Архив меток: скважины

Добыча нефти в Жигулевских горах

Я́блоневый Овра́г — район города Жигулёвск Самарской области России. До вхождения в состав города в 2004 году являлся посёлком городского типа. Расположен на правом берегу Волги.
Во время Великой Отечественной войны в посёлке была найдена первая в СССР девонская нефть (позднее была налажена её добыча).
https://ru.wikipedia.org/wiki/Яблоневый_Овраг
Нефть была найдена и в других местах Самарской луки.
https://ru.wikipedia.org/wiki/Жигулёвск

Добыча нефти в Жигулёвских горах в 1940-1950 годы
Нефтепромыслы в Яблоневом овраге, 1946 год

Нефтепромыслы в Яблоневом овраге, 1946 год

Нефтепромыслы в Яблоневом овраге, фото Н. Финикова, 1947 год

Здание нефтегазодобывающего управления (НГДУ) в Жигулёвске, 1950-е годы

Библиотека нефтяников

Гостиница нефтяников в Жигулёвске
Столовая нефтяников в Жигулёвске, 1950-е годы
Выпуск газеты «Волжский нефтяник» в Жигулёвске, 1950-е годы

Нефтяная буровая вышка у подножия Могутовой горы в Морквашах, Жигулёвск

Прокладка нефтепровода Зольное-Кряж через Волгу, 1946 год
источник http://историческая-самара.рф/каталог/самарская-природа/недра/нефть-и-газ.html

Прокладка нефтепровода Зольное-Кряж через Волгу, 1946

Прокладка нефтепровода Зольное-Кряж через Волгу, 1946

Добыча нефти в Жигулёвских горах, фото Семёна Фридлянда, 1950-е годы

Добыча нефти в Жигулёвских горах, фото Семёна Фридлянда, 1950-е годы

Добыча нефти в Жигулёвских горах, фото Семёна Фридлянда, 1950-е годы

Добыча нефти в Жигулёвских горах, фото Семёна Фридлянда, 1950-е годы

Зольное — посёлок нефтяников, фото Семёна Фридлянда, 1950-е годы

http://chronograph.livejournal.com/254265.html

Реклама

Книги Ю.А. Гуторова

https://yadi.sk/d/UL2fnwjSt5yAm

Гуторов Ю.А. О моем пути в науку и не только (несвоевременные мысли). http://www.gutorov-info.ru/work/

Ю. А. Гуторов. Разведка и разработка нефтегазовых месторождений на континентальном шельфе морей и океанов
Скачать (.doc, 2.7 Мб)
Ю.А. Гуторов. Нетрадиционный взгляд на проблему происхождения месторождений углеводородов в земной коре
Скачать (.zip, 12.9 Мб)
Ю.А. Гуторов, А.В. Шумилов. Организация системы геофизического мониторинга режимов эксплуатации нефтегазовых скважин на месторождениях Пермского Прикамья
Скачать (.doc, 17.72 Мб)
Текст интервью с Ю.А.Гуторовым в журнале «Промбезопасность – Приуралье» №2 от 2011 г.
Скачать (.doc, 0.04 Мб)
Текст беседы общественного корр. газеты «Нефтяные вести»
Скачать (.doc, 0.03 Мб)
Статья Ю.А. Гуторова, Х.К. Самигуллина в газете «Октябрьский нефтяник» от 24.12.2010г. «Перспективы разработки нижнепермских отложений»
Скачать (.doc, 0.04 Мб)
Статья Ю.А.Гуторова, Г.Н.Филиди в газете «Октябрьский нефтяник» от 28.10.2010 г. «Нефтяная долина» — в Октябрьском
Скачать (.doc, 0.03 Мб)
Статья Х. К. Самигуллина в газете «Октябрьский нефтяник» от 15.12.2010 г. «Путь к росту интеллектуально-технического потенциала города»
Скачать (.doc, 0.03 Мб)
Статья Х. К. Самигуллина в газете «Октябрьский нефтяник» от 11.03.2011 г. «Черное золото» под ногами»
Скачать (.doc, 0.03 Мб)
Статья Т. Р. Камалетдинова в газете «Октябрьский нефтяник» от 12.02.2011 «Инновационные образовательные технологии в рамках проекта «Нефтяная долина»
Скачать (.doc, 0.03 Мб)
Статья в газете «Октябрьский нефтяник» от 04.05.2011
Скачать (.doc, 0.03 Мб)
Статья А. Тимашева в газете «Октябрьский нефтяник» от 19.04.2011г «Современные проблемы нефтедобычи и пути их эффективного решения»
Скачать (.doc, 0.03 Мб)
Статья А.А. Шакирова в газете «Октябрьский нефтяник» от 11.02.2011г. «Перспективы создания в Октябрьском «Нефтяной долины»
Скачать (.doc, 0.03 Мб)
Статья А. Гимазетдинова, М. Хуснутдинова в газете «Октябрьский нефтяник» от 12.01.2011г. «Нефтяная долина» — реальный проект»
Скачать (.doc, 0.03 Мб)
Ю.А. Гуторов, Д.В. Новоселова. Технология повышения нефтеотдачи на основе применения одновременно-раздельной эксплуатации многопластовых объектов
Скачать (.doc, 3.52 Мб)
Ю.А. Гуторов, Л.Р. Фурсова. Технология повышения нефтеотдачи посредством гидродинамического воздействия на продуктивный коллектор
Скачать (.doc, 10.15 Мб)
Ю.А. Гуторов, Л.Г. Рахмаев. Технология повышения нефтеотдачи посредством проведения водоизоляционных работ в призабойной зоне добывных и нагнетательных скважин
Скачать (.doc, 3.46 Мб)
Ю.А. Гуторов, Р.Н. Сулейманов. Технология повышения нефтеотдачи посредством виброволнового воздействия на продуктивный коллектор
Скачать (.doc, 10.68 Мб)
Ю.А. Гуторов, Д.Р. Дмитрюкова. Технология повышения нефтеотдачи посредством глубокого дренирования продуктивного коллектора
Скачать (.doc, 6.66 Мб)
Ю.А. Гуторов, Л.С. Байбулатова. Технология повышения нефтеотдачи посредством нестанционарного заводнения продуктивного коллектора
Скачать (.doc, 8.71 Мб)
Ю.А. Гуторов, Г.Р.Измайлова. Технология повышения нефтеотдачи посредством термобарического воздействия на продуктивный коллектор
Скачать (.doc, 5.33 Мб)
Ю.А. Гуторов, И.Х. Гимаев. Современные технологии добычи горючих сланцев
Скачать (.doc, 3.69 Мб)
Ю.А. Гуторов, И.Х. Гимаев. Современные технологии добычи природных битумов и высоковязких нефтей
Скачать (.doc, 3.52 Мб)
Ю.А. Гуторов, С.Б. Светлякова. Методика оптимизации технологий повышения нефтеотдачи продуктивных коллекторов
Скачать (.doc, 7.15 Мб)
Ю.А. Гуторов, А.В. Шумилов. Контроль технического состояния скважин геофизическими методами
Скачать (.doc, 19.36 Мб)
Беккер Р.Х., Гуторов Ю.А., Янгирова З.З., Новоселова Д.В. Управление реологическими свойствами углеводородов в пластовых условиях
Скачать (.doc, 7 Мб)
А.А. Шакиров, Ю.А. Гуторов. Современный геофизический информационно-коммуникационный комплекс для гидродинамических исследований коллекторов нефти и газа
Скачать (.doc, 84.16 Мб)
Ю.А. Гуторов, А.М. Гильманова. Современные геофизические аппаратурные комплексы на базе акустического метода для исследования нефтегазовых скважин
Скачать (.doc, 35.37 Мб)
Г.Н. Филиди, К.Г. Филиди, Ю.А. Гуторов. Современная техника и технология отбора керна, сверлящей перфорации и глубокого дренирования пластов в нефтяных скважинах
Скачать (.doc, 42.63 Мб)
Гуторов Ю.А. Проблемы комплексной автоматизации технологии разработки нефтяных месторождений на основе современных информационно–коммуникационных систем управления
Скачать (.zip, 4.62 Мб)
http://www.gutorov-info.ru/science/

