Архив меток: нефть запасы диаграмма

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

13.01.2014


3506×2437


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

Реклама

ogjrussia.com: Новые рубежи в глубоких водах


http://www.nedrainform.ru/OFFSHORE_01_2013_secured.pdf

— — — —
Рисунок 1: наибольший прирост запасов на глубоководье, где запасы наиболее трудноизвлекаемые. Насколько достоверно сравнение запасов на суше и на глубоководье?

Восточно-Китайское море


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


http://iv-g.livejournal.com/749695.html

Exclusive Economic Zone (EEZ)

OCTOBER 5, 2012


http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=8270


http://www.eia.gov/countries/regions-topics.cfm?fips=ECS&trk=wn
http://www.eia.gov/countries/analysisbriefs/east_china_sea/east_china_sea.pdf


http://caysuadolongson.com.vn/cong-ty-an-long-son-hat-giong-cay-sua-do-giong-cay-lam-nghiep-giong-cay-xanh-do-thi-ho-chi-minh/han-quoc-muon-ve-lai-adiz-trung-quoc-lac-dau-.html


http://caysuadolongson.com.vn/cong-ty-an-long-son-hat-giong-cay-sua-do-giong-cay-lam-nghiep-giong-cay-xanh-do-thi-ho-chi-minh/tai-sao-vung-phong-khong-tq-tu-nhan-choc-gian-nhat-my-.html

Сирийская оппозиция воюет китайским оружием
http://sokol-ff.livejournal.com/653712.html

Интересно, что и лидер КНР Си Цзиньпинь, в последние дни появляется не в европейском костюме, а в военном френче, так хорошо нам знакомом по архивным фото Сталина и Мао

Между тем, в захватившем китайцев азартном процессе противостояния ВМС КНР и флотов США и Японии, где КНР безусловно принадлежит инициатива, а Япония и США стараются не пропустить неожиданный удар, есть один совершенно серьёзный момент, напрямую касающийся нас, а точнее самого главного для РФ в текущем году внешнеполитического процесса — защиты Сирии от внешней агрессии.

Ничего личного — просто политика. Чем меньше напряжённость в других частях Света, тем пристальнее внимание к КНР и больше сил могут сосредоточить США в Восточно-Китайском море для поддержки Японии. Так сложилось, что КНР, в настоящее время, оказалась заинтересована в экскалации сирийского конфликта, где в Средиземном море, по прежнему несут вахту крупные группировки кораблей ВМС Росиии, США, Турции, Израиля и Британии, для получения стратегического перевеса сил в свою пользу в Восточно-Китайском море.
http://sokol-ff.livejournal.com/660621.html

Состояние ресурсной базы УВ Восточной Сибири и Якутии, перспективы наращивания и освоения. 2009. 2

Состояние ресурсной базы УВ Восточной Сибири и Якутии, перспективы наращивания и освоения. 2009. 1

Программа геологического изучения и предоставления в пользование месторождений углеводородного сырья Восточной Сибири и Республики Саха(Якутия) утверждена приказом Министра природных ресурсов РФ (№ 219 от 29.07.2005). Подготовка Программы – Осуществлена в целях реализации Распоряжения Правительства РФ от 31.12.2004 «О проектировании и строительстве трубопроводной системы «Восточная Сибирь – Тихий Океан» (ВСТО) Цель Программы – Ресурсное обеспечение трубопроводной системы «Восточная Сибирь – Тихий Океан» на уровне 56-80 млн т сырой нефти в год Мероприятия – Программа геологоразведочных работ по приросту запасов нефти в зоне строительства трубопроводной системы ВСТО. Подпрограмма параметрического бурения и региональных геофизических работ. Программа лицензирования недр Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) Сроки реализации – 2005-2010 гг. и до 2020 г.


http://900igr.net/zip/geografija/Respublika-Sakha.html

— — — —
Ход реализации программы геологического изучения и предоставления в пользование месторождений углеводородного сырья Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) (2006)

Стратегия разработки углеводородов на Таймыре (2008)

2007 год для нефтяной отрасли СибФО

Petroleum Geology and Resources of the Baykit High Province, East Siberia, Russia. 2001

crru.ru: Информация о геологоразведочных работах в ХМАО в 2012 г.

Поисково-разведочное бурение

Сейсморазведочные работы

Месторождения ХМАО-Югры

Месторождения открытые в 2012 году

Всего в 2012 году открыто шесть месторождений нефти нефтяной компанией ОАО «Сургутнефтегаз». Общие извлекаемые запасы по вновь открытым месторождениям составляют по категории С1 2004 тыс.т, С2 8666 тыс.т.

1. Юильское месторождение нефти расположено в 262 км к северо-западу от г. Сургута, входит в состав Приобский НГР Фроловская НГО. Поисковая скважина 4854 Западно-Ватлорская явилась первооткрывательницей Юильского месторождения. Промышленная нефтеносность месторождения связана с отложениями среднеюрского НГК (пласт Ю21). В пласте Ю21 выделено две залежи. При испытании дебит нефти составил 3.57 м³/сут.

