара на баррель
Включают в себя: расходы на оплату сотрудников центрального офиса, расходы на аудиторские и констультационные услуги, оплату труда руководства дочерних обществ и пр.

Транспортные расходы — 9,62 доллара на баррель
Включают в себя: ж/д тариф, трубопроводный тариф, морской фрахт, погрузочно-разгрузочные работы, перевалка вкл. портовой сбор

Итого себестоимость добычи и транспортировки одного барреля нефти у госкомпании «Роснефть» в 1 квартале 2011 года составила 14,57 доллара.

Это текущий уровень нулевой рентабельности добычи нефти в России. В Персидском заливе он ниже (меньше транспортное плечо).

Но в случае падения цены на нефть коммерческие и транспортные расходы можно сократить минимум на треть, т.е. на 4 доллара.
И тогда минимальная себестоимость добычи барреля нефти в России составит порядка 10,50 долларов.
ДОП. С учетом разведки, бурения и модернизации НПЗ — 21 доллар.
http://rusanalit.livejournal.com/1130226.html

Комментарии к записи:
— Если себестоимость в 14$ реальна, то нефтянка, практически ненепотопляема?
— кратскосрочно — да.
— 10,50 не совсем правильная цифра, поскольку не включает в себя минимальный объём инвестиций, необходимых для поддержания текущих объёмов добычи. Если остановить бурение — добыча начнёт очень быстро и очень сильно падать.
— над смотреть динамику ввода и выбытия скважин. в принципе можете умножить на два — и точно попадете в цель.
— В основной идее я с Вами согласен. Лень считать, но уверен, что при 40$ EBITDA нефтяных компаний по отношению к нынешнему уровню если и упадёт, то не критически (сейчас бОльшая часть сверхдоходов от цены на нефть изымается в бюджет, плюс косты у них в значительной степени рублёвые, поэтому снижение рубля от падения цен на нефть так же положительно скажется на фин. результат).
— по отчету капзатраты — 11$ за баррель (это бурение + модернизация НПЗ)
— итого 21-26 долларов. для стран Персидского залив нсеколько ниже
— как минимум у них относительно дешевый транспорт — морской, скорее всего и капзатраты на создание транспортной инфраструктуры тоже меньше
— Есть и другая планка. По данным Лукойла (отчет за 2009 г.), при экспорте нефти из РФ, если минусовать НДПИ и экспортную пошлину, компании-экспортеру достается от $27,9/барр. (2007) до $26,8/барр. (2009). То есть разница между «на руки по результатам экспорта» и себестоимостью добычи и есть та сумма, на основании которой следует считать рентабельность.