П.А. Ларин, Ю.А. Гуторов, С.Н. Якунина. Проблемы качественного крепления нефтегазовых скважин сложного профиля
Скачать (.zip, 112.67 Мб)
Ю.А.Гуторов, А.Ф.Косолапов, В.К.Утопленников, Р.М.Идиятуллин. Преспективы и пути расширения углеводородно–сырьевой базы Урало-Поволжья на основе применения нетрадиционных технологий добычи
Скачать (.doc, 12.8 Мб)
Гуторов Ю.А. Особенности технологии строительства, исследования и эксплуатации боковых и горизонтальных стволов в нефтегазовых скважинах
Скачать (.zip, 28.21 Мб)
Ю.А. Гуторов, А.Ф. Шакурова. Основы технологии гидроразрыва пластов в нефтяных и газовых скважинах
Скачать (.zip, 4.54 Мб)
Гуторов Ю.А., Гуторов А.Ю. Воронова Е.В. О механизме формирования остаточных запасов в терригенных коллекторах нефтяных месторождений
Скачать (.zip, 38.6 Мб)
Ю.А. Гуторов, Е.В. Воронова. Математическое моделирование и САПР в нефтяной и газовой промышленности
Скачать (.doc, 13.66 Мб)
Гуторов Ю.А., Гуторов А.Ю. Информационный контроль и сопровождение капитального ремонта нефтегазовых скважин
Скачать (.zip, 10.26 Мб)
Ю.А. Гуторов. Геофизическое информационное обеспечение технологии цементирования обсаженных скважин на основе передового зарубежного опыта.
Скачать (.doc, 29.49 Мб)
http://www.gutorov-info.ru/science/?PAGEN_1=2

U.S. Baker Hughes Rig Count


http://www.investing.com/economic-calendar/baker-hughes-u.s.-rig-count-1652

Скважины пробуренные с начала 2014 года обеспечили почти половину Lower 48 добычи нефти в 2015 году

В 2015 году добыча из плотных образований-которые включают в себя, но не ограничиваются ими, сланцевые играет-приходится более 4 миллионов баррелей в сутки
(б/д), или 50% от общего объема добычи нефти в США.
Добыча нефти в США из плотных образований увеличилась с 0,5 млн б / д в 2009 году до 4,6 млн б / д в мае 2015 года.
Горизонтальные скважины , пробуренные в плотных образований , как правило, имеют очень высокие первоначальные темпы производства, но они также имеют крутые первоначальные темпы падения добычи.

http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=25472

https://aftershock.news/?q=node/381930

North Dakota Bakken Wells Producing
https://ycharts.com/indicators/north_dakota_bakken_wells_producing

Урта-Булак, Узбкексистан, 1966

Тушение неуправляемых газовых фонтанов с помощью подземных ядерных взрывов являлось одним из ярких практических применений ядерных взрывов в мирных целях. В СССР таким образом было потушено четыре аварийных фонтана на газовых месторождениях, наиболее мощным из которых был фонтан на месторождении «Урта-Булак» (30.09.1966 г.). В течение трёх лет этот фонтан пытались ликвидировать всеми известными к тому времени способами.

Англоязычная версия со схемами

http://picturehistory.livejournal.com/1246887.html

— — — — —
Урта-Була́к — газовое месторождение на территории Узбекистана. Активная разработка месторождения велась в советские годы.

1 декабря 1963 года на месторождении произошла авария с выбросом природного газа. Бур попал в пласт аномально высокого пластового давления (АВПД) с пластовым давлением порядка 300 атмосфер и высоким содержанием сероводорода.

При дальнейшем бурении была сделана ошибка: не было использовано специальное буровое оборудование из стали, противостоящей агрессивной среде. Буровая колонна была выдавлена из скважины, и мощный фонтан газа воспламенился. Под напором газа буровая вышка рухнула и частично расплавилась. В течение короткого времени разрушилась защитная арматура на устье скважины, и факел увеличился.

Этот факел горел в течение трёх лет (1064 дня), фонтан газа достигал высоты 70 метров, объём сгораемого газа составлял до 12 миллионов м3 (в отдельных источниках идёт речь о 14 миллионах м3) в сутки.

Из-за высокой температуры к факелу было невозможно подойти ближе, чем на 250—300 метров. Местность вокруг была покрыта копотью, в окрестностях скважины изменилось поведение животных. Для защиты от жары вокруг факела зимой с помощью бульдозеров был насыпан песчаный бруствер. Для тушения факела применялись различные методы, использовавшиеся в то время, в том числе и применение артиллерии, но огонь не был потушен.

Весной 1966 года для тушения фонтана был предложен метод подземного подрыва ядерного заряда. Эту идею одобрили на уровне правительства и поручили выполнять КБ-11 (современный ВНИИЭФ), так как у них уже был опыт разработки промышленного заряда для проекта «Чаган».

Для закладки заряда была пробурена наклонная штольня, в которой заряд был помещён на глубине 1500 метров под поверхностью земли. В этой точке была достаточно высокая температура, поэтому опущенный в точку подрыва заряд пришлось дополнительно охлаждать.

Подрыв ядерного заряда был произведен 30 сентября 1966 года, результат был полностью достигнут. Газовая скважина была пережата слоями породы, фонтан пламени погас через 22 секунды после подрыва.

Ядерные заряды применялись для тушения газовых факелов ещё трижды:
«Памук», Кашкадарьинская область (21 мая 1968 года),
«Факел», Харьковская область (9 июля 1972 года, цель не достигнута),
«Кратер», Марыйская область, (11 апреля 1972 года).
Результаты применения практических решений тушения факелов были обобщены в книге, вышедшей в 1974 году.
В. И. Игревский, К. И. Мангушев. «Предупрежение и ликвидация нефтяных и газовых фонтанов». — М.: «Недра», 1974. — 192 с.
https://ru.wikipedia.org/wiki/Урта-Булак

Eni: открыто крупнейшее месторождение газа в Средиземном море

30.08.2015 Eni discovers a supergiant gas field in the Egyptian offshore, the largest ever found in the Mediterranean Sea http://www.eni.com/en_IT/media/press-releases/2015/08/Eni_discovers_supergiant_gas_field_in_Egyptian_offshore_the_largest_ever_found_in_Mediterranean_Sea.shtml

30.08.2015

http://www.businessinsider.com/largest-ever-natural-gas-field-found-2015-8
http://so-l.ru/news/show/neprognoziruemiy_faktor

Месторождение найдено в пределах блока Шорук (Shorouk), расположенного в 190 км от берега. Правом на разработку блока владеет EOC Production B.V., 100%-ное дочернее предприятие Eni.
Скважина Zohr 1X NFW, открывшая месторождение, пробурена на глубину 13553 футов (4131 м).

http://neftianka.ru/eni-nashla-krupnoe-mestorozhdenie-gaza-v-egipte/

30.08.2015
Ведущая нефтегазовая компания Италии Eni заявила об обнаружении самого крупного газового месторождения в Средиземном море, говорится в сообщении, размещенном на сайте компании.
Согласно заявлению компании, их находка является «супергигантским открытием» в сфере природного газа. Месторождение было обнаружено в море близ побережья Египта.
По данным компании, потенциал нового месторождения Zohr площадью около 100 квадратных километров может составить до 850 миллиардов кубометров газа.

«Zohr является крупнейшим месторождением газа, когда-либо открытым в Египте и в Средиземном море», — подчеркивает Eni.

В заявлении компании также отмечается, что ее гендиректор Клаудио Дескальци уже отправился в Каир, чтобы проинформировать об открытии президента Египта. Также глава Eni обсудит открытие с премьер-министром страны и с министром нефти и минеральных ресурсов.
«Супергигантское открытие после того, как будет полностью разработано, сможет удовлетворять спрос Египта на природный газ в течение нескольких десятилетий», — заключает Eni.
http://ria.ru/economy/20150830/1217217337.html

Крупнейшая итальянская нефтегазодобывающая компания ENI сообщила об обнаружении «гигантского» месторождения газа в Средиземном море у берегов Египта. Месторождение Зор находится на глубине 1450 м и занимает площадь 100 кв. км. По оценкам компании, запасы месторождения могут достигать 850 млрд кубометров газа, что эквивалентно 5,5 млрд баррелей нефти. Это делает его одним из крупнейших в мире и крупнейшим в Средиземном море. До сих пор самым крупным в этом море считалось открытое в 2004 году газовое месторождение Левиафан, запасы которого оцениваются в 450 млрд кубометров.

Итальянская компания получила право на разработку месторождения Зор в январе 2014 года по итогам тендера. Как сообщил сегодня на пресс-конференции генеральный директор ENI Клаудио Дескальци, это месторождение способно обеспечить потребности Египта в газе на многие десятилетия.
http://www.kommersant.ru/Doc/2799908

22.04.2013 Eni was awarded a deepwater exploration block (Block 9) in the Eastern Mediterranean of Egypt within the EGAS 2012 International bid round in Cairo (Egypt).