2. Западно-Назымское месторождение расположено в 188 км к северо-западу от г.Ханты-Мансийска, входит в состав Ляминского НГР Фроловской НГО. Поисковая скважина 891 Восточно-Важнайская явилась первооткрывательницей Западно-Назымского месторождения. Промышленная нефтеносность месторождения связана с отложениями среднеюрского НГК (пласт Ю2-3). При испытании пласта Ю2-3 получен приток нефти дебитом 10.5 м³/сут при СДУ 661.8 м.

3. Северо-Назымское месторождение расположено в 200 км к северо-западу от г. Ханты-Мансийска, входит в состав Ляминского НГР Фроловской НГО. Поисковая скважина 950 Назымская явилась первооткрывательницей Северо-Назымского месторождения. Промышленная нефтеносность месторождения связана с отложениями среднеюрского НГК (пласт Ю2-3). При испытании пласта Ю2-3 совместно с пластом Ю4 в скважине 950 получен приток нефти дебитом 10.4 м³/сут при СДУ 745 м.

4. Южно-Назымское месторождение расположено в 145 км к северо-западу от г. Ханты-Мансийска, входит в состав Ляминского НГР Фроловской НГО. Поисковая скважина 864 Рогожниковская явилась первооткрывательницей Южно-Назымского месторождения. Промышленная нефтеносность месторождения связана с отложениями среднеюрского НГК (пласт Ю2-3). В пласте Ю2-3 выделено три залежи. Все залежи приурочены к песчаным линзам. При испытании получен приток нефти дебитом 7.4 м³/сут при СДУ 621 м.

5. Северо-Мытаяхинское месторождение расположено в 243 км к северо-западу от г. Сургута, входит в состав Приобского НГР Фроловской НГО. Поисковая скважина 7115 Северо-Кельсилорская явилась первооткрывательницей Северо-Мытаяхинского месторождения. Промышленная нефтеносность месторождения связана с отложениями баженовской свиты (пласт Ю01) и среднеюрского НГК (пласт Ю2). При испытании пласта Ю01 в скважине 7142 получен приток нефти дебитом 3.1 м³/сут при Нд 1156 м.

6. Южно-Жумажановское месторождение расположено в 215 км к северо-западу от г. Сургута, входит в состав Приобского НГР Фроловской НГО. Поисковая скважина 7132 Северо-Кельсилорская явилась первооткрывательницей месторождения. Промышленная нефтеносность месторождения связана с отложениями баженовской свиты (пласт ЮС0). При испытании пласта ЮС0 в скважине получен приток нефти дебитом 2.09 м³/сут при Нд 1237 м.
http://www.crru.ru/gr.html

Российские нефтяные компании в январе-июле 2013 года пробурили 489,5 тыс м разведочных скважин, что на 0,2% больше, чем в январе-июле 2012 года, сообщает «Интерфакс» со ссылкой на ЦДУ ТЭК.

Проходка в эксплуатационном бурении в рассматриваемый период выросла на 3,8% и достигла 12,004 млн м. «Сургутнефтегаз» пробурил 128,3 тыс м разведочных (-12,1%) и 2913,7 тыс м эксплуатационных скважин (рост на 8,1%).

ЛУКОЙЛ увеличил разведочное бурение на 35,2% — до 110,2 тыс м, эксплуатационное бурение выросло на 7,7% — до 2091,9 тыс м.

«Роснефть» в рассматриваемый период пробурила 105,3 тыс м разведочных, и 3205,6 тыс м эксплуатационных скважин. С конца марта эти данные включают показатели ТНК-BP.
Разведочное бурение у «Газпром нефти» сократилось на 25,4% — до 30,5 тыс м скважин, эксплуатационное — выросло на 12,5%, до 1598,7 тыс м.
http://www.nefttrans.ru/news/rossiyskie-nk-uvelichili-za-7-mesyatsev-prokhodku-v-razvedochnom-burenii-na-0-2.html

— — — — — — — — —
i/ Поисково-разведочное бурение к 2012 г. не превзошло уровень 2005 г.
ii/ За первую половину 2013 г. бурение по России выросло незначительно, в основном за счет эксплуатационного бурения
iii/ Падение сейсморазведки 2D обусловлено высокой степенью изученности территории и ростом сейсморазведки 3D.
iv/ Сейсморазведка 3D только на 20% превышает уровень 2001 г. и на 5% уровень 2005 г.
Все уже разведано?

v/ Значительный рост в ХМАО сейсморазведки 3D начался только при ценах более 45 долларов за баррель

vi/

crru.ru: Информация о геологоразведочных работах в ХМАО в 2011 г.