Through its fully owned affiliate, IEOC, Eni will act as Operator of Block 9 with 100% equity. Block 9, also named Shorouk Offshore, which covers an area of ​​3,765 square kilometers, is located in water depths ranging from 1,400 to 1,800 meters.
http://subseaworldnews.com/2013/04/22/eni-awarded-deepwater-exploration-block-in-egypt/

— — — —

31.01.2015 Анатолий Тюрин. Газ Восточного Средиземноморья: драма Кипра и успех Израиля
http://www.odnako.org/blogs/gaz-vostochnogo-sredizemnomorya-drama-kipra-i-uspeh-izrailya
http://kramtp.info/news/42/full/id=40814

— — — —
24 Февраль 2015 Кипрские газовые новости: Cyprus Gas News http://iv-g.livejournal.com/1160809.html
12 Сентябрь 2013 eia.gov: Overview of oil and natural gas in the Eastern Mediterranean region http://iv-g.livejournal.com/938620.html
06 Апрель 2013 postskriptum.me: Турция и израильский газ http://iv-g.livejournal.com/863550.html
26 Январь 2013 Нефтегазовые новости: оборотная сторона http://iv-g.livejournal.com/824145.html
17 Декабрь 2012 Греция располагает значительными месторождениями газа — Deutsche Bank http://iv-g.livejournal.com/801160.html
28 Сентябрь 2011 Восточное Средиземноморье: Турция-Кипр http://iv-g.livejournal.com/548719.html
22 Сентябрь 2011 Usgs Assessment: Undiscovered Oil and Gas Resources of Libya and Tunisia, 2010 http://iv-g.livejournal.com/545831.html
11 Июнь 2010 Поиски нефти в Израиле, ссылки http://iv-g.livejournal.com/187009.html
07 Июнь 2010 Средиземное море, глубины http://iv-g.livejournal.com/184147.html
07 Июнь 2010 Assessment of Undiscovered Oil and Gas Resources of the Levant Basin Province, Eastern Mediterranean http://iv-g.livejournal.com/183782.html
07 Июнь 2010 Карта концессий дельты Нила http://iv-g.livejournal.com/183299.html
07 Июнь 2010 Восточное Средиземноморье, шельф, газ http://iv-g.livejournal.com/182608.html
26 Май 2010 Undiscovered Oil and Gas of the Nile Delta Basin, Eastern Mediterranean http://iv-g.livejournal.com/170928.html

— — —
09.08.2013 Инфографика: Как добывают нефть и газ
http://ria.ru/infografika/20130809/932069506.html

— — — — — —

iv_g: О новом месторождение Zohr можно сказать то же самое, что и о месторождении «Победа»: нет ясности.
Сообщение содержит минимальную информацию только о глубинах и геологии без какого-либо упоминания параметров полученного дебита

Ситуация у Eni очень печальная, почти такая же, если даже не хуже чем у Газпрома


http://www.gazprom.ru/investors/stock/stocks/

iv_g: записи о нефтесервисе, бурении, скважинах, МУН и ГРП

Читать далее

О дебитах скважин

Англо-голландская Shell, осуществляющая свою деятельность в Аргентине через филиал O & G Developments, который проводит программу разведки в поиска нетрадиционных полей нефти и газа в формации Vaca Muerta (Мертвая Корова) провинции Неукен,проинформировала национальное правительство о новом открытии углеводородов.

O&G Developments пробурена скважина SHE.Nq.SB.x-1002 (H), которая во время испытаний показала приток 817 баррелей легкой нефти и 8284 кубических метров газа в течение двух дней.

«Последние данные, полученные в результате испытания (15 мая в 6 утра) соответствует валовому потенциалу 720 баррелей в сутки при обводненности 20%», сказано в письме, опубликованному на сайте для инвесторов. .

О первом открытии O&G Developments сообщила в конце марта, когда после ГРП в горизонтальной скважине в том же районе был получен приток легкой нефти в количестве 465 баррелей в сутки.
http://www.energypress.com.ar/index.php?r=noticias/verNoticia&q=70774
http://slanceviy-glas.livejournal.com/168345.html

Роснефть
Справочник аналитика
Справочник Аналитика по ОПБУ США за 4 кв. 2011 г. (xls)

Дебит в барр./сут рассчитан, исходя из переводного коэффициента 7.33

Результаты по ОПБУ США за 2006 год
Росту добычи нефти также способствовало увеличение среднего дебита скважин с 101,7 баррелей в сутки в 2005 г. до 109 баррелей в сутки в 2006 г., в том числе по новым скважинам — с 662,7 баррелей в сутки до 715,4 баррелей в сутки.
http://www.rosneft.ru/news/pressrelease/15052007.html

Ванкорнефть
В добычу из эксплуатационного бурения была введена 71 нефтяная скважина. По состоянию на конец отчетного года фонд действующих добывающих нефтяных скважин насчитывал 124 шт, было обустроено 19 кустовых площадок. Средний дебит скважин составил 2 606 млн барр. (356 т/сут). При этом дебит искусственно ограничивался в связи с ограниченной мощностью действующих установок подготовки нефти.
http://www.rosneft.ru/Upstream/ProductionAndDevelopment/eastern_siberia/vankorneft/

Юганскнефтегаз
Средний дебит новых скважин составил по итогам 2008 года 87,9 т/сут. (643 барр./сут), что почти в 2,5 раза превышает средний показатель по России. Средний дебит действующих нефтяных скважин вырос на 2,9% по сравнению с 2007 годом до 22,1 т/сут (162 барр./сут).
http://topneftegaz.ru/catalogue/company/view/54

ЛУКОЙЛ
Справочник аналитика
Справочник аналитика-2012 г., весь документ (xlsx)

Дебиты по нефтяным скважинам указаны прямо в «Справочнике аналитика», дебиты газовых скважин и попутного газа вычислены. Наибольшие ошибки возможны по попутному газу

Сланцевый газ на Украине: взлет и падение одной «утки»

22.03
В Донецк после массовых акций протеста против планов добычи сланцевого газа разбираться с ситуацией в регионе прибыли лично министры профильных министерств. Напомним, в Славянске, Краматорске, Артемовске и Донецке прошел ряд митингов с требованием не допустить разработку сланцевого газа из-за возможной угрозы экологии.

Как заверил на совещании министр экологии и природных ресурсов Украины Олег Проскуряков, никаких экологических рисков добыча газа не несет, а массовые протесты против разработки месторождений газа на Юзовском участке компанией Shell — дело сугубо политическое. «Еще никто не пробурил еще ни одной скважины, а уже пошли разговоры об экологических рисках», — сказал министр.
http://www.segodnya.ua/regions/donetsk/Skandal-vokrug-dobychi-slancevogo-gaza-Ekologi-Donbass-ostanetsya-bez-lesov-i-pitevoy-vody-.html

/Вброс темы/
ночь с 23 на 24 марта
Уже ЗДЕСЬ и СЕЙЧАС бурят! Нас начали ТРАВИТЬ!
http://kroha.dn.ua/viewtopic.php?f=808&t=165163
Перепосты
http://062.ua/news/v-donecke/19601-kak-dobytchiki-slancevogo-gaza-nadrugalis-nad-doneckim-poselkom-jelannoe
http://polemika.com.ua/news-113586.html

24.03
Сланцевый газ — первые скважины уже в Донбассе (фото)
http://pauluskp.livejournal.com/353936.html
/Раскрутка, первые достоверные сведения/
ООО «Карбона Энерго»
http://pauluskp.livejournal.com/353936.html?thread=14263440#t14263440

Место на карте
Место на карте
Место на карте

25.03
В Донецке представителям «Шелл» приготовили хлеб-соль на рушнике с черепами
http://www.62.ua/news/292542

25.03
Разведка либо добыча нетрадиционного газа на территории Донецкой области не ведется – губернатор
http://www.ostro.org/donetsk/economics/news/416886/

25.03
Губернатор Донетчины опровергает: разведка сланцевого газа в области не ведется
(подробное опровержение)
http://062.ua/news/v-donecke/19604-gubernator-donetchiny-oprovergaet-razvedka-slancevogo-gaza-v-oblasti-ne-vedetsya

25.03

На собственном примере понял, как распространяются страшилки про сланцевый газ. На одном из донецких форумов появились фотографии якобы первых сланцево-газовых скважин в Донецкой области. Снимки были сделаны вблизи поселка Желанное Ясиноватского района.
Автор фотографий утверждал, что в поселке добывали сланцевый газ, а местные жители жаловались на шум и падение уровня воды в колодцах.

На самом деле, как удалось установить, скважины не имели никакого отношения к добыче сланцевого газа. На самом деле их пробурила австралийская компания «Карбона Энерго», получившая лицензию на добычу метана в Красноармейском районе.
Вокруг скважины обширное пространство изрытой земли. Видны следы протекторов от шин. Автор фотографий возмущался урону, который нанесли окружающей среде бурильщики, таким образом выступая против добычи сланцевого газа. Однако, на самом деле к добыче сланцевого газа скважины отношения не имеют. Против традиционной добычи экологи же как правило не выступают.
Дата создания скважины — осень 2012.

Котлованы на месте скважины заполнены грязной водой, которую на форуме приняли за химический раствор, применявшийся при гидроударе, наслушавшись страшных рассказов. Люди в Донецкой области напуганы противниками добычи сланцевого газа.
Заснятая на фото скважина, как пишут на форуме, находится в 5км от жилых домов. Местные жители рассказали, что слышали шум и чувствовали вибрацию почвы. По их словам, работы велись круглосуточно, а после работ на скважине упал уровень воды в их колодцах. Однако никаких массовых протестов против добычи жители Желанного не проводили. Рабочих на скважину привозили издалека, но несколько жителей поселка также работали на скважине сторожами, медсестрами и кухонными работниками.
Рядом с первой скважиной в настоящий момент ведутся работы по устройству второй, которая по прогнозам должна заработать уже в апреле.

Комментарии автора снимка к фотографиям свидетельствуют о том, что люди, напуганные пропагандой, сами мало разбираются в предмете, поддаются панике и вводят в заблуждение (возможно, сознательно) других людей, передавая им свои домыслы и страхи.
http://strelaua.com/aktualno/ekologicheskaya-katastrofa-donbassa-shokiruyuschie-foto-s-pervyh-skvazhin-dobychi-slantsevogo-gaza-v-ukraine-fotoreportazh.html
http://www.report.dn.ua/?p=884

— — — —

Существует одна поисковая скважина в Харьковской области (Shell), которая была заложена в октябре прошлого года.
http://lenta.ru/news/2012/10/25/shell
http://korrespondent.net/business/companies/1348780-azarov-nazval-pobeditelej-konkursa-po-dobyche-slancevogo-gaza-v-ukraine
— — — —
03.02.2013
«Семья» делает ставку на добычу сланцевого газа
http://newsland.com/news/detail/id/1118599/
http://hvylya.org/news/semya-delaet-stavku-na-dobyichu-slantsevogo-gaza-ekspert.html

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

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

vvictorov: О Баккене

Ниже таблица, которая иллюстрирует бег красной королевы при добыче сланцевой нефти в США

— В феврале 2010, 30 новых скважин давали такой же прирост добычи нефти, как 159 скважин в октябре 2012. В чем дело? Дело в том, что добыча на этих скважинах падает на 65 процентов в первый год, и продолжает стремительно снижаться.

— В октябре 2010 и апреле 2011 добыча упала, несмотря на то, что новые скважины продолжали бурить. Это очень хорошо иллюстрирует тот факт, что если перестать бурить на Баккене, добыча на нем упадет за пару лет до нуля.

— Скважины, которые стоят 10 миллионов долларов, и дают 150 бочек нефти в день в течении года убыточны. Давайте посчитаем — 150 бочек в день это 12 тысяч долларов в день или около 4 миллионов долларов в год, ну и после того как скважина стала давать на 65 процентов меньше нефти, в последующие несколько ле,т она даст нефти еще на 1 — 2 миллиона. Получается, что на каждой скважине, компании теряют по 4 — 5 миллионов долларов. Как такое может быть? Все компенсирует продажа акций.

— Так как скважины имеют очень короткий срок жизни, то в 2013-м, скважины пробуренные в 2010-м начнут выводить из эксплуатации. Это означает, что темпы бурения придется ускорить.
Как долго такое может продолжаться? Очень скоро, несмотря на лихорадочное бурение, прирост добычи сменится падением, и вот тогда наступит момент истины или момент красной королевы.

http://vvictorov.blogspot.co.uk/2012/12/61.html

— — — — — — — —
Данные в таблице из Historical monthly Bakken oil production statistics (pdf)

earlywarn: Bakken Well Stats

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

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

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

Статьи в businessinsider.com о сланцевом буме

Заинтересовали в первую очередь фотографии

The Most Profitable Oil Field In The World Is Right Here In America

You can pretty much throw a dart within the swatch we outlined and hit a site. Here’s Karnes County, Texas, just a few miles southeast of San Antonio, is one of the Eagle Ford’s hotspots. You can see the heavy concentration of oil facilities here

And here are some of the sites up close: the rig…

The injection site

An operating well

The company’s well costs have plummeted, even as they’ve had to dig deeper to get the the oil

The rush has created echo booms for local economies in the play…

You’ve Never Seen Anything Like This North Dakota Oil Boomtown

9 Charts That Show Why People Have Begun To Whisper About ‘Saudi America’

Growth in US oil production this year has just been insane. It’s put growth everywhere else to shame.

And employment in the oil and gas business has now hit its highest level since 1992.

The boom in oil has been so fast that it’s stretched our infrastructure. Producers are forced to ship it by rail, since there’s no other way to move it. 2012 has been a dynamite year on this front.

— — — — —

Интересные ссылки в статьях

http://www.eogresources.com/investors/slides/JGE_1112.pdf
http://www.mysanantonio.com/news/local_news/article/Finding-the-sweet-spots-of-the-Eagle-Ford-4084346.php#photo-3825218
https://www.aar.org/Pages/Home.aspx

Роснефть: Грознефтегаз, Дагнефть и Дагнефтегаз


http://rosneft.ru/Upstream/ProductionAndDevelopment/southern_russia/grozneftegaz/


http://rosneft.ru/Upstream/ProductionAndDevelopment/southern_russia/dagneft_and_dagneftegaz/

Роснефть: Юганскнефтегаз

ООО «РН-Юганскнефтегаз» – крупнейшее нефтедобывающее предприятие НК «Роснефть». Оно было основано в 1977 г. и ведет деятельность на 30 лицензионных участвках, расположенных на территории Ханты-Мансийского автономного округа в Западной Сибири. В начале 2005 г. предприятие было полностью интегрировано в состав основной производственной базы Роснефти.

Основная часть доказанных запасов Юганскнефтегаза (84%) сосредоточена на Приобском, Мамонтовском, Малобалыкском и Приразломном месторождениях. Месторождения региона имеют серьезный потенциал для увеличения запасов и добычи углеводородов за счет детальной доразведки нижележащих и пропущенных на ранних этапах освоения Западно-Сибирской нефтегазовой провинции пластов. Коэффициент обеспеченности Юганскнефтегаза доказанными запасами нефти равен 24 годам, что значительно превышает средний мировой показатель по отрасли.

Среди месторождений, разрабатываемых Юганскнефтегазом, есть сравнительно новые, такие как Приобское и Приразломное. Они отличаются низкой степенью выработанности запасов, и их разработка осуществляется с использованием наиболее современных и эффективных методов. Данные месторождения обеспечивают значительную часть органического прироста добычи нефти НК «Роснефть». Кроме того, применение современных методов повышения нефтеотдачи пластов позволяет Юганскнефтегазу наращивать добычу и на месторождениях с высокой степенью выработанности.

Месторождения, разрабатываемые Юганскнефтегазом, интегрированы в региональную транспортную инфраструктуру. Поставки нефти на экспорт и внутренний рынок осуществляются по магистральному трубопроводу Усть-Балык – Омск, принадлежащему АК «Транснефть».

В 2010 г. «Роснефть» продолжила вовлечение в разработку запасов месторождений Юганскнефтегаза. Объем эксплуатационного бурения Компании в регионе составил 2 194 тыс. м, что на 18,3% превысило уровень 2009 г. В добычу из эксплуатационного бурения было введено 700 скважин. Средний дебит новых скважин составил 439 барр./сут (60 т/сут), что почти в 2 раза превышает средний показатель по России. Средний дебит действующих нефтяных скважин в регионе сохранился на уровне 2009 г. 162 барр./сут (22,2 т/сут). Высокая продуктивность скважин в сочетании с высокой степенью концентрации запасов позволяет успешно контролировать удельные затраты на добычу.

Всего на месторождениях Компании в регионе было добыто 483,2 млн барр. (66,06 млн т) нефти и 2,6 млрд куб. м газа (после сжигания на факеле), что соответствует 57% и 21% от суммарной добычи Компании.

На экспорт было поставлено 57% нефти, добытой Компанией в ХМАО. Оставшаяся часть направлялась на переработку на НПЗ Компании, либо поставлялась другим российским компаниям в рамках взаимообменных операций.

Основные месторождения: Приобское, Приразломное, Мамонтовское, Малобалыкское.

http://rosneft.ru/Upstream/ProductionAndDevelopment/western_siberia/yuganskneftegaz/

Роснефть: Пурнефтегаз

ООО «РН-Пурнефтегаз» ведет разработку нефтяных и газовых месторождений в Ямало-Ненецком автономном округе. Общество является четвертым по величине после Юганскнефтегаза, Ванкорнефти и Самаранефтегаза производителем нефти в структуре НК «Роснефть» и первым по величине производителем газа.

Пурнефтегаз был основан в 1986 г. В 2003 г. к нему был присоединен Селькупнефтегаз, разрабатывающий Кынско-Часельскую группу месторождений.

Запасы Пурнефтегаза отличаются высокой концентрацией. Более 70% запасов нефти и газового конденсата сосредоточено на четырех месторождениях (Комсомольском, Харампурском, Тарасовском и Барсуковском), а запасы природного газа на Харампурском месторождении составляют 72% запасов газа, принадлежащих НК «Роснефть» в данном регионе. На долю Пурнефтегаза приходится 71% суммарных доказанных запасов газа НК «Роснефть».