Поисково-разведочное бурение

Сейсморазведочные работы

Месторождения ХМАО-Югры

Месторождения открытые в 2011 году

Читать далее

API.org: Инфографика об экономике добычи нефти и газа

http://www.api.org/news-and-media/infographics/energy-answers


http://www.api.org/news-and-media/infographics/the-truth-on-oil-subsidies


http://www.api.org/news-and-media/infographics/recipe-for-disaster-for-american-energy

Industry Economics

http://www.api.org/policy-and-issues/policy-items/american-energy/energy-in-charts

Earnings in Perspective

Публикации World Petroleum Council

Reserves & Resources

http://www.world-petroleum.org/index.php?/Technology/

Alternative Transport Fuels
Liquified Petroleum Gas — Courtesy of AIP

http://www.world-petroleum.org/index.php?/publications.html
Education Series

WPC published Guidebook to Unconventional Gas (2012) (pdf)

WPC published Guidebook to Petrochemicals (2013) (pdf)

http://www.world-petroleum.org/index.php?/Special-Publications/
WPC Yearbook 2013 (pdf)

Запасы нефти в США gо данным BP Statistical Review of World Energy June 2013

Данные по Proved reserves для США малоинформативны, величина с 1980 г. колеблется в диапазоне
28.4-36.5 thousand million barrels, среднее 32.3, медиана 30.9
Запасы для 1980-1998 гг. можно уверенно аппроксимировать наклонной прямой.
С 2000 г. запасы нефти стабилизировались и цена на нефть пошла вверх (или наоборот)

R/P ratio c 1980 г. колеблется в узком диапазоне 9.39-12.69 лет, среднее 10.46, медиана 10.1.

Proved reserves без рассмотрения других категорий запасов и пупсов величина во многом умозрительно-бухгалтерская, особенно если принимать во внимание подкатегорию PUD (proved undeveloped).

Интереснее зависимость добычи от запасов (по оси Х — запасы в 1980-2011, по оси Y — добыча в 1981-2012), поскольку логично предположить, что прирост запасов даст прирост добычи в следующем году. Диаграммаа получилось немного более плотной, если сравнивать запасы и добычу в текущем году.

Последние два года (2011, 2012) отскакивают от неплохой линейной зависимости

График изменение запасов-изменение добычи (в тысячах миллиолнов баррелей) при сравнении данных без сдвига

— — — — — — — (США)
запасы и потребление (2010) (TRR)
запасы и потребление (2013) (TRR)

OPEC: Annual Statistical Bulletin, 2012. Запасы нефти и газа, сведения о бурении

USGS: Ресурсы нефти США (2011)
Mean Undiscovered TRR
Conventional — 27 BBO (млрд. барр.)
Continuos — 7 BBO (млрд. барр.) (Сланцевая)
Тоtal — 35 BBO (млрд. барр.)

Величина Тоtal Mean Undiscovered TRR (USGS, 2011) = Proved Reserves (BP, 2011, 2012)

— — — — — — —
Саудовская Аравия: добыча и запасы нефти
Россия: добыча и запасы нефти

ЛУКОЙЛ: основные тенденции развития глобальных рынков нефти и газа до 2025. 4. Россия

ЛУКОЙЛ: основные тенденции развития глобальных рынков нефти и газа до 2025. 1. Общая часть

http://press.lukoil.ru/post/2013/06/25/PROGNOZ-RINKO-NEFTI-I-GAZA-DO-2025.aspx
http://issuu.com/antonvaluiskikh/docs/lukoil_new_print2cut#embed

http://www.lukoil.ru/materials/doc/Books/Guides/25062013.pdf

Постоянно находится в Разделе
Пресс-центр>>Библиотека>>Справочники

Выступление главы «Роснефти» И. Сечина на ПМЭФ. 2. Роснефть


— — — — — —
Диаграммы по России показывают


— — — — — —
Оценки синергии очень быстро выросли — в 2.5-4 раза.
Прогноз роста акционерной стоимости, видимо, выполнены для Справедливой цены


— — — — — —
Главные надежды на нефть и Западную Сибирь


— — — — — —
На шельфе России сейсмика без бурения или с малым объемом бурения даст весьма спекулятивные результаты.
Одна надежда, что шельф Западной Сибири идентичен суше.
А может быть не идентичен, где-то может:
i/ мощность осадочных пород стать меньше, измениться условия осадконакопления
ii/ измениться условия нефтегазообразования
iii/ измениться условия миграции и накопления


— — — — — —
Низкие расходы российских компаний следствие огромного советского наследства по Западной Сибири.
У Роснефти расходы на геологоразведку и добычу до 2013 г. ненамного превосходили уровень 2007 г.
— — — — — —

Бюджетный эффект от снижения налоговой нагрузки для нефтяной промышленности России
Компания «Роснефть» является налогоплательщиком номер 1 в стране. Для нас это – большая честь.
В этой связи я хотел бы остановиться на вопросе об уровне налоговой нагрузки и ее дифференциации. Он крайне важен, причем не только с точки зрения привлечения инвесторов и партнеров в новые проекты, но и с точки зрения госбюджета.