К настоящему времени запасы двух основных месторождений Пурнефтегаза, Барсуковского и Тарасовского, выработаны примерно на 40%. В ближайшей перспективе по мере решения проблем с утилизацией добываемого попутного газа Компания намерена использовать значительный потенциал роста добычи на этих месторождениях, а также на крупнейшем Комсомольском нефтегазоконденсатном месторождении.

Месторождения Пурнефтегаза интегрированы в региональную транспортную инфраструктуру. Принадлежащий АК «Транснефть» магистральный трубопровод Усть-Балык — Омск, который проходит по территории месторождений Юганскнефтегаза, также пересекает и месторождения Пурнефтегаза. Кроме того, данные месторождения пересекает газопровод Уренгой — Челябинск — Новополоцк, принадлежащий Газпрому.

Помимо этого, месторождения Пурнефтегаза расположены поблизости от железнодорожной трассы, связывающей конечную станцию Пурпе с Сургутом. Эта железная дорога используется для транспортировки газового конденсата, добываемого Пурнефтегазом, что позволяет избежать смешивания с нефтью других производителей, как происходит в случае с использованием трубопроводов АК «Транснефть».

В 2010 г. объем эксплуатационного бурения ООО «РН-Пурнефтегаз» составил 84,7 тыс. м. В добычу из эксплуатационного бурения были введены 22 скважины. На территории ЯНАО было добыто 52,7 млн барр. (7,2 млн т) нефти и газового конденсата и 3,6 млрд куб. м газа (после сжигания на факеле). Около 63% добытой нефти было направлено на переработку на Туапсинский НПЗ Компании. Оставшаяся часть была в основном реализована на экспорт.

ЯНАО является основным регионом газодобычи «Роснефти». На его долю по итогам 2010 г. приходится 71% доказанных запасов газа Компании и 29% добычи. В 2010 г. продолжилась реализация программ повышения уровня использования попутного нефтяного газа на Комсомольском месторождении и месторождениях Харампурской группы, что позволит в среднесрочной перспективе существенно увеличить добычу газа в этом регионе.

Планируется, что в перспективе Пурнефтегаз будет играть ведущую роль в монетизации запасов газа, а также останется в ряду основных производителей нефти и газового конденсата.


http://rosneft.ru/Upstream/ProductionAndDevelopment/western_siberia/purneftegaz/

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/

Годовой отчет Роснефти 2011: Добыча

EIA Hurricane Outlook

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

Сланцевый и другой газ. Заметки издалека. Часть-2

Запасы.

Запасы газ по США регулярно публикуются, правда с некоторым отставанием. Последняя цыфра запасов газа США на сайте EIA за 2009 год и она составляет 272509 триллионов кубических футов. Это сравнительно небольшая величина, однако надо понимать , что запасы газа в США это только экономически прибыльные извлекаемые запасы, которые могут быть извлечены за время действия лицензии, а не полные геологические запасы газа в пласте или все технически извлекаемые запасы. Так что эта оценка весьма консервативна и отражает только ситуацию на текущий момент времени. При изменении технологий или цены на газ запасы уже существующих местрождений могут измениться значительно, даже без дополнительного бурения.

Подсчет запасов газа начинается обычно с подсчета газа содержащегося в пласте и определении обоснованного коэфициэнта извлечения газа. И если с обычными “традиционными ” залежами процесс таких подсчетов в общем то отработан и инженеры и геологи знают возможные величины изменения всех параметров, то с “нетрадиционными ” залежами все обстоит намного сложнее.
Некоторые исследователи подвергают сомнению практически все, включая общую цифру геологических запасов, так как традиционные методы объемного подсчета запасов не могут быть применены к нетрадиционным залежам без введения определенных поправок и предположений о количестве связанного газа в пласте и возможности его извлечения. Методы материального баланса в таких залежах так же неприменимы. Притоки газа в таких залежах не зависят от разницы давлений. Основным видом анализа на сегодняшний день остается метод анализа кривых падения добычи. Однако и этот метод не является совершенным, поскольку начальный дебит и поведение дебита по времени определяется большим набором факторов, большинство из которых не является геологическими и поэтому предсказать добычу по новым скважинам до сих пор является сложной задачей. Очень распрастраненным стало создание типовых форм кривых падения добычи по аналогии с уже пробуренными скважинами с известной добычей. Одельные кривые создаются для разных условий окончания скважин, количества гидроразрывов, технической характеристики породы и т.д. Однако и сейчас достоверно предсказать добычу из новой скважин является совсем не простой работой.

В заключении надо сказать, что методологии посчета запасов газа в нетрадиционных резервуарах еще не отработаны и многие оценки расходятся весьма значительно. Кроме того надо понимать , что российская и зарубежные подсчеты запасов не совпадают даже по методике подсчета, поэтому сравнивая данные нужно отмечать какие виды запасов сравниваются (геологические, извлекаемые), как они был подсчитаны (объемным методом, методом изучения кривых падения добычи, симуляции резервуара и т.д.) и кем они были подсчитаны.

Особенности разработки.

В «нетрадиционных» залежах газ находится в значительно меньших концентрациях, и область дренирования (сбора) газа в таких породах сравнительно мала по сравнению с «традиционными» залежами, что приводит к необходимости бурения большего числа скважин на еденицу площади по сравнению с обычными залежами.

Другой особенностью разработки нетрадиционных залежей газа является применение высокотехнологичных методов бурения о заканчивания скважин. Дело в том , что традицоныые вертикальные скважины в таких залежах дают очень небольшие дебиты газа и являются большей частью неприбыльными. Горизонтальные стволы немного улучшают ситуацию. Главным компанентом успеха в разработке таких залежей стало применение многоступенчатых гидроразрывов пласта, когда в горизонтальном стволе скважины последовательно проводится несколько (часто до 30) гидроразрывов. Каждый гидроразрыв сфокусирован на определенный интервал, выделенный по геолого-геофизическим данным и изолированный от соседних интервалов пакерами. Проведение каждого гидроразрыва отслеживается по сейсмическим данным в режиме реального времени. Этот вид сейсморазведки получил название микросейсмика. Он позволяет довольно уверенно отследить зону искусственной трещеноватости , образованную гидроразрывом и определить объем вовлеченной в разработку залежи. На основании данных микросеймики подбираются оптимальные параметры гидроразрывов для каждой зоны и определяются величина вовлеченных в разработку запасов и плотность сетки эксплуатационного бурения.

Отличительной особенностью разработки сланцевых залежей газа является значительное падение дебита газа в течении первого года. Во многих скважинах падение дебита газа в первый год составляет 50-80 процентов. В последующие годы дебит продолжает падать, но значительно меньшими темпами. Начальный дебит газа зависит от многих показателей, главные из которых отпределяются техническими параметрами скважины (длина горизонтального ствола, количество гидроразрывов и т.д.) и геологическими параметрами ( пористостью, способностью пласта к формированию трещиноватость и т.д.). Начальные дебиты скважин достигают 300-500 тыс куб метров в сутки. Создание же динамических моделей разработки таких месторождений остается лишь перспективной задачей.

Особенности экономики.

Разработка нетрадиционных залежей газа и нефти имеет огромное значение для экономики США и Канады. О размерах этой индустрии можно судить по объему инвестиций в эту отрасль. Только за три года (с 2008 по 2011) в месторождения сланцевого газа в США было инвестировано около 70 миллиардов долларов США . Это позволило значительно увеличить добычу газа.
Много работ было опубликовано в последнее время по вопросам экономики добычи сланцевого газа. Цена добычи сланцевого газа зависит от многих параметров, включая капитальные затраты на строительство скважины и проведение гидроразрывов, эксплуатационные затраты, платы за лицензию , количество лет эксплуатации скважины, затраты на траспортировку и т.д. Наиболее дорогой составляющей частью затрат является строительство горизонтальных скважин и проведение гидроразрывов. На эти операции приходится от 2 до 10 миллионов долларов.

А так как горно-геологические условия залегания продуктивных пластов значительно различаются в разных бассейнах Северной Америки, налоговая система также различна в различных штатах США и Канады, то сказать уровне затрат и прибыли при добыче сланцевого газа довольно сложно. В среднем добыча 1000 кубических футов газа обходится от 2 до 7 долларов за 1000 кубических футов. Примеры экономики добычи сланцевого газа по различным регионам США и Канады можно найти в интернете.

В настоящее время в условиях низких цен на газ в Северной Америке многие месторождения shale газа становятся нерентабельными. Например по данным R.Andrews (2009) многие залежи в формации Woodford в Оклахоме становятся нерентабельными при ценах на газ ниже 6 долларов за 1000 куб футов.

Политические аспекты.

Газ «нетрадиционных» источников важен не только для геологов и бизнесменов, этот газ играет важную роль и региональной и мировой политике. Залежи «нетрадиционных» источников газа есть на всех континентах, однако не все хотят и не все могут его разрабатывать и извлекать пользу из этого вида топлива. Часто это определяется политическими решениями правительства той или другой страны.