Главная проблема, которая решается на пространстве взаимодействия нефтяной промышленности и государства, это проблема рационального налогообложения, которое призвано обеспечить потребности государства и одновременно создать условия для расширения деятельности нефтяников и повышения общеэкономическрого эффекта от нее.

Эта оптимизация должна распространяться не на один год, а, видимо, на достаточно протяженный, но обозримый интервал времени.
Приближение уровня налоговой нагрузки к оптимальным соотношениям в настоящее время не может означать ничего иного кроме как осуществления дифференциации и достаточно значимого общего снижения налоговой нагрузки на нефтяную промышленность за счет налогового стимулирования реализации тех новых проектов, которые в условиях сложившейся налоговой системы просто неосуществимы. При этом снижение налоговой нагрузки, при правильном подходе к делу, будет означать одновременно увеличение интегральных доходов бюджета.

Количественные результаты расчетов, полученные с использованием отраслевых производственных функций, свидетельствуют, что значительно более эффективным с точки зрения максимизации величины доходов, получаемых бюджетом в среднесрочной перспективе от «расширенного» вклада нефтяной промышленности в экономику, является налоговый уровень в 45% от выручки, а не 55%, как это есть по факту на сегодняшний день. «Расширенный» вклад означает как непосредственные налоговые платежи самой отрасли, так и поступления в бюджет от цепочки поставщиков товаров и услуг для отрасли. Именно последние, при правильной организации дела, с локализацией на территории России, вместе с нашими парнерами, соответствующих производств и работ, обеспечат то, что называется «мультипликативным эффектом» и что должно стать мощным фактором роста экономики.

Как свидетельствуют расчеты экспертов, снижение средней налоговой нагрузки с 55% до 45% за счет большего объема инвестиций и, как следствие, больших объемов добычи нефти, обеспечивает на интервале 2014-2030 годов дополнительные доходы бюджета непосредственно от нефтяной промышленности в размере более 3 трлн. рублей.

Снижение средней налоговой нагрузки до 35% (т.е. до уровня, действующего в отношении газовой отрасли) приведет к еще большему эффекту для бюджета – из-за действия межотраслевых связей (мультипликативных эффектов), как минимум, вдвое.
В этом месте я хотел бы особо подчеркнуть, что в случае значительного снижения налоговой нагрузки корпорации должны быть готовы взять на себя обязательства (в форме юридически обязывающего соглашения с налоговой службой) по обеспечению такого мультипликативного эффекта.
По сути это будет означать формирование консолидированной, по проектному принципу, группы налогоплательщиков – принцип новый, но, как нам представляется, чрезвычайно перспективный для решения стратегических задач роста экономики с максимальным вкладом нефтяной отрасли в этот процесс.

— — — — — — —
Снижение налогов может быть не столь малым, как показано на ПМЭФ

6 марта 2013
Доклад Сечина на 32-ой ежегодной конференции по вопросам нефти и газа IHS CERAWeek

Роснефть, день инвестора-2013. 2. Добыча и запасы

— — — — — — Сечин, Лондон

Ванкор как уникальный объект, с дебитом почти на 20% выше, чем для ВИНК в среднем
Цифра 133, вероятно «Средний дебит по всему фонду добывающих скважин».
Для 2011 г. = 17.5 т/день = 17.5*7.33 = 128 bpd

Роснефть: плато добычи в Западной Сибири (Юганск) при спаде в остальных компаниях.
Насколько устойчиво это плато не говорится, но очень похоже на второй пик добычи нефти в России.

— — — — — — Сечин, Нью-Йорк

Ожидаемый прирост ресурсов.
— Для большинства НГ-добывающих организаций прирост отнесен на дальнюю перспективу (2018-2030).
— Только для южных морей (Азов, Каспий, Черное море) основной прировт связан с ближней перспективой.
— Центральные регионы России (ЦРР): Удмуртия, Саратов, Самара, Оренбург. Грядущий рост, видимо, за счет Оренбурга. Или собираются искать дополнительно сланцевую нефть?
— Непонятно почему по запасам юг России перспективнее шельфа южных морей. Добыча на юге падает интенсивно. Видно будут делать ставку на массовое внедрение МУН?
— Шельф западной Арктики на 2013-1017 гг. выглядит как ЦРР, а в 2018-2030 будет более чем в 2 раза лучше. Очень умеренный прогноз по шельфу на фоне старых НГ-добывающих регионов.
— Западная Сибирь вне конкуренции.
— Восточная Сибирь глядится неплохо, но ее цифры на 2018-2030 близкие к Западной Сибири в указанный период вызывают вопросы.
— Шельф Дальнего Востока на ближнюю перспективу оценен весьма умеренно
— Шельф Восточной Арктики отнесен на дальнюю перспективу, в 1.5 раза меньше Западной Арктики, самая вероятностная цифра.