Рассмотрим политико-экономические аспекты разработки нетрадиционных видов газа на примере США.
Еще пятнадцать лет назад США были импортером газа, запасы и добыча газа неуклонно снижались . Обеспечение страны газом превратилось в важную политическую проблему. Началось строительство терминалов по приемке по прему сжиженного газ, Катару оказывалась помощь в строительстве терминалов по экспорту сжиженного газа. Газ также импортировался в больших количествах из Канады, обсуждалось строительство нового газпровода с дельты реки МакКинзи и Аляски. Цена на газ доходила до 10 – 12 долларов за тысячу кубических футов. Но уже тогда были определенные исследования и резудьтаты в области разработки «нетрадиционных» источников газа, ресурсы которых были просто огромны. Именно ресурсы, не запасы, поскольку разработка таких залежей не приносила прибыли.

Правительство решило стимулировать развитие этой отрасли, поскольку это решало стразу несколько задач. Одними из шагов в этом направлении стали государственное финансирование научно-исследовательских работ по нетрадиционным источникам газа и снижение налоговой нагурузки на нетрадиционные источники газа. Да, на первый взгляд государство теряло деньги в виде недоплаченных налогов и сборов. Однако позитивных результатов было гораздо больше и государство в конечном итоге получало значительно больше прибыли.

Первое – в разработку стали вовлекаться трудноизвлекаемые ресурсы газа, добыча из которых стоила дороже и при одинаковом налоговом режиме с традиционным газом была не рентабельна. При снижении налогов компании стали получать хоть и небольшую, но прибыль. А добытый газ и поставленные на учет запасы стали исправлять ситуацию в энергетике. Запасы стали расти и добыча газа увеличивалась с каждым годом.

Добыча газа на своей территории сократила зависимость страны от импорта газа и позволила платить деньги своим производителям , вместо того, чтобы отправлять деньги их зарубеж. Американские компании , добывающие такой газ, стали развивать производство и прикладную науку, стали платить налоги государству. Эти компании также обеспечили работой сотни тысяч людей. Все эти люди также начали зарабатывать деньги и платить налоги, стали меньше нуждаться в социальных пособиях (в пособии по безработице например). При производстве газа возрасла потребность в квалифицированных кадрах, в машинах и механизмах, трубах и т.д. То есть сопредельные производства также получили развитие.

Во время проделанный анализ и предоставление небольшой помощи этому виду производства обернулось для страны большой выгодой как для бюджета, так и для решения глобальных государственных задач, как обеспечение страны газом вне зависимости от экспорта, обеспечение людей работой, развитием науки , образования и сопредельных производств. В добыче нетрадиционного газа развивалась здоровая конкуренция, в этом новом виде производства возникли десятки новых газодобывающих компаний. Острая конкуренция привела к значительному снижению стоимости добычи газа благодаря научному подходу в выборе наиболее продуктивных участков и применении наиболее эффективных технологий.

На определенном этапе газа в Америке стало добываться столько, что цена на него стала падать. Это так может рассматриваться как позитивный фактор для государства. Жители континента как бы получили дополнительный кредит, когда стали платить меньше за газ. Это позволило людям откладывать эти деньги на другие нужды. Производство также получило значительный стимул. Американские компании стали платить меньше за газ , что сделало американские товары более конкурентноспособными по сравнению например с европейскими, где высокая цена газа влияла на конечную цену продукции.

В 2012 году цены на газ в Америке стали значительно ниже мировых и встал вопрос о возможности экспорта газа из США и Канады в другие страныю согласно опубликованным данным США станут экспортером газа с 2016 года.

В нстоящее время в правительство США утвердило план о конвертации терминалов по приему LNG в терминалы по сжижению газа. Уже утвержден план по конвертации пяти из девяти таких терминалов. Одновременно строительство терминалов по отправке сжиженного газа планируется в Канаде, экспорт из которой в США как ожидается сократится. Российский Газпром также объявил, что будет учавствовать в строительстве терминалов в США.

Все конвертируемые терминалы в Северной Америке располагаются на восточном побережье США. Сразу же можно задать вопрос — а куда будет экспортироваться этот газ? Вероятнее всего в Европу. А в Европе сейчас также пытаются найти газ, правда с помощью тех же американских и международных компаний, которые вкладывают деньги в экспортные терминалы в Америке. Эта ситуация кажется на первый взгляд странной, ведь если они найдут газ в Европе, американские компании потеряют деньги вложенные в конвертацию терминалов в Америке. Возможно, эти компании и взялись помогать европейцам, чтобы подтвердить, что ресурсов газа в Европе крайне мало и добывать их не выгодно. Кроме того, в настоящее время эксперты в США и России единодушно соглашаются , что плотное бурение и тем более гидроразрывы опасны в густонаселенных районах Европы.
http://slanceviy-glas.livejournal.com/43588.html

OPEC: Monthly Oil Market Report, June 2012

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

pronedra.ru: О сланцевом газе

23 декабря 2011
Сланцевый газ, мифы и перспективы мировой добычи

Первая коммерческая добыча газа из сланцевого месторождения была осуществлена в 1821 году Вильямом Хартом на месторождении Fredonia (New York). В то же время промышленная добыча сланцевого газа в США связана с Томом Л.Уордом и Джорджем П. Митчелом и начата вначале 2000-х годов.

Высокая себестоимость добытого газа из сланца первоначально была связана с тем, что для поиска бурились многочисленные вертикальные скважины, проводился гидроразрыв пласта и откачивался газ. Сочетание вертикального и горизонтального бурения начали использовать только с 1992 года. Первым экспериментально-промышленным газосланцевым месторождением стало Barnett Shale, находящееся в США в штате Техас, в 2002 году началось промышленное горизонтальное бурение компаниями Devon Energy и Chesapeake Energy. Применение горизонтального бурения значительно сократило себестоимость добытого газа.

Современная технология добычи сланцевого газа подразумевает бурение одной вертикальной скважины и нескольких горизонтальных скважин длиной до 2-3-х км. В пробуренные скважины закачивается смесь воды, песка и химикатов, в результате гидроудара разрушаются стенки газовых коллекторов, и весь доступный газ откачивается на поверхность. Процесс горизонтального бурения проводится посредством инновационной методики сейсмического моделирования 3D GEO, которая предполагает сочетание геологических исследований и картирования с компьютерной обработкой данных, включая визуализацию. При бурении горизонтальной скважины важно соблюдать правила бурения, к чему относится, например, выбор правильного угла бурения, соответствующего углу наклона сланцевого пласта. Скважина должна пролегать сугубо в толще сланцевого пласта на достаточном расстоянии от его границ, в противном случае метан мигрирует через трещины и другие отверстия в верхний слой осадочных пород.

Первые экспериментальные разработки в области газодобычи из сланца начали проводиться компанией Mitchell Energy&Development во главе с Джорджем П. Митчеллом с 1980 года в США. Эта компания в 2001 году была куплена Devon Energy за 3,5 млрд. долларов. Полигоном для испытаний технологии горизонтального бурения Джоржем Митчелом стало месторождение Barnett Shale. В этом направлении с 1989 г. работал также Том Л. Уорд и его компания Chesapeake Energy. Для разработки эффективной технологии горизонтального бурения с гидроразрывом пласта понадобилось около 20 лет экспериментов. В настоящий момент Chesapeake Energy разрабатывает месторождения в Barnett Shale, Fayetteville Shale, Marcellus Shale, Haynesville Shale.

Опыт добычи в американских сланцевых бассейнах показывает, что каждое сланцевое месторождение требует индивидуального научного подхода и имеет совершенно уникальные геологические особенности, характеристики эксплуатации, а также существенные проблемы добычи. В США существует добровольная организация, называемая Комитет разработок газовых месторождений (Potential Gas Committee), которая состоит из специалистов в области сланцевой добычи. В 2009 году этой организацией был выпушен комплексный отчет об объемах газовых ресурсов в сланцевых залежах США, которые составили 51,9 трилл. куб. м. Министерство энергетики США в своем отчете предполагает в ближайшие годы повышение добычи сланцевого газа до 113 млрд. куб.м. При этом Межштатная ассоциация поставщиков природного газа США (INGAA) отмечает, что прогнозируемые объемы газодобычи могут быть достигнуты только при условии получения разрешений на бурение в перспективных районах, прозрачного процесса получения лицензий, а также высоких цен и наличия спроса на добытый газ.

Качественным показателем газовой эффективности сланца является содержание керогена, то есть углеродсодержащей органики. К наиболее термически зрелым сланцам относят месторождения «сухого газа» с керогеном, относящимся к типу III, которые имеются в Haynesville Shale, менее термически зрелые месторождения, относящиеся к типу II, образующими влажный конденсат, будут давать газ с примесями конденсата, что характерно для Eagle Ford Shale. Менее зрелые сланцы с керогеном типа I являются нефтеносными, то есть содержащими нефть в сланцевых депозитах, к таким месторождениям относится Bakken Shale в Северной Дакоте. При оценке месторождений нужно понимать, что объем доступного газа в сланцевом слое прямо пропорционален толщине сланца. Очевидно, что наиболее выгодными являются толстые и термически-зрелые сланцы. Как правило, они относятся к палеозойской и мезозойской эрам, в частности, к пермскому, девонскому, ордовикскому и силурийскому периодам.

Существует целый набор геохимических параметров, которые обуславливают условия добычи сланцевого газа, а, соответственно, определяют себестоимость и стоимость результирующего продукта. Прежде всего, существенно влияет на себестоимость добычи содержание глины в жестких песках, которая поглощает энергию гидроразрыва, что требует увеличения объема используемых химикатов. Каждое месторождение имеет уникальный объем диоксида серы, поэтому, чем ниже этот показатель, тем выше цена реализации газа.

Наиболее выгодными считаются «хрупкие» сланцы с большим содержанием диоксида кремния, эти месторождения содержат естественные трещины. Одна из причин, что месторождение Barnett Shale является продуктивным, связана с высоким содержанием кварца в сланце — 29-38%, порода сланца в Barnett Shale очень хрупкая, поэтому требуется меньшая мощность гидроразрыва.

Наиболее сложным для бурения в США считается месторождение Haynesville Shale, оно отличается высоким давлением в породах, а также его значительными скачками. При глубине бурения 3200-4100 м давление составляет 675 атмосфер при температуре более 150C. Такие условия бурения бросают вызов лучшим инженерам. Горизонтальные скважины имеют длину до 1500 м, добыча газа требует более мощных гидроразрывов.

Технология добычи сланцевого газа, как любая промышленная технология, подразумевает позитивные и негативные стороны. К позитивным моментам можно отнести:

существовало мнение, что разработку сланцевых месторождений с использованием глубинного гидроразрыва пласта в горизонтальных скважинах можно проводить в густозаселенных районах, единственной проблемой будет использование тяжелого транспорта;
значительные сланцевые месторождения газа находятся в непосредственной близости от конечных потребителей;
существовало мнение, что добыча сланцевого газа происходит без потери парниковых газов.
Однако после 10 лет эксплуатации скважин в Barnett Shale, Fayetteville Shale,Marcellus Shale, Haynesville Shale можно выделить следующие проблемы:

технология гидроразрыва пласта требует крупных запасов воды вблизи месторождений, для одного гидроразрыва используется смесь воды (7500 тонн), песка и химикатов. В результате вблизи месторождений скапливаются значительные объемы отработанной загрязненной воды, которая не утилизируется добытчиками с соблюдением экологических норм;
как показывает опыт разработки Barnett Shale, сланцевые скважины имеют гораздо меньший срок эксплуатации, чем скважины обычного природного газа;
формулы химического коктейля для гидроразрыва в компаниях, добывающих сланцевый газ, являются конфиденциальными. По отчетам экологов добыча сланцевого газа приводит к значительному загрязнению грунтовых вод толуолом, бензолом, диметилбензолом, этилбензолом, мышьяком и др. Некоторые компании используют соляно-кислотный раствор, загущенный с помощью полимера, для одной операции гидроразрыва используется 80-300 тонн химикатов;
при добыче сланцевого газа имеются значительные потери метана, что приводит к усилению парникового эффекта;
добыча сланцевого газа рентабельна только при наличии спроса и высоких цен на газ.

Химическая смесь компании Halliburton составляет около 1,53% от общего раствора и включает: соляную кислоту, формальдегид, уксусный ангидрид, пропаргиловый и метиловые спирты, хлорид аммония. Компания Chesapeake Energy использует свой состав химической смеси, но её объем в гидрорастворе гораздо меньше — 0,5%. В целом, газодобывающими компаниями для добычи газа используется около 85 токсичных веществ, некоторые из них имеют следующее предназначение:

соляная кислота способствует растворению минералов;
этиленгликоль противостоит отложениям на внутренних стенках труб;
изопропиловый спирт, гуаровая камедь и борная кислота используются в качестве загустителей и веществ, поддерживающих вязкость;
глютаральдегид и формамид противостоит коррозии;
нефть в лёгких фракциях используется для снижения трения;
пероксодисульфат аммония противостоит распаду гуаровой камеди;
хлорид калия препятствует химическим реакциям между жидкостью и грунтом;
карбонат натрия или калия — для поддержки баланса кислот.

В настоящий момент наносимый вред экологии региона сланцевого бассейна в Пенсильвании носит характер экологической катастрофы. Именно экологическая проблема наряду с использованием большого количества воды для осуществления гидроразрыва является наиболее острой для развития сланцевой добычи в густонаселенных районах. Несмотря на то, что гидроразрывы проводятся гораздо ниже уровня грунтовых вод, токсичными веществами заражен почвенный слой, грунтовые воды и воздух. Это происходит за счет просачивания химических веществ через трещины, образовавшиеся в толще осадочных пород, в поверхностные слои почвы. В некоторых районах Пенсильвании в колодцах можно поджечь воду. В результате действий экологов согласно Закону о чистой воде США от 2005 года вышло предписание для всех газодобывающих компаний из сланцевых месторождений раскрыть формулу химических коктейлей, а также снизить химическую нагрузку на экологию региона.

Также отметим, что наиболее успешные сланцевые месторождения относятся к палеозойской и мезозойской эре, имеют высокий уровень гамма-излучения, который коррелирует с термической зрелостью сланцевого месторождения. В результате гидроразрыва радиация попадает в верхний слой осадочных пород, в районах сланцевой добычи газа наблюдается повышение радиационного фона.

Основными поставщиками газа в Северной Америке следующие месторождения.

Barnett Shale (Техас). Первое месторождение сланцевого газа в США, которое использовалось как полигон для испытаний технологии. Геологическое картирование региона произведено еще в начале 20 века. Толщина сланцевого слоя богатого керогеном типа III (40% -60%) Barnett Shale составляет 90-150 м, глубина расположения сланцевого слоя — 1800-2700 м. Barnett Shale является геологическим образованием, расположенным в изгибе Arch-Fort Worth бассейна в осадочных породах реки Миссисипи, возраст месторождения 354-323 млн. лет, так как оно относится к пермскому и девонскому периодам. Прогнозируемые объемы месторождения по версиям различных экспертов весьма противоречивые и достигают 850 млрд. куб. м. Текущая добыча составляет 57 млрд. куб. м в год. Общая площадь бассейна около 13 тыс. м2. В Barnett Shale была найдена также нефть, но в гораздо меньших объемах, чем требует коммерческая разработка. Разработка месторождения усложнена из-за близкого расположения мегаполиса Dallas-Fort Worth Metroplex, в настоящее время запрещено бурение в районе природных парков. Основные операторы Barnett Shale — EOG Resources, Gulftex Operating, Inc, and Devon Energy, подчеркивают, что месторождение имеет сложную геологическую структуру, которая значительно усложняет бурение. В хорошо разведанном районе имеются хорошие скважины с достаточным объемом «сухого» газа без примесей конденсата. К опасным местам разработки относят тектонические разломы и районы карстового рельефа из-за многочисленных естественных известняковых пещер.

Woodford Shale (Оклахома). Технически месторождение содержит кероген типа II с высокой термической зрелостью месторождения, относится к палеозойской эре. Woodford Shale является более сложным для бурения районом. Однако Woodford Shale имеет богатые керогеном сланцевые залежи (60%-80%) с толщиной слоя сланца 15-91 м. Вертикальные скважины в настоящий момент достигли глубины 3300 м с боковыми скважинами до 3657 м. Применятся основная методика бурения с мультиотводами.

Haynesville Shale (Северная и Восточная Луизиана, Техас). Месторождение относится к юрскому периоду (151 до 157 млн. лет), для сланцевого слоя характерно высокое давление и высокая температура сланцев, толщина сланцевого слоя колеблется 61-73 м, содержание керогена до 40%, используются глубокие вертикальные скважины 3200-4140 м. Общая площадь месторождения составляет 9 тыс. кв.м. Успех месторождения связан с необычным строением сланцевого пласта с высокой степенью проницаемости, что обусловило скопление газа в резервуарах с низким давлением, также для сланцевого слоя характерно наличие вертикальных трещин. Бурение дает разные результаты.

Fayetteville Shale (Арканзас). Относится к древнему бассейну Миссисипи, содержание керогена в сланце составляет 20%-60%, толщина сланцевого слоя 60-75 м. Глубина залегания сланца предполагает бурение скважин от 3000 м и до 4000 м глубиной. Геологическое образование находится глубже в районах ближе к Мексиканскому заливу. Ресурс этого месторождения гораздо ниже, чем других мест.