Шельф весьма гадателен по сравнению с суше, наиболее гадателен арктический шельф

— — — — — — Вице-президент ОАО «НК «Роснефть» З. Рунье

Переходя от ресурсов к извлекаемым запасам картина становится не столь привлекательной.
Но, видимо, Peak Oil делает свое дело, компании не хочется падать в глазах инвесторов, к тому же огромный долг из-за покупки ТНК-ВР. В результате отступать некуда.
Но весь вопрос в том, что главная надежда на иностранцев и их шельфовый опыт.
Сейчас Восточная Африка становится привлекательной, где проблем на порядки меньше.

Оценки «Recoverable resources» изменились очень значительно по сравнению с презентацией
от 5 октября 2012 г.

http://iv-g.livejournal.com/760675.html


Два огромных северных участка в западной Арктике выглядели совсем уж неправдоподобно


лев. верх. рис. — 2Р резервы вся надежда на Зап.Сбирь
прав. верх. рис. — все более-менее достоверное на суше, до 100 млрд. boe
прав. ниж. рис. — Коэффициент замещения запасов (PRMS), собственно для Роснефти


Огромный отрыв Exploration Drilling Success Rate объясняется высокой разведанностью и предсказуемостью Западной Сибири, Волго-Урала, Прикаспия (Оренбург), Сев.Кавказа.
Уже только одно бурение на шельфе (Statoil) снижают успешность, хотя шельф Норвегии весьма предсказуем.

И здесь кроется главная опасность для Роснефти. Ставка на малоизученный шельф при высокой долговой нагрузке может быть очень рискованной. Но в запасе на самый крайний случай остается баженовская свита и вообще разработка сланцевых нефти и газа на суше. Но тогда возрастет «Cost of Additions to Commercial Reserves from Exploration».
Самый главный добычной актив Юганскнефтегаз находится как бы на плато, а в действительности падает
Роснефть: Итоги 2012 г.

и падение можно удержать только бурением боковых стволов и ГРП.

Результаты 1Q2013 для Роснефти не очень обнадеживающие
Анализ (MD&A)


http://www.rosneft.ru/Investors/statements_and_presentations/Statements/

Вернее сказать совсем не обнадеживающие. Добыча нефти падает на старых месторождениях Роснефти, а Ванкор почти не растет. Добыча газа несколько скрашивает картину, особенно приобретенная «Итера»

neftianka: Арктические месторождения России

Вот так выглядит распределение начальных запасов углеводородного сырья на месторождениях в Арктике по данным Представительства Компании Делойт и Туш Риджинал Консалтинг Сервисис Лимитед. Наиболее доступны для разработки месторождения Баренцева моря.


http://neftianka.livejournal.com/357713.html

neftianka: Перспективные планы ввода месторождений в промышленную разработку


http://neftianka.livejournal.com/356951.html

Рейтинг богатейших нефтегазовых стран

По расчетам РИА Рейтинг, лидером рейтинга является Катар, в котором в среднем на одного гражданина приходится более 6 млн долларов запасов нефти и газа. Для сравнения, эта сумма примерно равна зарплате среднего россиянина за 600 лет. Столь значительные объемы запасов обеспечили Катару фантастический экономический рост в последние годы, и на данный момент эта страна является богатейшей в мире по показателю ВВП на душу населения.

Вторыми по нефтегазовому богатству в мире являются жители Кувейта. В этой небольшой ближневосточной стране на каждого гражданина приходится более 4 млн долларов запасов нефти и газа.
Россия, имея самые большие запасы газа в мире, и входящая в 10-ку стран, с крупнейшими запасами нефти, заняла лишь 17 место в рейтинге, что во многом связано с относительно большой численностью населения. Суммарно российские коммерческие запасы нефти и газа можно оценить примерно в 23.5 трлн долларов. При этом на каждого россиянина приходится в среднем не так уж и много — 165 тыс. долларов запасов, что в 35 раз меньше, чем у Катара, но примерно в те же 35 раз больше, чем в среднем по миру.

http://ria.ru/infografika/20130319/928007562.html

Usgs assessment: Undiscovered Conventional Resources of Six Geologic Provinces of China, 2011

Assessment of Undiscovered Conventional Oil and Gas Resources of Six Geologic Provinces of China, 2011

The U.S. Geological Survey (USGS) assessed the potential for undiscovered conventional oil and
gas resources in six geologic provinces of China: Junggar Basin, Bohaiwan Basin, Ordos Basin,
Sichuan Basin, Songliao Basin, and Tarim Basin (fig. 1). Each province was divided into 1–4 assessment
units (AU), for a total of 13 AUs (table 1).

Only conventional oil and gas potential was assessed. Continuous (unconventional) resources such as shale gas, coalbed gas, and tight gas sands may exist in some of these basins but were not assessed at this time.