Marcellus Shale (штат Пенсильвания, Западная Виржиния, Нью-Йорк и Мэриленд). Данное сланцевое месторождение оценивается как наиболее перспективное после Barnett Shale. Это связано также с тем, что на северо-востоке США более высокая цена на газ. Месторождение относится к палеозойской эре (240-400 млн. лет). Первое геологическое картирование проведено в 1836 году. Глубины месторождения составляют 1200-2600 м, толщина сланцевого слоя 7-275 м. Для месторождения характерны тектонические разломы и нормальное давление в сланцевом слое с содержанием керогена до 40%-60%. В данном районе более экономичные вертикальные скважины за счет малых глубин. Marcellus Shale имеет богатые урановые месторождения. К характеристикам Marcellus Shale можно отнести отсутствие дорожной инфраструктуры и удаленное расположение от густо заселенной местности.

Eagle Ford Shale (Южный Техас). Относится к меловому периоду (145 млн. лет). В данном районе добывается нефть и газ. В данный момент нефть добывается из 4-х нефтяных скважин, которые дают 170-250 баррелей нефти в день, дополнительно компанией Petro Hawk добывается газа около 2830 куб. м в день, мощность нефтяных скважин составляет 200-400 баррелей в день. Глубина сланцевого слоя в этом районе — 3000-3350 м, толщина — 60-76 м, сланец содержит до 70% керогена. По данным Euro Gas этот сланцевый бассейн считается лучшим в США и аналогом сланцевого бассейна силурийского периода в Польше и Западной Украине (возраст 443 млн. лет).

Bakken Shale (Северная Дакота). Относится к девонскому периоду (416 млн. лет), для этого района характерны нефтесодержащие сланцы с разным давлением. Толщина сланцевого слоя составляет 30-90 м. Содержание керогена достигает 30%. Этот район используется для нефтедобычи. Глубина вертикальных скважин составляет 2400-3000 м.

Также нужно привести данные о содержании органического углерода в толще сланцевых месторождений США, показатель ТОС:

В 2011 году многие газосланцевые компании и члены правительства США признали, что заявленные резервы месторождений сланцевого газа завышены и не так оптимистичны. В связи с этим директор Energy Information Administration (EIA) Г. Ньюэлл, который лоббировал вопросы газосланцевой промышленности, заявил о своем намерении уйти в отставку.

Отметим, что при гидроразрыве в сланцевом пласте образуются вертикальные трещины, которые, по мнению геологов, могут со временем «зарубцовываться» под весом осадочных пород. Однако частота гидроразрывов приводит к повышению проницаемости сланцевого слоя и жестких песков, что может быть причиной утечки метана в верхние слои почвы и попаданию его в воздух. Это подтверждают экологические данные из Пенсильвании, где в некоторых местах грунтовые воды можно поджигать.

Эффективность сланцевых скважин была оценена Артуром Бергманом, промышленным консультантом Labyrinth Consulting Services, а также аналитиком Беном Деллом, Bernstein Research, имеющим опыт работы на WallStreet E&P, отчет доступен в их блоге. Анализу подверглись 136 скважин Haynesville Shale. Большинство компаний отмечают снижение добычи из скважин, причем увеличение количества гидроразрывов не дает нужного результата. За счет увеличения количества скважин, конечно, производство возросло, но на каждой отдельной скважине наблюдается уверенный спад до уровня стабилизации, причем данные скважин ядра месторождений лучше, чем в дополнительных ареалах. По сравнению с Barnett Shale скважины Haynesville быстрее достигают уровня стабилизации добычи, однако это может свидетельствовать о том, что эти скважины будут иметь меньший срок службы. Для сравнения можно привести срок службы скважины обычного природного газа, составляющей 10-40 лет.

Кроме того, аналитики отметили, что рост добычи сократил в США рыночную стоимость газа, которая не должна быть меньше 180-240 долларов за тыс. куб. м, в настоящее время цена природного газа в США составляет 140 долларов за тыс. куб. м. В таких условиях продолжать бурение нерационально. По данным Baker Hughes, с 2009 по 2011 год количество скважин сократилось на 1,7%, против увеличения количества вышек в 2009 году на 28%. Многие компании в настоящий момент бурят и добывают газ себе в убыток, чтобы сохранить лицензии на добычу в надежде на повышение цен. Однако, если газовая инфраструктура США, включая заводы по производству сжиженного газа, LNG-терминалы, трубопроводы, не будет введена в эксплуатацию в ближайшие годы с целью увеличения экспорта, большинство газосланцевых компаний разорится. Крупные компании, включая Chesapeake Energy, в победном для США 2009 году получили миллиардные убытки из-за мощной капитализации в надежде на будущий газовый бум, большинство газосланцевых компаний в данный момент не может рассчитаться с кредитами.

Кроме того, газовый бум в США стал причиной активизации рыночного механизма. Вместе с увеличением спроса на газ увеличилась стоимость газодобывающего оборудования. Также экспоненциально росло количество добытчиков, которые регистрировали фирму-однодневку, покупали бросовый участок, получали лицензию и бурили. Как правило, каждая скважина дает 100% результат, при отсутствии научного подхода результат длиться не долго, то есть не более года. В результате увеличения газового предложения были обрушены цены на газ в противовес высоким европейским ценам. Таким образом, после покорения газового олимпа, для США ничего не остается, как строить газовую инфраструктуру, которая обеспечит экспорт американского газа. На сегодняшний день вопрос состоит в том, успеют ли запустить в эксплуатацию газовую инфраструктуру США до банкротства газосланцевых предприятий.

Нетрадиционные запасы газа России составляют 83,7 млрд. куб. м, источник «Газпром»

Условия добычи сланцевого газа в каждой стране уникальны, они весьма ограничиваются менталитетом населения, экологическим законодательством и активностью экологических организаций. Приведем некоторые факты.

Крупное месторождение сланцевого газа имеется в Канаде. Прежде всего, сланцевые разработки проводятся на территории Британской Колумбии, а также к северу от Форта Нельсон. Ведется разведка в Альберте, Саскачеване, Онтарио, Квебеке, Новой Шотландии. Большинство газовых операторов имеют опыт добычи нефтяных песков в провинции Альберта. Основным перспективным месторождением в Канаде является ордовикского периода — Utica Shale (488-443 млн. лет) в Квебеке. Толщина слоя сланца колеблется в пределах 45-213 м, ТОС — 3,5% до 5%, месторождение относится к девонскому периоду. Прогнозируемые запасы оценивались в 113 млрд. куб. м газа, успешные испытания проводились на нескольких экспериментальных скважинах. После скандальных публикаций экологов в Квебеке наложен мораторий на добычу сланцевого газа. В настоящий момент в Канаде ведутся активные работы на месторождении Muskwa Shale, относящимся к девонскому периоду (416-360 млн. лет), его прогнозируемые запасы — 179 млрд. куб. м газа.

Ориентируясь на опыт США, сланцевая программа в Китае лоббируется на государственном уровне. Китай предполагает добывать из сланца 30 млрд. куб. м в год и достичь к 2020 году 5% уровня от общей добычи. Газовые технологии заимствуются у США по договоренности с Бараком Обамой. Добыча сланцевого газа в Китае не сдерживается экологическими нормами.

В настоящий момент распределение цены на газ имеет следующий вид:средняя биржевая цена в ЕС на природный газ составляет $320 за тыс. куб. м, биржевая цена на газ в США — $147 за тыс. куб. м, цена российского трубного газа в ЕС составляет $360-403 за тыс. куб. м, цена за LNG-газ в Азии — $540 за тыс. куб. м, спотовые цены на рынке ЕС составляли $260-290 за тыс. куб. м. Мировой газовый рынок представляет собой целую систему региональных рынков, которые развиваются независимо: Северной Америки, Южной Америки, Европы, Азии, Австралии.

В ближайшие годы наращивать поставки в европейской части будет Катар, который лишился рынка США в связи с увеличением добычи из сланца. Объем газового экспорта Катара в Европу в первом полугодии 2011 года вырос на 35%. Кроме того, Катар наращивает газовую инфраструктуру и свое присутствие в Европе: Qatar Terminal Limited владеет долей акций в терминале Adriatic LNG (Италия), а также South Hook LNG (Великобритания), имеются официальные заявления о строительстве LNG-терминалов в Болгарии и Украине, рассматривается строительство газопровода «Катарбукко» по маршруту Катар-Ирак-Турция-Европа.

bakerhughesdirect.com: RigCounts current week


http://gis.bakerhughesdirect.com/RigCounts/default2.aspx

graphoilogy.com: Saudi Arabia in One Chart

April 27, 2011
100= 1981 value

Data Sources:
IMF: GDP, Inflation, Value of exports (past 2009 is forecast)
BP: Brent prices, consumption, and proven reserves
EIA: monthly crude oil production
Baker Hughes: rig count
UN: population forecast
Ghawar forecast (past 2003 is forecast)
http://www.graphoilogy.com/2011/04/saudi-arabia-in-one-chart.html