The assessment methodology included a study of the petroleum systems in each province, including tectonics, source rocks, reservoirs, and other geologic characteristics relevant to petroleum generation, migration, and trapping. The characteristics of discovered fields and their exploration histories were also studied. Estimates of the numbers and sizes of undiscovered oil fields were made separately from the estimates for gas fields. Coproduct ratios were applied to make additional estimates of gas and natural gas liquids (NGL) in oil fields and liquids in gas fields.

The Junggar Basin, in northwestern China, was divided into two AUs: one for the pre-Jurassic reservoirs and one for the Jurassic through Tertiary reservoirs. The Pre-Jurassic Reservoirs AU has oil and gas fields that are primarily in Permian and Triassic fluvial sandstones and fluvial and alluvial fan conglomerates. The main source rocks are Permian lacustrine rocks and Jurassic coals. The Jurassic-Tertiary Reservoirs AU has Jurassic and Tertiary fluvial and nearshore lacustrine sandstone reservoirs. The main source rocks are also Jurassic coals and Permian lacustrine rocks. Traps for both AUs are mostly anticlines and fault blocks.

The Bohaiwan Basin was assessed as a single AU: the Tertiary Lacustrine and Buried Hills AU. Tertiary reservoir rocks are mostly fluvial, lacustrine deltaic, and lacustrine turbiditic sandstones. The reservoirs in the buried hills include fractured Archean crystalline basement rocks, karsted Proterozoic limestones and dolomites, Cambrian and Ordovician limestones, and Mesozoic volcanics. Source rocks are deep-water lacustrine shales and mudstones, most importantly those in the Eocene Shahejie Formation. The traps include structural and stratigraphic traps for the Tertiary reservoirs, as well as classic examples of buried hills.

The Ordos Basin was divided into two conventional AUs. The Ordovician Gas AU has gas fields producing from carbonates of the Ordovician Majiagou Formation that have significant karst development beneath a regional unconformity. Source rocks are primarily Upper Carboniferous and Permian coals and shales, but there may be some contribution from Ordovician carbonate sources. The Triassic-Jurassic Fluvial and Lacustrine Sandstones AU has reservoirs in Triassic and Jurassic fluvial and deltaic sandstones. The main source rock is lacustrine mudstones of the Triassic Yanchang Formation. Traps are mostly stratigraphic.

The Sichuan Basin was divided geographically into three AUs: one for gas fields in the heavily folded southeastern part of the basin (Southeastern Fold Belt AU), one for gas fields in the northwestern depression and foldbelt (Northwestern Depression and Foldbelt AU), and one for oil and gas fields in the central uplift (Central Uplift AU). Most of the fields are gas fields, with reservoirs ranging in age from Proterozoic to Jurassic. Most of the oil fields have Jurassic reservoirs. Reservoir rocks include Proterozoic and Carboniferous through Triassic carbonates, as well as Triassic and Jurassic sandstones. Source rocks are shales ranging from Cambrian to Jurassic in age. Traps include anticlines and buried hills.

The Songliao Basin was divided into four AUs. Oil and gas fields of the Stratigraphic Traps AU have Upper Cretaceous fluvial and deltaic sandstone reservoirs in stratigraphic traps, primarily sourced from Lower Cretaceous lacustrine rocks. The Anticlinal AU has similar reservoir and source rocks, but the traps are primarily structural and are located on the major anticlines in the center of the basin. The Kailu Depression AU, in the southwestern part of the basin, also has similar reservoir and source rocks; it contains both structural and stratigraphic traps. The Structural Traps AU has older sandstone reservoirs that are below the Cretaceous Qingshankou Formation and are sourced by the Jurassic coal beds. The Structural Traps AU has both structural and stratigraphic traps.

The Tarim Basin was assessed as a single AU: the Conventional Reservoirs AU. Reservoirs are mainly Jurassic and Miocene fluvial and lacustrine sandstones, along with some clastic and carbonate reservoirs of Ordovician and Carboniferous ages. Source rocks are primarily the Jurassic lacustrine shales and coals, but there may be some contribution from Ordovician marine rocks and Carboniferous coals. Traps are mostly anticlines and fault blocks.

Using a geology-based assessment methodology, the U.S. Geological Survey estimated
mean volumes of undiscovered conventional petroleum resources in six geologic provinces
of China at 14.9 billion barrels of oil, 87.6 trillion cubic feet of natural gas, and 1.4 billion
barrels of natural-gas liquids.

— — — —
Ресурсы
нефть
средние 14,945 million barrels of oil (MMBO) = 2 млрд.т
интервальные 6,980-26,526 = 0.95-3.6 млрд.т

газ
средние 87,602 billion cubic feet of gas (BCFG) = 2.45 трлн. м3
интервальные 35,553-167,555 = 1.0 — 4.7 трлн. м3

NGL при пересчете из баррелей в т.н.э как для нефти (самый лучший случай)
средние 1,419 million barrels = 0.194 млрд.т
интервальные 490-2,997 = 0.0668-0.4 млрд.т

— — — —
BP Statistical Review of World Energy June 2012
Oil: Proved reserves, Thousand million barrels, 1980-2011

После выхода на международную арены прыжки резкие изменения запасов прекратились и стабилизировались на уровне 14.8-14.7 Thousand million barrels
(2001) 14.7 Thousand million barrels = 2.00508 млрд.т
Неоткрытые ресурсы нефти = открытым запасам.
Если учесть, что оценен не весь Китай в Usgs assessment, то в лучшем случаем величину неоткрытых ресурсов нефти можно удвоить.

Годовая добыча в 2011 г. = 203.6 млн.т.
R/P ratio = 9.9. лет
На примере Китая можно изучать в реальном времени пик нефти

Natural Gas (2011)
Proved reserves = 3.1 Trillion cubic metres
Natural Gas Production = 102.5 млрд. м3
R/P ratio = 29.8 лет

Роснефть: Итоги 2012 г.


— — — —
Увеличение среднесуточной добычи
— УВ на 2702-2586 = 116 тыс. барр. н.э/сут.
— нефти на 2439-2380 = 59 тыс. барр. н.э/сут.
— газа на 263-206 = 57 тыс. барр. н.э/сут.


— — — —
Юганскнефтегаз, основной добывающий актив, стабилизация добычи


— — — —
2012 — 366 тыс. барр./сут
2011 — 300 тыс. барр./сут
Увеличение на 66 тыс. барр./сут, а весь рост в 2012 по Роснефти = 59 тыс. барр./сут, все остальные активы дали в сумме снижение на 7 тыс. барр./сут.


— — — —
Большая ставка на шельф в виду большой затратности перспектив на суше?

http://www.rosneft.ru/Investors/statements_and_presentations/presentations/
http://www.rosneft.ru/attach/0/02/90/ROSNEFT_Q4_2012_IFRS_RUS.pdf

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

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/

eia.gov: United Arab Emirates

A member of the Organization of the Petroleum Exporting Countries (OPEC) since 1967, the UAE is one of the most significant oil producers in the world. According to Oil & Gas Journal 2012 estimates, the UAE holds the seventh-largest proved reserves of oil at 97.8 billion barrels, with the majority of reserves located in Abu Dhabi (approximately 94 percent). The other six emirates combined account for just 6 percent of the UAE’s crude oil reserves, led by Dubai with approximately 4 billion barrels. Production of these resources is dominated by the state-owned Abu Dhabi National Oil Company (ADNOC) in partnership with a few large international oil companies under long-term concessions

The likelihood of further major discoveries in the UAE is low, but enhanced oil recovery (EOR) techniques are being successfully utilized to increase the extraction rates of the UAE’s mature oil fields, and the recovery of oil prices following the global financial crisis will help maintain the commercial viability of such endeavors. Leaders in the UAE hope to increase crude oil production to 3.5 million bbl/d over the next few years, and levels are expected to approach 3 million bbl/d by the end of 2012.

In Abu Dhabi, contract structures are based on long-term, production-sharing agreements between the state-run ADNOC and private actors (primarily large international oil companies), with the state required to hold a majority share in all projects. With the exceptions of Dubai and Sharjah—which both have service contracts to manage their declining reserves—the smaller Emirates all utilize some form of production-sharing agreements similar to those found in Abu Dhabi. Major international oil companies involved in the oil and gas sector in the UAE include British Petroleum, Shell, Total, ExxonMobil, and Occidental Petroleum—which in 2008 secured the first new concession offered by the UAE in more than 20 years.

Nevertheless, recent exploration has not yielded any significant discoveries of crude oil. What it lacks in new discoveries, however, it makes up for with an emphasis on EOR techniques designed to extend the lifespan of the Emirates’ existing oil fields. By improving the recovery rates at those fields, such techniques helped the UAE to nearly double the proved reserves in Abu Dhabi over the last decade-plus

The Zakum system—the third-largest oil system in the Middle East and the fourth-largest in the world—is the center of the UAE’s oil industry, accounting for nearly 30 percent of the country’s total production in 2010. The Upper Zakum field is run by the ZADCO—which is owned by ADNOC (72 percent share) and ExxonMobil (28 percent)—and currently produces 520,000 bbl/d. In July 2012 ZADCO awarded an $800-million engineering, procurement, and construction contract to Abu Dhabi’s National Petroleum Construction Company—along with French firm Technip—with the goal of expanding production to 750,000 bbl/d by 2016. The Lower Zakum field—operated by the Abu Dhabi Marine Operating Company (ADMA-OPCO)—is also being expanded, with production expected to reach 425,000 bbl/d; up from the 300,000 bbl/d it currently produces.

Other significant fields include the Bu Hasa (600,000 bbl/d), Ghasha-Butini (up to 300,000 bbl/d by year-end 2012), Murban Bab (320,000 bbl/d), and the Sahil, Asab, and Shah (SAS) fields (385,000 bbl/d), all located in Abu Dhabi. Dubai and Sharjah also have producing basins, but nothing approaching the scale of those found in Abu Dhabi. The largest fields in those Emirates are the Fateh-Southwest Fateh-Falah fields (80,000 bbl/d) operated by the Dubai Petroleum Establishment and the Mubarak field (8,000 bbl/d) operated by Crescent Petroleum in Sharjah.

With limited prospects for major discoveries, production increases in the UAE will come almost exclusively from EOR techniques in Abu Dhabi’s existing oil fields. Nevertheless, the government is pursuing production capacity of 3.5 million bbl/d in 2018 through the investment of $60 billion in Abu Dhabi’s oil sector. ADCO—which oversees onshore operations in the emirate—plans to increase production in the Bu Hasa, Bab, and SAS fields over the coming years, with increases expected to approach 200,000 bbl/d as soon as 2014. Some newer fields will also contribute to production gains: Qusahwira is targeted to provide an additional 30,000 bbl/d by the end of 2012 and another 20,000 bbl/d by 2016 (to 90,000 bbl/d), while the Bida al-Qemzan field could add 75,000 bbl/d by 2016 bringing it to 300,000 bbl/d overall.

Smaller offshore fields like the Nasr, Umm Lulu, and Umm Shaif are also the target of increased investment, with ADMA-OPCO seeking to maintain production levels at the Umm Shaif field at 280,000 bbl/d and attempting to bring the combined production of the Nasr and Umm Lulu fields up to 170,000 bbl/d as soon as 2018. Exploration and production in the other Emirates is limited, with reserves nearly exhausted and the cost of recovery continuing to climb.

The newest export pipeline, The Abu Dhabi Crude Oil Pipeline (ADCOP), runs 230 miles from Habshan to Fujairah and began operations in June 2012. This pipeline gives the UAE a direct link from the rich fields of its western desert to the Gulf of Oman, and from there to global markets. This provides the UAE—and global markets—a strategic alternative to the problematic Strait of Hormuz, which is the world’s most important energy chokepoint (see EIA’s World Oil Transit Chokepoints analysis brief). In 2011 17 million bbl/d of crude oil passed through the Strait of Hormuz, which was almost 20 percent of the world’s traded oil and 35 percent of all seaborne-traded oil.

The inauguration of the ADCOP is the most significant development in the UAE’s midstream profile to date. With a capacity of 1.5 million bbl/d—and expectations of that figure reaching 1.8 million bbl/d in the near future—this pipeline provides the UAE with the ability to export close to 75 percent of its daily production without passing through the Strait of Hormuz. The International Petroleum Investment Company (IPIC)—owned by the government of Abu Dhabi—led the pipeline project, and it will be operated by ADCO.

Abu Dhabi Crude Oil Pipeline (ADCOP)


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

Нефтяная компания Самара-Нафта

Компания основана в 1998 году.

— ЗАО «Самара-Нафта» осуществляет свою деятельность на территории Самарской и Ульяновской областей и имеет всю необходимую инфраструктуру для полного цикла добычи, подготовки и сдачи товарной нефти в магистральные нефтепроводы.

— Совокупная добыча нефти с начала разработки месторождений составляет более 10 млн. тонн.

— С 2009 года ЗАО «Самара-Нафта» занимает 2 место по объему добычи в Самарской области и 12-е место в России. Текущий годовой уровень добычи составляет более 2 млн. тонн.


Динамика численности сотрудников, период с 2005г. по 2011г.

— ЗАО «Самара-Нафта» успешно реализует стратегию ускоренного роста добычи, в том числе благодаря внедрению самых современных технологий и высокой эффективности своей деятельности.

— Компания обладает стабильной и перспективной ресурсной базой, современной геологоразведкой , достаточными мощностями инфраструктуры.

С начала существования по настоящее время построено:
2 установки подготовки и сдачи нефти, 3 установки предварительного сброса воды
3 пункта налива нефти, 9 малогабаритных блочных сепарационно-наливных установок (МБСНУ), 253 км трубопроводов, более 360 км линий электропередач

В планах: реконструкция Аксеновской УПСВ до УПН, строительство установки подготовки попутного нефтяного газа на Зареченском ПНН, увеличение пропускной способности ЦПСН Просвет по сдаче товарной нефти, строительство Авралинского ПНН, строительство 6 малогабаритных блочных сепарационно-наливных установок.
http://samara-nafta.ru/ru/about.html

РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ
На сегодняшний день на балансе ЗАО «Самара-Нафта» более 60 месторождений в пределах 21 лицензионного участка на территории Самарской и Ульяновской областей.

График добычи

График запасов

http://samara-nafta.ru/ru/production/fields-development.html

eia.gov: Who are the major players supplying the world oil market?


http://www.eia.gov/energy_in_brief/world_oil_market.cfm

Годовой отчет Роснефти 2011: Запасы и ресурсы